Пути повышения технико-экономических показателей АЭС.

В период стоянки реактора для замены ядерного топлива (35 — 45 суток) обычно проводится значительная часть работ по ревизии и ремонту оборудования и трубопроводов I и II контуров, включая реактор, парогенераторы, насосы и турбогенераторы. Совмещение работ по перегрузке активной зоны с работами по ревизии и ремонту оборудования существенно снижает общие потери времени на стоянки реактора, благодаря чему, как показывает опыт отечественных и зарубежных АЭС с ВВЭР, КИУМдостаточно высок (0,7–0,8).

Таким образом, одним из наиболее распространённых на практике методов повышения технико-экономических показателей является рациональное планирование работ по перегрузке активной зоны и ремонту оборудования в период ППР.

Так же следует отметить основные направления технического совершенствования и повышения технико-экономических показателей АЭС:

1. укрупнение основного оборудования и увеличение единичных мощностей энергоблоков АЭС;

2. снижение удельных капитальных затрат на строительство;

3. сокращение сроков сооружения и освоения мощности энергоблоков АЭС;

4. совершенствование проектов АЭС (оптимизация параметров тепловой схемы, унификация и сокращение типов оборудования, упрощение схем и компоновок АЭС и другие мероприятия);

5. снижение издержек производства, связанных с выработкой электрической энергии, а также сокращение непроизводительных потерь и расходов электрической и тепловой энергии на собственные нужды станции;

6. совершенствование режимов использования топлива (увеличение глубины выгорания ядерного топлива и длительности кампании, снижение суммы оборотных фондов и т. п.);

7. улучшение распределения энерговыделения по объему активной зоны реактора, повышение эффективности использования тепловой мощности реактора;

8. оптимизация эксплуатационных режимов АЭС;

9. сокращение продолжительности ремонтов и других простоев основного оборудования АЭС.

С увеличением единичных мощностей, как правило, снижается удельная стоимость АЭС и удельные эксплуатационные расходы. Поэтому вопросу увеличения единичной мощности блоков и основного оборудования АЭС уделяется постоянное внимание конструкторскими и проектными организациями.

Для АЭС с реакторами на тепловых нейтронах характерны относительно низкие значения к.п.д. станции. К.п.д. определяется эффективностью термодинамического цикла АЭС и зависит главным образом от параметров теплоносителя и вырабатываемого пара. Поэтому на значение к.п.д. существенно влияет выбор параметров ЯР и другого оборудования, а также параметров тепловой схемы. Однако в процессе эксплуатации имеются большие возможности для поддержания к.п.д. на высоком уровне путем ведения оптимального эксплуатационного режима, сокращения потерь и потребления энергии на собственные нужды АЭС и других эксплуатационных мероприятий (например, внедрение прогрессивных нормативных характеристик, повышение вакуума в конденсаторах и т. п.).

Чем выше к.п.д. АЭС, тем ниже топливная составляющая себестоимости электрической энергии. На себестоимость электроэнергии и ее топливную составляющую существенное влияние оказывает увеличение начального обогащения ядерного топлива.

Использование в реакторах топлива с повышенным содержанием ²³⁵U либо удлинить топливную кампанию, либо сохранить её длительность при работе на более высоком уровне мощности. Всё это способствует уменьшению топливной составляющей, несмотря на увеличение стоимости обогащённого урана.

Значительным резервом дальнейшего повышения технико-экономических показателей АЭС является увеличение времени эксплуатации между ремонтами и рабочего ресурса оборудования.

На каждой атомной электростанции ежегодно составляется план организационно-технических мероприятий, в котором намечаются конкретные (для условий каждой АЭС) меры, направленные на повышение технико-экономических показателей станции.

29. Режимы АЭС, связанные с нарушениями нормальной эксплуатации: причины нарушений, их классификация, требования к режимам, реализующимся с большой вероятностью (ожидаемым при эксплуатации).

Режимы эксплуатации АЭС можно классифицировать по различным признакам. В общем виде для всех АЭС эксплуатационные режимы возможно разделить на следующие группы:

1) Режимы нормальной эксплуатации (включая стационарную работу и переходные режимы) – характеризующиеся соблюдением в любой момент времени заранее определенных эксплуатационных пределов и условий (для эксплуатационного персонала АЭС – эти условия и пределы отражены в требованиях НД по безопасности; ТРБЭ, производственных инструкциях, составленных с учетом требований действующих НД а также проектной документацией на оборудование);

2) Режимы, связанные с нарушением нормальной эксплуатации – при возникновении таких режимов в работе АЭС эксплуатационные параметры могут выходить за допустимые эксплуатационные пределы, также могут быть нарушены условия нормальной эксплуатации (т.е. количественный и/или качественный состав и характеристики работоспособности систем, оборудования). Подобные нарушения нормальной эксплуатации могут быть обусловлены отказами оборудования или систем, внешними воздействиями на АЭС (землетрясения, падения тяжелых предметов, взрывы, стихийные бедствия), нельзя также не учитывать человеческий фактор (ошибка оператора).

Приведем примеры наиболее потенциально возможных режимов работы с нарушениями нормальной эксплуатации:

3) Аварийные режимы, связанные с незапланированным изменением реактивности (неконтролируемое извлечение кассет СУЗ реактора или стержней–поглотителей, изменение концентрации жидкого поглотителя в теплоносителе и т.д.);

4) режимы работы с аварийным прекращением расхода теплоносителя через активную зону или отдельные технологические каналы реактора, а также при сокращении расхода питательной или подпиточной воды;

5) режимы работы при появлении разного рода неплотностей (больших и малых течей) на оборудовании и трубопроводах главных контуров циркуляции теплоносителя, а также при течах отдельных технологических каналов;

6) режимы работы при потере электрического питания (обесточивании) собственных нужд АЭС;

7) режимы работы при нарушении герметичности оболочек ТВЭЛов и увеличении активности теплоносителя;

8) режимы работы, связанные с повреждением главных паровых трубопроводов АЭС;

9) работа АЭС при непредвиденных сбросах и набросах электрической нагрузки, а также в других аварийных ситуациях на энергоблоке, которые зависят от типа АЭС и условий их работы в энергосистеме.