Tehdään tosi ISO pumppuvoimala

Edellisessä artikkelissa tutkittiin mahdollisuutta rakentaa pumppuvoimala käyttäen Lokkaa ja Porttipahtaa vesialtaina. Lasketaan nyt ihan äärimmäinen esimerkki pumppuvoimalasta, jolla oikeasti olisi suuri merkitys sähkövarastona, mutta jota ei koskaan tulla rakentamaan. Käytetään yläaltaana Päijännettä ja ala-altaana Suomenlahtea.

Päijänteen pinta-ala on 1080 km² ja pinnankorkeus 78 m. Lähtöarvot ovat paljon paremmat kuin Lokka-Porttipahdassa, joiden hyödyllinen korkeusero on vain kahdeksan metriä. Päijänteestä porataan Suomenlahteen tunneli ja sen suulle asennetaan vesiturbiinit ja pumput. Reilu korkeusero muodostaa melkein kahdeksan barin paineen, joten turbiiniksi soveltuu hyvin Francis-turbiini. Samaa turbiinia voidaan käyttää myös pumppuna ja generaattoria moottorina.

Päijänteestähän johtaa jo ennestään tunneli pääkaupunkiseudulle, jonka kautta tuodaan raakavesi pääkaupunkiseudun vesijohtoverkostoon. Päijänne-tunneli on 120 km pitkä, joka tekee siitä maailman toiseksi pisimmän kalliotunnelin. Tunnelissa on myös pieni vesivoimala, mutta tähän suunniteltuun pumppuvoimalaan tarvitaan isompi tunneli. PALJON isompi.

Potentiaalienergia lasketaan kaavasta E = mgh, jossa m on (veden) massa, g on Maan painovoiman kiihtyvyys ja h on korkeusero.

Käytetään hyväksi yhden metrin pinnankorkeuden vaihtelua Päijänteessä. Tämä vastaa yhden kuutiokilometrin vesimäärää. Enemmänkin voisi käyttää, mutta Päijänteen rantojen asukkaat tuskin pitäisivät siitä, että järven pinta heiluu yli metrin. Ei oteta tällä kertaa hyötysuhdetta huomioon, koska sillä ei ole merkitystä lopputuloksen kannalta. Myöskään veden virtaushäviöitä ei oteta huomioon. Lasketaan:

E = 1 080 000 000 t x 9,81 m/s² x 78 m = 16 203 GJ = 827 237 GJ ~ 230 000 MWh

Päijänteen pumppuvoimalaan voitaisiin varastoida 230 000 megawattituntia. Määrä vastaa Olkiluoto 3:n kuuden vuorokauden tuotantoa, tai kaikkien Suomen tuulivoimaloiden kahden ja puolen vuorokauden täyden tehon tuotantoa. 230 000 megawattituntia riittää sähköistämään Suomen kokonaisen vuorokauden ajaksi.

Teoriassa, jos oletetaan:

• Suomen sähkönkulutukseksi 10000 MW
• Rakennetaan 30000 MW tuulivoimaa
• Tuulivoima toimii kapasiteettikertoimella 0,33
• Tehovaihtelu olisi jokseenkin tasaista ja säännöllistä
• Yli vuorokauden mittaisia tuulettomia jaksoja ei esiinny
• Päijänne on täyteen pumpattu aina ennen kuin tuulivoima pysähtyy vuorokaudeksi

Näillä oletuksilla tämä yksi pumppuvoimala yhdessä tuulivoiman kanssa voisi sähköistää koko Suomen. Luonnollisesti, jos hyödynnetään Päijänteen pinnankorkeudesta kaksi metriä, nämä määrätkin kaksinkertaistuvat.

Tuottaakseen 10000 megawatin tehoa, pitää vettä juoksuttaa turbiinien läpi yksi kuutiokilometri vuorokaudessa, 12000 kuutiometriä sekunnissa. Määrä vastaa Rein-joen suurinta virtaamaa. Jos Päijänteestä Suomenlahteen tehdään yksi tunneli, jonka halkaisija on 17 metriä (maailman suurin tunnelipora), veden virtausnopeudeksi tulisi 50 metriä sekunnissa. Realistinen nopeus olisi ehkä viisi metriä sekunnissa, joten tunneleita tarvitaan kymmenen kappaletta.

Järjestelmän varjopuolena on Suomenlahden suolaisuus. Latausvaiheessa Päijänteeseen joudutaan pumppaamaan merivettä, joka aikaa myöten pilaa järven ja tekee myös pääkaupunkiseudun vedenoton Päijänteestä mahdottomaksi.

Vaikka idea on megalomaaninen ja täysin epärealistinen, se on hyvä ajatusleikki ja esimerkki siitä, millaisista mittasuhteista puhutaan, jos kokonaisen maan sähköjärjestelmä halutaan saada toimimaan pelkästään vaihtelevatuottoisen energialähteen turvin ilman kysyntäjoustoa ja siirtoyhteyksiä muihin maihin. Vastaavan kokoinen sähkövarasto voidaan tehdä myös Tesla Model X Long Range -mallin 100 kWh akuista. Niitä tarvitaan 2,3 miljoonaa kappaletta.

Sähköä ei sellaisenaan voi varastoida, mutta sähköllä voidaan tehdä jotain, jolla sitten myöhemmin voidaan tuottaa uutta sähköä. Akussa muutetaan sähkövirran avulla akun sisäistä kemiaa, jolla voidaan sitten tuottaa uutta sähköä saattamalla kemialliset reaktiot toimimaan toiseen suuntaan. Pumppuvoimalassa sähköllä pumpataan vettä alhaalta ylös, jolloin siitä voidaan tuottaa uutta sähköä laskemalla vesi takaisin alas. Sähkövaraston rakentamiseksi tarvitaan joku kemiallinen tai fysikaalinen ilmiö, jota voidaan hyödyntää vastaavalla tavalla. Tällä hetkellä ei tunneta sellaista ilmiötä, josta varmuudella voitaisiin sanoa, että varastoinnin ongelma sähköverkon vaatimassa mittakaavassa on ratkaistavissa tulevaisuudessa. Varsinaista teknistä estettä ei ole vaikka riittävän akkumäärän valmistamiseksi, mutta maailman raaka-aineet eivät siihen riitä, ja järjestelmästä tulisi aivan tähtitieteellisen hintainen.

Pumppuvoimala on kustannustehokkain ja skaalautuvin kaikista käytettävissä olevista sähkön varastointimenetelmistä. Maailman suurin pumppuvoimala on Fengning Pumped Storage Power Station Kiinassa. Sen altaiden korkeusero on 425 metriä, teho 3600 MW ja kapasiteetti 40000 MWh. Päijänteen kapasiteetti olisi melkein kuusi kertaa suurempi.

Mielenkiintoisena yksityiskohtana tätä kirjoittaessani huomasin, että Päijänteen suurin syvyys on 95 metriä, eli 17 metriä merenpinnan alapuolella.

Energy Storage Technology and Cost Characterization Report

Toimisiko Lokka ja Porttipahta pumppuvoimalana?

Sattui silmiini artikkeli otsikolla Tuulienergian varastointiin olisi tarjolla helppo ratkaisu.

Ingeressi kertoo idean:

”Ylimääräisen tuuli­energian aikana pumpataan ­vettä Porttipahdasta Lokkaan ja ­otetaan energia talteen ­tuulettomina ­aikoina yläaltaasta virtaavasta ­vedestä generaattorin avulla”, kirjoittaa tien- ja vesirakennusinsinööri Markku Isoaho.

Kuva: Luettelo Suomen sadasta suurimmasta järvestä

Ajatus Lokan ja Porttipahdan käyttämisestä pumppuvoimalan ylä- ja ala-altaana ei ole uusi. Muistan kuulleeni ideasta jo vuosia sitten, mutten ole sitä sen kummemmin miettinyt. Pumppuvoimala itsessään on kaikkein kustannustehokkain menetelmä sähköenergian varastointiin ja ainoa, mikä toistaiseksi on ollut mahdollista skaalata teolliseen mittakaavaan. Niitä on maailmalla useita kymmeniä, ehkä satoja.

Pumppuvoimalan idea on yksinkertainen. Halvan sähkön aikana pumpataan vettä ala-altaasta yläaltaaseen. Kalliin sähkön aikana vastaavasti lasketaan vettä turbiinin läpi päinvastaiseen suuntaan. Systeemin hyötysuhde on kohtalaisen hyvä, 70-80 %. Alla havainnollinen video pumppuvoimalan toiminnasta.

Suomessa on vähän, jos ollenkaan tähän tarkoitukseen sopivia geologisia muodostelmia. Voisiko Lokka ja Porttipahta olla sopiva paikka? Lasketaanpa siis, millainen energiamäärä tähän olisi mahdollista varastoida ja arvioidaan sitten, onko se ratkaisu tuulienergian varastointiin vai ei. Pumppuvoimalalle, samoin kuin tavalliselle vesivoimalalle, edullista olisi mahdollisimman iso korkeusero, jolloin tarvittava vesimäärä on mahdollisimman pieni. Suomessa on tyydyttävä Suomen maaston pieniin korkeuseroihin.

Käytetään Wikipediasta löytyviä lähtötietoja. Tarvitsemme altaiden pinta-alat ja pintojen korkeudet merenpinnasta.

	Lokka	Porttipahta
Pinta-ala:	300	150	km²
Pinnankorkeus:	240-245	234-245	m

Virtaussuunta on Lokasta Porttipahtaan. Altaiden pinnankorkeudet ovat ylimmillään tasoissa, mutta Porttipahdan alavesipinta voi olla kuusi metriä alempana kuin Lokan.

Ajatellaan lähtötilanne, jossa Lokka on täynnä ja Porttipahta tyhjä. Pinnat ovat silloin 245 m ja 234 m, korkeuseroa on 11 metriä.

Molempien altaiden pinta-ala vaihtelee huomattavasti pinnankorkeuden mukaan, koska rannat ovat loivia. Käytetään esimerkissä altaiden keskimääräisiä pinta-aloja. Suuruusluokkatarkastelussa tämä tarkkuus riittää hyvin. Koska Lokan pinta-ala on kaksi kertaa suurempi kuin Porttipahdan, nousee Porttipahdan pinta kahdella metrillä, kun valutetaan yksi metri vettä Lokasta. Käytetään tässä esimerkissä korkeuseroa välillä 11 ja 5 metriä. Keskimääräinen pinnankorkeusero on kahdeksan metriä.

Kun Lokan pinta laskee kaksi metriä, Porttipahdan pinta nousee neljä metriä, jolloin ollaan saavutettu alaraja, viiden metrin pinnankorkeusero.

Potentiaalienergia lasketaan kaavasta E = mgh, jossa m on (veden) massa, g on Maan painovoiman kiihtyvyys ja h on korkeusero.

Kahden metrin paksuisen vesikerroksen tilavuus Lokassa on 600.000.000 m² ja sen massa saman verran tonneissa. Nyt voidaankin sijoittaa luvut kaavaan ja laskea.

E = 600.000.000 t x 9,82 m/s² x 8 m = 16203 GJ = 47100 GJ ~ 13000 MWh

Ei ihan mitätön määrä, mutta ei kovin suurikaan. Se vastaa koko Suomen noin tunnin talviajan sähkönkulutusta. Olkiluoto 3 tuottaa saman verran kahdeksassa tunnissa. Kaikki Suomen tuulivoimalat täysillä pyöriessään tuottavat sen suunnilleen neljässä tunnissa.

Varastoidun energiamäärän lisäksi ratkaisevaa on voimalasta saatava teho. Katsotaanpa, kuinka paljon virtaamaa tarvittaisiin, jos systeemistä otettaisiin 100 MW tehoa.

Koska korkeuseroa on käytettävissä aika vähän, tarvitaan virtaamaa vastaavasti paljon. 13000 MWh kapasiteettia voidaan 100 MW purkaa teholla viisi ja puoli vuorokautta. Sinä aikana turbiinin läpi pitää laskea koko tuo 600 miljoonaa kuutiota vettä. Keskimääräisenä sekuntivirtaamana se tekee 1273 m³/s. Tämä esimerkiksi yli kolme kertaa enemmän kuin Kemijoen virtaama.

Lokka ja Porttipahta ovat yhteydessä toisiinsa suluttoman, kymmenen kilometrin mittaisen Vuotson kanavan kautta. Kanavan leveys on n. 40 metriä ja siinä on 1,5 metrin syväyksellä merkitty veneväylä. Jos kanavan syvyys olisi 2 metriä, sen poikkipinta-ala olisi 80 m². Jotta sitä pitkin saataisiin virtaamaksi 1273 m³/s, tarvittaisiin virtausnopeudeksi 1273 m³/s / 80 m² = 16 metriä sekunnissa, mikä vastannee jo vuolasta koskea.

Jotta kahden vesialtaan välille voidaan rakentaa vesivoimala, pitää eri korkuiset vedet olla melko lähellä toisiaan. Vuotson kanava ei tarkoitukseen kelpaa, ellei sitä pengerretä koko matkalta siten, että veden korkeus kanavassa Porttipahdan rannalla on sama kuin Lokassa. Melko varmasti kanavaa pitäisi myös leventää melkoisesti, jotta vaadittu vesimäärä mahtuu siinä virtaamaan.

Laskelmissa ei ole huomioitu hyötysuhdetta. Pumppuvoimalan täyden syklin (lataus-purku) hyötysuhde on välillä 70%–80%. Todellinen kapasiteetti jäisi n. 10000 megawattiin. Tietenkin altaiden korkeuserosta voitaisiin hyödyntää enemmänkin kuin tässä esimerkissä käytetty noin puolet, mutta mitä pienemmäksi korkeusero menee, sen vähemmän energiaa samasta vesimäärästä saadaan.

Yhteenveto

Lokan ja Porttipahdan tekoaltaista voidaan rakentaa pumppuvoimala, teknistä estettä sille ei ole. Voimalan varastointikapasiteetiksi saataisiin noin 10000 MWh. Rakentaminen vaatisi massiivisia maansiirtotöitä, altaita yhdistävän kanavan pengerrystä, tai vaihtoehtoisesti tunnelin kaivamista altaiden välille. Systeemin maksimitehoa rajoittaa pienestä korkeuserosta johtuva suuri virtaana ja sen vaatima suuriläpimittainen kanava/kanavat/tunnelit. Kohtuudella voidaan tavoitella muutamien kymmenien tai ehkä sadan megawatin tehoa.

Paikallisten olosuhteiden lisäksi ratkaisuun vaikuttavat kyseiseen vesistöön liittyvät, jo olemassa olevat vesivoimalat, sekä paikalliset vesiolosuhteet. Miten mahdollinen pumppuvoimala vaikuttaisi vesivoimaloihin ja lumen sulamisvesien valumiin? Jos altaiden koko tilavuus tarvittaisiin sulamisvesien hallintaan, se vähentäisi pumppuvoimalan käytettävyyttä.

Kuten alussa todettiin, idea Lokan ja Porttipahdan käyttämisestä pumppuvoimalan altaina on keksitty jo kauan sitten, ja ehkä hyvästä syystä unohdettu silloinkin. Sekä voimalan teoreettinen sähkön varastointikapasiteetti että teho olisivat jokseenkin merkityksettömiä koko Suomen sähköverkon kannalta, ja mitätön olemassa olevien vesivoimaloiden säätökykyyn verrattuna. Helppoa ja tehokasta ratkaisua sähkön varastointiin pumppuvoimalalla Suomen olosuhteissa ei ole olemassa.

Sähkövarastolla voi joka tapauksessa sen koosta riippumatta tehdä rahaa lataamalla varastoa halvalla sähköllä ja myymällä kalliimmalla. Jos esim. ladataan 100 MW teholla viiden tunnin ajan kun sähkö maksaa 10 €/MWh saadaan talteen 500 MWh hintaan 5000 €. Kun 500 MWh myydään hintaan 50 €/MWh, saadaan 25000 € ja tehdään voittoa 20000 €. Jos tällaisia syklejä on vuodessa vaikka 200 kpl, saadaan vuosituotoksi neljä miljoonaan euroa. Lokka-Porttioahta -voimalan taloudellinen tarkastelu edellyttäisi luonnollisesti tarkempaa analyysiä, jossa pitää ottaa huomioon mm. sähkövero, sähköliittymän ja siirron hinta sekä voimalan kunnossapito-, pääoma ja muut kulut. Tarkemmat talouslaskelmat jätän jonkun muun tehtäväksi. Sähkön suuret hintavaihtelut ovat todennäköisesti tulleet jäädäkseen, joten varastoille saattaa kyllä löytyy kannattavuutta.

Tuulivoiman tehovaihtelut Euroopassa 2021

Yhä edelleen kuulee sanottavan, että tuulivoiman tehonvaihtelut eivät niin haittaa, koska ”jossain tuulee aina”. Vuonna 2011 tein tuuliasemadatan perusteella tarkastelun, jonka tulos on tässä.

Kuva 1.

Tarkastelu osoitti, että tuuliteho vaihtelee edelleen, vaikka tuotantoalueena on koko Eurooppa. Tarkastelu oli enemmän tai vähemmän suuntaa antava, koska se perustui sääasematietoihin, jotka on mitattu vain n. 10 metrin korkeudelta maanpinnasta. Sittemmin tuulivoimaa on rakennettu runsain mitoin ja nyt on oikeaakin tuotantodataa saatavissa, niin tehdäänpä samanmoinen tarkastelu uudelleen, oikeaa dataa käyttäen.

Haetaan vuoden 2021 data sivustolta Entsoe Transparency Platform. Data on vapaasti saatavissa. Taulukkomuotoisen datan noutaminen vaatii ilmaisen rekisteröitymisen. Haettu data on myös tässä.

Tarkastelussa mukana olevat maat kuvassa 2 merkittynä keltaisella.

Kuva 2.

Pinottu aluekaavio tehoista kuvassa 3.

Kuva 3.

Eri maissa on hyvin eri määriä tuulisähkötehoa, mikä näkyy tässä kuvassa. Ylimpänä näkyy sinisellä Saksa, jossa tuotetaan eniten tuulisähköä Euroopassa. Toisena on Espanja punaisella.

Jotta voidaan tarkastella tuulisuuden vaihtelua alueella, riippumatta eri maiden erisuuruisista tehoista, data täytyy yhteismitallistaa. Tehdään se suhteuttamalla jokaisen maan tuotanto kyseisen maan viiden huipputunnin keskiarvoon. Nämä lukemat näkyvät kuvassa 4.

Kuva 4.

Kun jaetaan tuntitehot äsken lasketulla maksimitehoilla, saadaan aikasarjat, jossa tuntitehot saavat arvon välillä 0 ja 1.

Lasketaan yhteismitallistetuista tehoista tuntikohtaiset keskiarvot. Saatu kaavio (kuva 5) kuvastaa tuulisuuden vaihtelua Euroopassa kuvan 2 keltaisella alueella.

Kuva 5.

Kuva 5 muistuttaa aiempaa tarkastelua kuvassa 1 varsin hyvin. Kuvassa 1 on käytetty vuorokausikeskiarvoja, joten se näyttää tasaisemmalta kuin tuntidata. Piirretään seuraavaksi pysyvyyskäyrä, kuvassa 6.

Kuva 6.

Kuva 7.

Kuvassa 7 on vertailun vuoksi aiemman tarkastelun pysyvyyskäyrä. Mittausdatasta muodostettu pysyvyyskäyrä osoittaa vaihtelun olevan vähän isompaa kuin sääasemadatasta muodostettu käyrä.

Datasta voidaan samalla kätevästi laskea vuosituotannot terawattitunteina (kuva 8), kapasiteettikertoimet (kuva 9) ja tuulisähkön tuotanto asukasta kohden (kuva 10).

Kuva 8.

Kuva 9.

Kuva 10.

Kapasiteettikertoimet pitäisi laskea asennetun tehon perusteella, mutta Entsoen tarjoamissa luvut eivät näytä olevan aivan ajan tasalla, joten en käyttänyt niitä.

Lasketaan vielä maksimiteho pinta-alaa kohden (kuva 11).

Kuva 11.

Eniten tuulivoimaa pinta-alaa kohden on Belgiassa, 134 kW/km². Jos jokaiseen maahan rakennettaisiin yhtä paljon tuulivoimaa kuin Belgiassa, sitä olisi alueella neljä kertaa enemmän kuin nyt. Tehonvaihteluun ei kapasiteetin lisääminen vaikuta. (Edit: suurin osa Belgian tuulivoimaloista sijaitsee merellä, joten tämä kohta ei ihan sellaisenaan pidä paikkaansa. Sama tilanne jossain määrin muuallakin rannikon alueella.)

Yhteenveto

Tuulivoimatuotannon hajauttaminen suuremmalle maantieteelliselle alueelle luonnollisesti vähentää tehovaihtelua, mutta ei missään määrin eliminoi sitä. Vaihtelut ovat edelleen suuria ja nopeita, kuten kuva 5 osoittaa. Vuoden mittaan koko alueen teho vaihtelee kuvan 6 pysyvyyskäyrän mukaisesti välillä 4..67%. Vaikka vaihteluväli olisi pienempikin, hajauttamisesta ei olisi vastaavaa hyötyä, koska alueen sisäinen sähkön siirtokapasiteetti ei riitä alkuunkaan, jotta tuotannon hajautusta voitaisiin kunnolla hyödyntää. Lisäksi tuotantoa pitäisi olla asennettuna tasaisesti koko alueen pinta-alalle, jotta tuulisähkön tuotannon hajauttamisesta saataisiin täysi hyöty. Siirtokapasiteetin lisääminen on huomattavasti hitaampaa kuin tuulituotannon lisääminen. Siirtoverkkojen kapasiteetin kanssa on ongelmia jopa joidenkin maiden sisällä, mannertensisäisestä siirrosta puhumattakaan.

Tuuliennusteet ovat varsin luotettavia, joten tuulitehon käyttäytyminen tulevien päivien aikana on tiedossa riittävällä tarkkuudella, jotta siihen voidaan varautua. Varautumiskeinoina käytetään vesivoimaa, mikäli sitä on, tai kaasu- ja hiilivoimaloita, jopa ydinvoimaloita, jos muuta säätyvää tuotantoa ei ole riittävästi.

Sähkövarastoita puhutaan usein tuulivoiman yhteydessä, mutta edullisia, vaadittaviin mittoihin skaalautuvia varastoitimenetelmiä ei ole olemassa, eikä nykytietämyksen mukaan myöskään tulossa. Vaikka olisikin, tuulisähkö todennäköisesti menettäisi asemansa ”halvimpana” sähköntuotantomuotona, koska varastointi maksaa. Tämän tuotannonvaihtelun ongelman tuulivoima ulkoistaa muiden maksettavaksi, mikä nähdään sekä fossiiliriippuvuutena, että voimakaana sähkön pörssihinnan vaihteluna. Tästä ongelmasta kirjoitti Rauli Partenen Twitterissä jokunen päivä sitten, twiitti tässä. Tekniika&Talous kirjoitti samasta aiheesta otsikolla Fingrid: Tuulivoiman ennätyksellinen kasvu tekee Suomen kantaverkosta alttiimman häiriöille – Länsirannikolla ollaan äärirajoilla jo 2024

Asukasta kohden tuotetun tuulisähkön määrässä mitattuna Suomi pärjää kansainvälisessä vertailussa hyvin. Euroopassa olemme viidentenä, menneet jo Saksasta ohi. Etumatkamme tulee nopeasti kasvamaan, koska tuulivoimaa rakennetaan tällä hetkellä Suomessa suhteellisesti enemmän kuin Saksassa.

Korjaus, 5.10.2022: Kuvassa 3 oli virhe. Piti olla pinottu kaavio, mutta ei ollut. Kuva vaihdettu, vanha virheellinen kuva on täällä. Kiitos @EsalaAntti.

Ensimmäinen SMR voidaan rakentaa vuoteen 2026 mennessä…

…jos halutaan. Mistäkö tiedän? Koska se on tehty ennenkin. Aloitetaanpa alusta.

Otto Hahn ja Fritz Strassmann havaitsivat vuonna 1939, että uraanin pommittaminen neutroneilla tuottaa bariumia. Tämän perusteella Lise Meitner ja Otto Frisch esittivät samana vuonna, että uraaniydin halkeaa kahteen lähes yhtä suureen osaan. Täysin uusi ilmiö, uraaniatomin fissio, oli näin keksitty.

Kuva 1. Chicago Pile-1.

Ilmiön mahdollisuudet ymmärrettiin varsin nopeasti tämän jälkeen. Enrico Fermi teki kuuluisan Chicago Pile-1 -kokeensa vuonna 1942. Kokeessa todistettiin, että hallittu fissio on mahdollista aikaansaada. Seuraavana vuonna rakennettiin Chicago Pile-2 ja -3.

Ensimmäinen sähköä tuottanut reaktori, Experimental Breeder Reactor I, rakennettiin Idahoon 1951. Se oli nopea hyötöreaktori, joka tuotti sähköä neljään 200 watin lamppuun. Ei paljon, mutta se todisti, että tekniikalla voidaan tuottaa sähköä. EBR-I:n tärkeämpi saavutus oli kuitenkin todistaa oikeaksi teoria, jonka mukaan hyötöreaktori on mahdollista rakentaa ja saada toimimaan.

Ensimmäinen käytännön sovellus, ydinsukellusvene Nautilus, laskettiin vesille 1954. Alus jatkoi palveluskäytössä aina vuoteen 1980, jonka jälkeen se museoitiin.

Kuva 2. Nautilus.

Vuonna 1953 Yhdysvaltain laivaston ydinsukellusveneprojektin vetäjää, amiraali Hyman Rickoveria pyydettiin rakentamaan yksi sukellusveneen koneisto kuivalle maalle. Potkurikoneiston tilalle luonnollisesti asennettiin sähköä tuottava turbogenerattori. Syntyi yksi maailman ensimmäisistä ydinvoimaloista, Shippingport Atomic Power Station. Laitoksen rakentaminen kesti 32 kuukautta ja se aloitti toimintansa 1957. Laitos suljettiin vuonna 1982 ja on sittemmin jo purettu maan tasalle ja alue on vapautettu muuhun käyttöön ilman rajoituksia. Näin todistettiin samalla, että voimala on mahdollista purkaa. Shippingportissa demottiin myös toriumin käyttäminen polttoaineena.

Tässä oli lyhyesti kuvattuna Yhdysvalloissa toteutunut kehityspolku. Samaan aikaan kehitystä tapahtui Neuvostoliitossa, jossa ensimmäinen voimala, vain viiden megawatin Obninsk kytkettiin ensimmäisen karran verkkoon jo vuonna 1954. Isossa Britanniassa Calder Hall vihittiin käyttöön 1956.

Yhdysvaltain kehityspolku:

1939 – fissio keksitään
1942 – ensimmäinen koereaktori, Chicago Pile-1 rakennetaan
1951 – ensimmäinen sähköä tuottanut reaktori, EBR-I rakennetaan
1953 – Shippingport tilataan
1954 – ensimmäinen käytännön sovellus, sukellusvene Nautilus lasketaan vesille
1957 – Shippingport valmistuu

Näiden lomassa muualla:

1954 – Obninsk Neuvostoliitossa, Moskovan lähellä valmistuu
1956 – Calder Hall Isossa Britanniassa vihitään käyttöön

Yhdisvalloissa oli myös Borax-testisarja jossa valmistettiin muutamia kiehutusvesilailaitoksia pääasiassa testikäyttöön. Sarjan kolmas versio vuonna 1955 tuotti jonkin aikaa pari megawattia sähköä paikalliseen sähköverkkoon.

Opitaan historiasta

Kuva 3. Shippingportin voimalan paineastian asennus 1956.

Itse ilmiön keksimisestä ensimmäiseen käytännön sovellukseen, sukellusvene Nautilukseen, kului siis aikaa vain 15 vuotta. Shippingportin laitos tilattiin vuonna 1953 ja se valmistui neljä vuotta myöhemmin.

Shippingportin voimala perustui alun perin sukellusveneen voimalähteeksi kehitettyyn painevesireaktoriin, joka yhä nykyäänkin on eniten käytetty tekniikka. Aikaa laitoksen tilauksesta käyttöönottoon tarvittiin neljä vuotta.

Shippingportin koko oli nykymittapuun mukaan pieni, vain 60 megawattia sähköä, mutta se oli juuri samaa kokoluokkaa kuin nykyiset suunnitteluasteella olevat SMR-voimalat.

Verrattuna 50-luvun suunnittelu- ja valmistustekniikkaan, meillä on nykyään käytettävissä erittäin kehittyneet CAD-ohjelmistot ja kaikki tarvittavat muut mallinnusmenetelmät ja tehokkaat tietokoneet, joilla vastaavan laitoksen suunnittelu onnistuu nopeammin kuin silloin. Sekä materiaali- että valmistustekniikka ovat kehittynyeet huimasti, ja monia tarvittavia osia, kuten polttoaine-elementtejä moiseen laitokseen saa ”valmiina kaupasta”. Mitään perussuunnittelua ei enää tarvita. Periaatteessa riittää, että päätetään millainen laitos halutaan rakentaa, suunnitellaan se, ja sen jälkeen rakennetaan.

Amiraali Ricover 50-luvulla tarvitsi siihen neljä vuotta aikaa. Jos nyt päätämme rakentaa vaikkapa jonkin kaupungin kaukolämmitykseen kytkettävän, pelkkää lämpöä tuottavan fissiosovelluksen, se on teknisesti aivan hyvin tehtävissä neljässä tai viidessä vuodessa. Puheet siitä, että SMR-tekniikka olisi käytettävissä lämmityksen CO2-päästöjen vähentämiseen vasta hiilikiellon jälkeen joskus 2030-luvulla, ovat kerta kaikkiaan potaskaa. Niin voi kyllä ollakin, jos tähän mahdollisuuteen ei uskota ja tyydytään vain puuhastelemaan jotakin ja katsomaan mitä muut tekevät.

Jos sen sijaan päätetään, että kaikkinainen polttaminen kaupunkiemme lämmittämisessä lopetetaan mahdollisimman nopeasti, ensimmäinen SMR-lämpölaitos saadaan valmiiksi ja toimimaan noin viidessä vuodessa. Se voidaan tehdä, koska se tehtiin jo yli 60 vuotta sitten.

Suomalaiset hankkeet

Kuva 4. VTT:n kaukolämpö-SMR vuonna 2021.

Tekniikka osataan Suomessa. Meneillään on kaksikin hanketta lämpölaitoksen suunnittelemiseksi.

• VTT: Kaukolämpöä tuottava ydinreaktori voitaisiin valmistaa Suomessa
• LUT kehittää kaukolämpöä tuottavaa pienydinvoimalaa

Varsinkin VTT:n konseptin mukaisen laitoksen koko rakentaminen voidaan tehdä Suomessa. LUT on vähän eksoottisempi. Kanava-tyyppinen reaktori on valmistattava zirkoniumista, eikä siihen löydy valmiiksi osaamista Suomesta. Täysin vastaavaa ei itse asiassa ole tehty missään aiemmin, vaikkakin rakenne muistutaa jonkin verran kanadalaista CANDU:a. Sen sijaan VTT on periaatteessa aivan samanlainen kuin maailman kaikki muutkin kevytvesilaitokset, pienemmällä paineella ja lämpötilalla vain, mikä tekee rakenteesta huomattavasti kevyemmän ja yksinkertaisemman.

Polttoainetta meillä ei valmisteta, eikä tarvetta siihen ei olekaan, koska valmistajia maailmalla on useita ja polttoaineen tarve on hyvin vähäinen. Esimerkiksi VTT:n moduulin lämpötehoksi on kaavailtu 50 MW, mikä on vain noin 1% (yksi prosentti!) Olkiluoto 3:n lämpötehosta. Polttoaineen tarve on lähes suorassa suhteessa tehoon, samoin kuin monet muutkin suunnitteluun vaikuttavat lähtökohdat.

Suomalaisen säästä riippumattoman ja polttoon perustumattoman kaukolämpölaitoksen rakentaminen on vain ja ainoastaan tahdosta kiinni. Teknisesti se voidaan toteuttaa helposti tämän vuosikymmenen puolella, koska vastaava on tehty ennenkin. Meillä on jo julistettu ilmastohätätila, joten nyt olisi aika toimia sen mukaisesti. Siis NYT, eikä vasta 30-luvulla.

Olkiluoto ja 50 muuta

Olkiluoto 3:n pitkäksi venähtänyttä rakennusprojektia käytetään tämän tästä esimerkkinä siitä, miten hidasta ja kallista ydinvoimalan rakentaminen on. Kukaan ei kuulemma tiedä, kauanko se kestää ja mitä se maksaa. Mutta Suomi ei ole koko maailma, eikä Olkiluoto ainoa lajissaan. Katsotaan siis mitä muualla tapahtuu.

Maailmalla on jo valmistunut 50 muuta ydinvoimalaa, joiden rakentaminen on aloitettu Olkiluoto 3:n aloittamisen jälkeen. Ne ovat:

1. BELOYARSK-4 – RUSSIA – 820 MW
2. CHANGJIANG-1 – CHINA – 601 MW
3. CHANGJIANG-2 – CHINA – 601 MW
4. CHASNUPP-2 – PAKISTAN – 300 MW
5. CHASNUPP-3 – PAKISTAN – 315 MW
6. CHASNUPP-4 – PAKISTAN – 313 MW
7. FANGCHENGGANG-1 – CHINA – 1000 MW
8. FANGCHENGGANG-2 – CHINA – 1000 MW
9. FANGJIASHAN-1 – CHINA – 1012 MW
10. FANGJIASHAN-2 – CHINA – 1012 MW
11. FUQING-1 – CHINA – 1000 MW
12. FUQING-2 – CHINA – 1000 MW
13. FUQING-3 – CHINA – 1000 MW
14. FUQING-4 – CHINA – 1000 MW
15. HAIYANG-1 – CHINA – 1170 MW
16. HAIYANG-2 – CHINA – 1170 MW
17. HONGYANHE-1 – CHINA – 1061 MW
18. HONGYANHE-2 – CHINA – 1061 MW
19. HONGYANHE-3 – CHINA – 1061 MW
20. HONGYANHE-4 – CHINA – 1061 MW
21. LENINGRAD 2-1 – RUSSIA – 1101 MW
22. LING AO-3 – CHINA – 1007 MW
23. LING AO-4 – CHINA – 1007 MW
24. NINGDE-1 – CHINA – 1018 MW
25. NINGDE-2 – CHINA – 1018 MW
26. NINGDE-3 – CHINA – 1018 MW
27. NINGDE-4 – CHINA – 1018 MW
28. NOVOVORONEZH 2-1 – RUSSIA – 1100 MW
29. NOVOVORONEZH 2-2 – RUSSIA – 1101 MW
30. QINSHAN 2-3 – CHINA – 619 MW
31. QINSHAN 2-4 – CHINA – 619 MW
32. ROSTOV-3 – RUSSIA – 950 MW
33. ROSTOV-4 – RUSSIA – 979 MW
34. SANMEN-1 – CHINA – 1157 MW
35. SANMEN-2 – CHINA – 1157 MW
36. SHIN-KORI-1 – KOREA – 996 MW
37. SHIN-KORI-2 – KOREA – 996 MW
38. SHIN-KORI-3 – KOREA – 1416 MW
39. SHIN-KORI-4 – KOREA – 1418 MW
40. SHIN-WOLSONG-1 – KOREA – 997 MW
41. SHIN-WOLSONG-2 – KOREA – 993 MW
42. TAISHAN-1 – CHINA – 1660 MW
43. TIANWAN-3 – CHINA – 1045 MW
44. TIANWAN-4 – CHINA – 1045 MW
45. YANGJIANG-1 – CHINA – 1000 MW
46. YANGJIANG-2 – CHINA – 1000 MW
47. YANGJIANG-3 – CHINA – 1000 MW
48. YANGJIANG-4 – CHINA – 1000 MW
49. YANGJIANG-5 – CHINA – 1000 MW
50. YANGJIANG-6 – CHINA – 1000 MW

Niiden yhteisteho on 48 993 MW ja keskimääräinen rakentamisaika on ollut kuusi vuotta ja viisi kuukautta. Olkiluoto 3:lla se tulee olemaan yli kuusitoista vuotta. Laitosten rakentamisajat näkyvät tässä kaaviossa, rakentamistöiden alkamisesta siihen hetkeen kun ne on otettu kaupalliseen käyttöön.

Kuva 1. Lähde: https://pris.iaea.org/pris

Kaavion värien selitykset:

• Punainen – aika rakentamisen aloituksesta ensimmäiseen reaktorin kriittisyyteen
• Keltainen – aika ensimmäisestä kriittisyydestä ensimmäiseen verkkoon tahdistamiseen
• Vihreä – aika ensimmäisestä verkkoon tahdistamisesta kaupallisen käytön alkuun

Kiinassa on rakennettu kaksi OL3:a vastaavaa Arevan EPR-laitosta. Taishan-1 rakennustyöt aloitettiin lokakuussa 2008, Taishan-2 huhtikuussa 2009. Taishan-1 on jo kaupallisessa käytössä, rakentaminen kesti yhdeksän vuotta. Taishan-2 on tahdistettiin verkkoon ensimmäisen kerran 23.6.2019, mutta syystä tai toisesta se ei ole vielä kaupallisessa käytössä.

Monia laitoksia maailmalla on rakennettu alle viidessä vuodessa. Ennätys lienee Japanin HAMAOKA-4 , jonka rakentaminen kesti kolme vuotta ja kahdeksan kuukautta. Kyseessä on 1092 MW:n kiehutusvesilaitos.

Olkiluoto 3:n käyttäminen todistamaan ydinvoiman rakentamisen hitautta on näin ollen samanlaista kirsikanpoimintaa kuin ilmastoskeptikoiden yritykset todistaa lämpenemisen päättyneen vetoamalla muutaman vuoden viilenevään trendiin pidemmän aikavälin trendin ollessa kiistatta lämpenevä.

Rakenteilla olevia laitoksia

Toinen kaavio näyttää kaikki rakenteilla olevat laitokset.

Kuva 2. Lähde: https://pris.iaea.org/pris

Nähdään, että Olkiluoto 3 ei kuitenkaan ole tällä hetkellä pisimpään rakenteilla ollut laitos, vaan se on vasta kahdeksannella sijalla. Kauemmin rakenteilla ovat olleet:

1. KHMELNITSKI-3 – UKRAINE – 1035 MW
2. KHMELNITSKI-4 – UKRAINE – 1035 MW
3. LUNGMEN 1 – TAIWAN, CHINA – 1300 MW
4. LUNGMEN 2 – TAIWAN, CHINA – 1300 MW
5. MOCHOVCE-3 – SLOVAKIA – 440 MW
6. MOCHOVCE-4 – SLOVAKIA – 440 MW
7. PFBR – INDIA – 470 MW

Syitä näiden hankkeiden viivästymisiin voi käydä lukemassa esim. Wikipedia-artikkeleista linkkien takaa. Intian PBRE – Prototype Fast Breeder Reactor, on Intian omaa suunnittelua oleva hyötöreaktorin prototyyppi.

Katsotaan vielä erikseen kaikkien kuvassa 1. olevien laitosten rakentamisajat vuosissa.

Kuva 3. Lähde: https://pris.iaea.org/pris

Näyttää siltä, että rakennusaika on joko selvästi alle kuusi, tai sitten selvästi yli kuusi vuotta. Kiinan kauimmin kestäneet projektit ovat kaksi EPR:ää sekä muutama AP-1000, mikä on siksi mielenkiintoista, että AP-1000 on suunniteltu nopeasti rakennettavaksi, minimoimalla laitteiden lukumäärää ja koostamalla se mahdollisimman valmiiksi rakennetuista moduuleista.

Kiinan omaa suunnittelua olevat laitokset rakentuvat kaikki noin viidessä vuodessa, mitä voitaneen pitää realistisena tavoitteena mille tahansa järkevästi suunnitellulle isolle ydinvoimallalle.

Aiemmat tämän sarjan artikkelit:

1. Olkiluoto ja 10 muuta
2. Olkiluoto ja 22 muuta

Mitä minä sanoin?

Uniperin uuden 1000 MW Datteln 4 -hiilivoimalan käynnistäminen on herättänyt laajaa vastustusta. Tavallaan ymmärrettävää, mutta tilannehan ei ole mitenkään yllättävä. Sen kerran kun pääsee sanomaan ”mitä minä sanoin”, täytyy se tehdä: Mitä minä sanoin? Vuonna 2014 kirjoitin otsikolla

Saksan energiavallankumous mahdottoman edessä

jonka pääsanoma oli, että Saksa on typerällä energiapolitiikalla sitonut itsensä fossiilisiin polttoaineisiin hamaan tulevaisuuteen. Dattelnin käynnistämisen aiheuttamasta kohusta päätelleen, tätä syy-seuraus-suhdetta ei vieläkään ymmärretä.

Ei ymmärretä sitä, että energiateollisuudessa kvartaali on 25 vuotta. Tämän päivän tapahtumiin vaikuttavat päätökset on tehty vuosia tai jopa vuosikymmeniä sitten. Sitä saa mitä tilaa, sitä niittää mitä kylvää, niin makaa kuin petaa – asiaa ilmaisevia kansanviisauksia on riittämiin, mutta käytännössä, tässä Saksan energiapolitiikan tapauksessa asiaa ei ymmärretä alkuunkaan.

1. Fortumin tytäryhtiö Uniper avasi kiistellyn hiilivoimalansa Saksassa
2. Greenpeace: Fortum avaamassa lauantaina kiistellyn hiilivoimalan Saksassa
3. Greta Thunberg kritisoi Suomen hallitusta: ”Tämä on epäonnistuminen”

Suomalainen kaukolämpöreaktori vuonna 2028?

VTT yllätti eilen ja julkaisi tiedotteen, jonka mukaan se käynnisti kaukolämmön tuotantoon tarkoitetun pienydinreaktorin kehitystyön. Lappeenrannan Teknillinen Yliopisto on vastaavasta puhunut jo aiemmin.  Minkälainen laite on kyseessä, sitä emme vielä tiedä, mutta haluan tässä artikkelissa esittää yhden skenaarion siitä, millainen se voi olla, ja miksi sellaisen voi sijoittaa kaupunkialueelle, lähelle kaukolämmön kuluttajia.

Vaikka erilaisia reaktoritekniikoita on tulossa perinteisen kevytvesireaktorin lisäksi muitakin, on kevytvesitekniikka edelleen toistaiseksi ainoa, jota käyttämällä ydinkaukolämpölaitos voidaan rakentaa vaikka heti. Mitään perustutkimusta ei tarvita, ei tutkimista sopivien materiaalien löytymiseksi yms. koska kaikki osataan ja tiedetään jo vuosikymmenien kokemuksella.

Jos tarvitaan lämpöä, reaktorin ei tarvitse tuottaa höyryä, ja jos ei tarvita yli sadan asteen lämpötilaa, ei tarvita myöskään painetta, joten ei tarvita paineastiaakaan. Mahdollisia rakenteita on kaksi: perinteinen paineastia, mutta hyvin pienellä paineella, sekä allas. Oma suosikkini on allas, ja syy selviää tästä artikkelista.

Kuva 1. Allasreaktorin periaate.

Yritetään ensin hahmottaa mittasuhteita. Vertailukohdaksi otetaan tietenkin surullisen kuuluisa Olkiluoto 3. Sen sähköteho on 1600 MW ja sen reaktori tuottaa 4300 MW lämpötehon. Tästä tehosta 4300-1600=2700 MW päätyy lauhdutushäviönä mereen. Reaktori tuottaa siis vuodessa 34 terawattituntia (TWh) lämpöenergiaa. Koska Helsingin kaukolämmityksessä käytetään vuodessa n. 7 TWh, lämmittäisi Olkiluoto 3:n tuottamalla lämpömäärällä viisi Helsinkiä!

Alla olevasta kuvasta voidaan hahmottaa, mistä pienessä kaukolämpöreaktorissa pohjimmiltaan on kysymys.

Kuva 2. Olkiluoto 3 EPR verrattuna pieneen kaukolämpöreaktoriin.

Taustalla on Olkiluoto 3. Kuvasta on helppo ymmärtää, miten suuri ja monimutkainen laitos se on. Me otamme siitä pelkän reaktorisydämen. Sen, mikä on reaktoripaineastian sisällä, ja siirrämme sen avonaiseen vesialtaaseen, nuoli 1. Sen jälkeen pienenämme sitä sata kertaa pienemmäksi, nuoli 2. Päädymme n. 50 megawatin lämpötehoon. Teho voi olla periaatteessa mitä vain välillä 20…200 MW, oleellista kuitenkin, että se on enintään vain muutaman prosentin OL3:n tehosta. Mitään muita härveleitä emme esikuvasta tarvitse.

Reaktorin lämpötilaa voidaan jopa nostaa hieman yli sadan asteen rakentamalla niin syvä allas, että sen pohjalla on riittävästi hydrostaattista painetta estämään veden kiehuminen. Vesi eristää toimivan reaktorin tuottaman säteilyn niin hyvin, että altaassa voi sen puolesta turvallisesti vaikka uida. Allas on myös helppo mitoittaa niin suureksi, että siinä oleva vesi riittää jäähdyttämään reaktorin kaikissa mahdollisissa häiriötilanteissa. Jäähdytykseen ei tarvita minkäänlaista automatiikkaa, pumppuja, venttiileitä, tai edes sähköä, koska vesi on siinä altaassa jo valmiiksi ja se pystyy sitomaan kaiken reaktorin sulkemisen jälkeen tuottaman jälkilämpötehon.

Ihan pelkkä sydän ja allas eivät sentään riitä. Tarvitsemme lisäksi muutaman pumpun, vähän putkistoa ja lämmönsiirtimiä, sekä lentokoneen törmäyksen kestävän kaasutiiviin rakennuksen ympärille. Lopullinen kokonaisuus voisi näyttää suunnilleen samalta, mikä tässä Lappeenrannan Teknillisen Yliopiston hahmotelmassa kaukolämpöreaktoriksi.

Kuva 3. LUT-konseptireaktori.

Sijoittamalla laitos maan alle, se saadaan suojatuksi lentokoneen törmäykseltä ja muulta ulkoiselta väkivallalta. Tässä julkaisussa

Design of SES-10 Nuclear Reactor for District Heating

on esitetty hahmotelma 10 MW kaukolämpölaitoksesta, allasreaktorilla toteutettuna. Julkaisu on Sveitsistä vuodelta 1991. Nämä eivät siis ole uusia ideoita.

Näitä allas-tyyppisiä reaktoreita on rakennettu satoja kappaleita tutkimuskäyttöön. Se on tutkimusreaktorin yleisin rakenne, koska avoimeen altaaseen on helppo sijoittaa erilaisia tutkimusvälineitä. Polttoainetta voidaan helposti vaihtaa, sydämeen voidaan asettaa koekappaleita säteilytettäväksi, niissä voidaan helposti valmistaa lääketieteessä tarvittavia radioaktiivisia isotooppeja, jne. Sellainen reaktori on Suomessakin, Otaniemessä Espoossa. Nyt jo käytöstä poistettu Triga-tutkimusreaktori otettiin käyttöön vuonna 1962 ja se on siitä asti sijainnut keskellä kaupunkirakennetta. Se on toki pieni, vain 250 kW, mutta laitteena periaatteessa hyvin samanlainen kuin nyt suunnitelmissa olevat kaukolämpöreaktorit.

Maailmalla näitä tutkimusreaktoreita on satoja ja useimmat niistä sijaitsevat yliopistojen yhteydessä asutuksen keskellä. Tässä kuva Alankomaissa sijaitsevasta Delft-yliopiston tutkimusreaktorista.

Kuva 4. Delftin yliopiston koereaktori.

Kuten nähdään, allas on päältä avoin, pohjalla on sinisenä hohtava reaktorisydän. Sen teho on 2 MW ja se sijaitsee keskellä asutusta, Haagin ja Rotterdamin kaupunkien välissä.

Kuva 5. Delftin yliopostin reaktorin sijainti.

Toisena esimerkkinä MIT Nuclear Research Reactor, Massachusettsin teknillisen yliopiston koereaktori. Se sijaitsee Cambridgessä, Massachusettsissa, aivan kaupunkirakenteen keskellä, vain kolmen kilometrin päässä Bostonin keskustasta.

Kuva 6. MIT kuuden megawatin koereaktorin sijainti.

Tästä reaktorista löytyy myös erittäin hyvä ja mielenkiintoinen esittelyvideo, jossa pääsemme katsomaan laitoksen sisään.

Tämän reaktorin teho on 6 MW. Se on pienempi kuin kaukolämmitykseen kaavaillut koot, mutta tehon kasvattaminen esimerkiksi nelinkertaiseksi olisi jo 24 MW, mikä on hyvin moneen kaukolämpöverkkoon täysin riittävä koko. Isompiin verkkoihin niitä voisi asentaa useampia. Tai sitten kokoluokka voisi olla n. 100 MW, jolloin esimerkiksi Hanasaaren lämpötehon korvaamiseksi riittäisi neljä reaktoria.

Vastaavia esimerkkejä löytyy vaikka kuinka paljon. Tutkimusreaktoreita on rakennettu useita satoja eri puolille maailmaa.

Suosikkini fossiilittoman kaukolämmön tuotantoon on siis allasreaktorilla toteutettu, maan alle rakennettu, miehittämätön, kauko-ohjattu, kotimaassa suunniteltu ja valmistettu ydinlämpölaitos. Se on yksinkertainen ja suhteellisen edullinen rakentaa. Vastaavista on kokemuksia vuosikymmenien ajalta ja niitä on jo nyt sijoitettu suurkaupunkien alueille asutuksen keskelle. Voimme soveltaa samaa tekniikkaa lämmitykseen kuin aiemmin on käytetty tutkimustarkoituksessa, sen kummemmasta tästä ei ole kysymys. Kaikki tietämys ja osaaminen on jo olemassa, täytyy vain laatia suunnitelma, joka täyttää asetetut vaatimukset ja rakentaa se laadukkaasti. Kun rakennamme laitosta, jonka teho on vain muutaman prosentin perinteisen, suuren ydinvoimalan tehosta, se on teknisenä haasteenakin vain murto-osan aiemmista projekteista.

Kuinka paljon sitten tarvitaan aikaa tällaisen suunnitteluun ja rakentamiseen? Ydinvoimala perustuu uraanin fissioon. Tämä ilmiö löydettiin vasta vuonna 1938 ja sitä selittävä teoria esitettiin vuotta myöhemmin. Ensimmäiset ydinreaktoriin perustuvat käytännön sovellukset, Obninskin ydinvoimala Neuvostoliitossa ja sukellusvene Nautilus Yhdysvalloissa, aloittivat molemmat toimintansa 1954. Aikaa laboratoriosta valmiiseen sovellukseen tarvittiin 16 vuotta, mikä on todella lyhyt aika minkä takansa tekniikan kohdalla itse ilmiön keksimisestä käytännön sovellukseen. Nyt meillä on tekniikasta yli 60 vuoden kokemus, yli 2000 toiminutta reaktoria on rakennettu ja 52 on rakenteilla, meille pitäisi hyvin riittää puolet tuosta edellä mainitusta kuudestatoista vuodesta. Jos nyt päätämme tuollaisen suunnitella ja rakentaa, se on toiminnassa kahdeksan vuoden kuluttua. Teknistä estettä tälle aikataululle ei ole.

Geoterminen lämpö pintaa syvemmältä, osa 2.

Kirjoittelin St1:n Otaniemen geotermisestä lämpövoimalaprojektista liki neljä vuotta sitten:

Geoterminen lämpö pintaa syvemmältä

Poraus on edennyt siten että ensimmäinen reikä on 6,4 km syvyydessä valmis ja toista ollaan viimeistelemässä. Sen pitäisi valmistua helmikuussa 2020.

Hahmottelin tuollon, liki neljä vuotta sitten, että jos porauksella onnistutaan saamaan vesi virtaamaan yhden kuutiokilometrin kokoisen graniittitilavuuden läpi, reikä jäähtyy aiotulla 40 megawatin teholla 0,6 astetta vuodessa. Jos lämpötila alussa on sata astetta, se on 30 vuoden kuluttua 82 astetta. Sen lämpeneminen takaisin sataan asteeseen kestää 18000 vuotta.

Äskettäin tuli vastaan Helsingin yliopistolla tehty gradu:

Kaiu Piipponen, Enhanced Geothermal Systems: Modelling Heat and Mass Transfer in Fractured Crystalline Rock.

Siinä on matemaattisesti mallinnettu geotermisen lämpökaivon toimintaa, tehden parhaita mahdollisia oletuksia siitä, miten veden saa virtaamaan kahden reiän välillä. Tutkimuksen lopputulema on tyrmäävä:

Calculations of power production show that with the reservoir parameters presented in Table 4.1 the power possibly produced from the system is around 1 MW (Equation 3.2). This is similar to 1.5 MW of Soultz, but falls short from estimated 40 MW that the energy company ST1 has been promoting (ST1 Deep Heat project website).

Aiotun 40 MW sijaan laskelmat osottavat, että reiästä saadaankin vain 1 MW lämpöteho. Lisäksi reikä jäähtyy huomattavan nopeasti.

Laskelma on laskelma, joten odottakaamme hankkeen valmistumista ja koekäyttöä. Laskelma on kuitenkin huolella ja asiantuntemuksella tehty ja on erittäin todennäköisesti parempi arvio kuin St1:n oletus 40 MW tehosta.

Tämä on huono uutinen kaikille, jotka toivoimme tehokasta, edullista ja päästötöntä lämmönlähdettä löytyväksi tämän uuden tekniikan avulla. Lämpöä on Maan sisässä yllin kyllin vaikka koko Suomen lämmittämiseksi, mutta sen esiin saaminen vähäistä suuremmassa kokoluokassa Suomen olosuhteissa voi lopulta osoittautua mahdottomaksi.

Uusi nopea reaktori Yhdysvaltoihin

Ydinvoiman tutkimuksessa ja kehityksessä tapahtuu nyt sen verran paljon, että ei tahdo perässä pysyä. Tämä oli ainakin minulta mennyt kokonaan ohi, vaikka hanketta on suunniteltu jo jonkin aikaa.

Yhdysvalloissa on päätetty panostaa nopeiden reaktorien tutkimukseen, ja koska maassa ei tällä hetkellä ole tarkoitukseen soveliasta koelaitosta, sellaista ollaan suunnittelemassa. Jonkinlainen aiesopimus GE Hitachin kanssa on olemassa PRISM-reaktorin rakentamisesta Idahoon.

IFR – Integral Fast Reactor – kehitettiin Yhdysvalloissa lähes valmiiksi vuosina 1984–1994. Suunnitelmat kattoivat reaktorin lisäksi suljetun polttoainekierron samassa laitoskompleksissa. Kokeissa käytettiin pientä 60 megawatin koereaktoria EBR II. Seuraava vaihe olisi ollut rakentaa täysimittainen demonstraatiolaitos, mutta Bill Clintonin ensimmäinen hallinto keskeytti projektin vuonna 1994. Se tiettävästi oli Clintonin vaalilupaus mm. ympäristöväelle ja maakaasuteollisuudelle, että ”turhat” ydinvoiman tutkimushankkeet lopetetaan. Rahoitus lopetettiin, projekti jäi pahasti kesken ja koelaitteisto määrättiin purettavaksi.

PRISM perustuu pääasiassa IFR:n ja myös joidenkin muiden vastaavien tutkimusprojektien aikana kehitettyyn tekniikkaan. Se on natriumjäähdytteinen nopea reaktori, jossa polttoaine on metallina, ei oksidina, kuten useimmiten on tapana.

Nopealla reaktorilla voidaan hyötää polttoainetta tai sillä voidaan polttaa ydinjätettä. Hyötämisellä tarkoitetaan reaktoripolttoaineeksi kelpaamattoman uraani-isotoopin U-238 muuttamista fissiokelpoiseksi plutonium Pu-239 –isotoopiksi. Koska maasta kaivetussa uraanissa on vain 0,7 % polttoaineeksi suoraan kelpaavaa U-235 –isotooppia, hyötämällä U-238 Pu-239:si, voidaan louhitun uraanin hyödynnettävissä oleva energiamäärä noin 200-kertaistaa. Vaikka uraanista ei tällä hetkellä olekaan pulaa ja hinta on varsin alhainen, hyötöreaktoritekniikka tekee ydinenergiasta käytännöllisesti katsoen ehtymätöntä. Koska polttoaineen kustannus vähenee 200 osaan entisestä, voidaan kannattavasti hyödyntää hyvinkin niukkoja esiintymiä. Talvivaaran kaivos voi tuottaa n. 200 tonnia uraania vuodessa. 200 tonnilla uraania voisi hyötöreaktoritekniikkaa käyttäen sähköistää koko Suomen 20 vuoden ajan.

Käytetty polttoaine sisältää lyhytikäisiä ja pitkäikäisiä radionuklideja. Lyhytikäiset hajoavat olemattomiin noin kolmessasadassa vuodessa. Pitkäikäiset sen sijaan pysyvät radioaktiivisina kymmeniä tuhansia vuosia. Nopeassa reaktorissa pitkäikäiset isotoopit voidaan ”polttaa”, jolloin nekin muuttuvat lyhytikäisiksi. Näin tehden käytetyn polttoaineen loppusijoitukseen tarvittavaa aikaa voidaan lyhentää kymmenistä tuhansista vuosista muutamaan sataan vuoteen.

Sekä hyötäminen että pitkäikäisten isotooppien polttamien ovat jo tunnettua tekniikkaa. Molempia voidaan haluttaessa tehdä, ja tehdäänkin, niissä muutamassa nopeassa reaktorissa joita maailmalla on toiminnassa.

Yhdysvalloissa on nyt suunnitelmissa rakentaa nopea reaktori tutkimuskäyttöön, siihen ei ole suunnitelmissa rakentaa edes turbiinia perään. Energiaministeri Rick Perry sanoo:

This cutting edge Advanced Reactor will give American companies the ability they currently lack to conduct advanced technology and fuels tests without having to go to our competitors in Russia and China.

Oltiinpa Trumpista mitä mieltä hyvänsä, tässä asiassa nykyinen hallinto toimii hyvin. Ymmärretään, että jos ei elvytetä oman maan ydintutkimusta, alan toimijat hakeutuvat Venäjälle ja Kiinaan, joissa tutkimus on jatkunut keskeytyksettä ja joissa ollaan tällä hetkellä Yhdysvaltoja edellä monessa asiassa.

Kohtalon ivaa tavallaan on se, että IFR:n tekniikkaan perustuva PRISM on tarkoitus rakentaa juuri Idahoon, samaan paikkaan jossa purkumääräyksen saanut IFR sijaitsi.
Jos IFR-projektia ei olisi kriittisessä vaiheessa keskeytetty, tekniikka olisi ollut valmis kaupallistettavaksi vuonna 2010. Projektin keskeyttäminen lienee teollisen ajan suurin yksittäinen munaus. Emämunaus.

Lähteitä:

1. Experimental Breeder Reactor II
2. GW-Hitachi PRISM
3. PRISM selected for US test reactor programme
4. GE Hitachi and PRISM Selected for U.S. Department of Energy’s Versatile Test Reactor Program
5. USA launches test reactor project
6. The Integral Fast Reactor – Summary for Policy Makers
7. IFR – menetetty mahdollisuus, vai tulevaisuuden pelastaja?
8. ”Ydinvoimassa vielä paljon kehitettävää”

Two questions about new generation of nuclear power

I was asked about the new generation of nuclear power. I decided to publish the answers here so others can benefit from them too.

The new generation of nuclear power is widely accepted to be the same as the Small Modular Reactors, or SMR’s. So I will answer assuming this is the case.

Question one:

What is the stage of planning new generation nuclear power plants? Where the planning/building of them has been the most advanced?

The first SMR plant is almost ready. China has built FOAK (First of a Kind) helium cooled pebble bed reactor called HTR-PM (High Temperature Reactor – Pebble bed Modular). It was meant to start within 2018 but difficulties in manufacturing the steam generators have led to some delays. They are now ready and the startup should happen any time soon.

The first modular reactor in the USA is the design of NuScale. Licensing process with the local authorities is almost ready. Construction works of the first 12 module power plant in Idaho will start within a few years and it should achieve commercial operation in 2026. Relatively short construction time will be achieved by doing most of the manufacturing works in a factory instead of on the site as usual.

Canadian based Terrestrial energy is designing a molten salt reactor called IMSR, Integral Molten Salt Reactor. Terrestrial energy have told entering the markets within two years.

I gave here three examples of the recent stage of SMR technology. There are several more vendors aiming to enter the market within the next decade. Here are two links I recommend to read if you want to find more information about SMR’s.

World Nuclear Association: Small Nuclear Power Reactors

Wikipedia: Small modular reactor

Question two:

What are the risks of next generation nuclear power?

The most important thing to understand about advanced nuclear is the difference in safety principles compared with traditional nuclear power plants. A big nuclear power plant is safe. The safety has been achieved with many different safety systems which are all designed to cool down the core in a case of emergency. For example, the new Olkiluoto 3 has four different emergency cooling systems. One system out of four is enough to keep the core in a safe condition. So three out of four systems could fail and the plant will still remain in a safe condition.

Small SMR’s are inherently safe without any extra safety systems. They rely on passive systems to cool the core. For example, NuScale will place the reactor modules in a large pool of water. In a case of emergency, the water already in place is enough to keep reactor cores safe. This happens with no efforts from the plant personnel and even without electricity or any active safety systems.

At some point, the water in the pool starts to boil. Outgoing steam transfers the heat produced by decay heat of the core. When all of the water has boiled off, decay heat has reached a level low enough to be air-cooled for an indefinite amount of time.

Conclusion: Both traditional big nuclear power plants and SMR’s are safe. However, the small size of SMR’s makes it possible to design them to be inherently safe without any separate safety systems. This is better in a situation when all power at the plant is lost. For example, the Fukushima accident would not have happened with an inherently safe nuclear power plant. What happened was that electricity at the site was lost so cooling water pumps did not work and the reactor cores melted.

Inherently safe is often called ”walk away safe”. It means that the personnel could walk away from the plant and it remains safe by its own.

I think the biggest risk with next-generation nuclear power is, that it will not be built fast enough. That we don’t succeed to make people and politicians understand, that we really don’t have enough alternatives to produce low carbon electricity and heat in a reliable way without nuclear power. A total climate change is a far more serious risk than nuclear power could ever be.

1. HTR-PM steam generator passes pressure tests
2. Current status and technical description of Chinese 2 × 250 MW th HTR-PM demonstration plant
3. NuScale
4. NuScale: ENHANCED SAFETY
5. Terrestrial energy