автореферат диссертации по энергетике, 05.14.01, диссертация на тему:Эффективность повышения мощности энергоблоков АЭС с ВВЭР-1000

На правах рукописи

Шутиков Александр Викторович

ООЗ163655

ЭФФЕКТИВНОСТЬ ПОВЫШЕНИЯ МОЩНОСТИ ЭНЕРГОБЛОКОВ АЭС С ВВЭР-1000 (НА ПРИМЕРЕ БАЛАКОВСКОЙ АЭС)

Специальность 05 14 01 - Энергетические системы и комплексы

Автореферат

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Саратов 2007

003163655

Работа выполнена в ГОУ ВПО "Саратовский государственный технический университет" и в филиале концерна "Росэнергоатом" "Балаковская АЭС"

Научный руководитель-

доктор технических наук, профессор Хрусталев Владимир Александрович

Официальные оппоненты доктор технических наук, профессор

Попов Анатолий Иванович

кандидат технических наук Борисенков Андрей Эдуардович

Ведущая организация.

ФГУП "Всероссийский научно-исследовательский институт атомных электростанций" (ВНИИАЭС), г Москва

Защита состоится 8 ноября 2007 года в 14 часов на заседании диссертационного совета Д 212 242 07 при ГОУ ВПО "Саратовский государственный технический университет" по адресу. 410054, Саратов, Политехническая, 77, ауд 159

С диссертацией можно ознакомиться в научно-технической библиотеке ГОУ ВПО "Саратовский государственный технический университет"

Отзыв на автореферат (в двух экз.), заверенный печатью, направлять по адресу. 410054, Саратов, Политехническая, 77, ауд 319, Ученому секретарю совета.

Автореферат разослан 8 октября 2007 г

Ученый секретарь диссертационного совета

Ларин Е А

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы. Атомная энергетика имеет сегодня прочные позиции в электроэнергетической отрасли России АЭС с водоводяными корпусными реакторами (ВВЭР) занимают в ней ведущее место. Намечаемая программа ввода АЭС с ВВЭР мощностью 1000 МВт и с повышенной мощностью позволит поднять долю выработки на АЭС по стране с 13% в 2007 г. до 20% к 2020 г

Наравне с наращиванием новых мощностей АЭС, в условиях инвестиционных трудностей в атомно-энергетической отрасли весьма важным становится также более эффективное использование и повышение мощностей действующих энергоблоков выше установленного номинального значения. За рубежом и в России разработаны и в последнее время широко внедряются различные способы и пути повышения эффективности, надежности, безопасности энергоблоков АЭС с корпусными водоводяными реакторами (PWR) и ВВЭР средней и повышенной мощности. Сегодня приемлемыми можно признать только такие пути повышения мощности и эффективности, которые, во-первых, не снижают надежность и безопасность по всем регламентируемым показателям, и это может быть доказательно обосновано, и во-вторых, при обязательном выполнении первого условия характеризуются наибольшей экономичностью К таким приоритетным способам повышения энерговыработки уже действующих энергоблоков с ВВЭР-1000 следует отнести перевод их на работу с повышенной сверх номинального уровня мощностью Принципиально такой режим работы обосновывался в конце 80-х - начале 90-х годов для АЭС с PWR в США, Германии, для АЭС с ВВЭР-440 в России (Кольская АЭС), несколько позднее для АЭС с ВВЭР-1000 Практически во всех публикациях как у нас, так и за рубежом отмечалось, что основным лимитирующим фактором при этом является ядерная паропроизводящая установка (ЯППУ), в особенности реактор и в меньшей мере - турбоустановка со вспомогательным оборудованием.

Работа реактора на повышенной мощности сегодня становится возможной потому, что 1) непрерывно уточняются нейтронно-физические константы и расчетные коды, позволяющие доказательно обосновывать обеспечение принятых (нормативных) коэффициентов запасов при меньшей консервативности подходов, 2) в процессе совершенствования методов и аппаратуры контроля нейтронного потока, неравномерности полей энерговыделения в активной зоне, улучшения представительности и точности обработки данных СВРК реактора и подсчета тепловой мощности и КПД снижаются запасы на неточность оценок мощности, 3) более рациональные методы управления неравномерностями энерговыделения в осевом и радиальном направлении, переход к стратегиям перегрузок, сочетающим принципы "малых утечек" и "низкой неравномерности", более со- 4 вершенное и эффективное топливо (усовершенствованные TBC с гадолинием, твэлы с уменьшенным объемом газосборников и др ), контролируе-

мое выравнивание полей энерговыделения в процессе длительного выгорания топлива также приводят к возможностям повышения мощности при высокой эксплуатационной надежности

Намечена программа ггоступенчатого повышения максимальной мощности этих энергоблоков в начальном периоде до 104, затем до 107 и 110%

Наряду с научно-проектными обоснованиями по первому контуру не менее важно исследовать и решать задачи обеспечения повышения мощности энергоблоков со стороны второго контура Это оптимальные характеристики водно-химического режима (ВХР) обоих контуров, рациональные программы регулирования тепло- и паропроизводительности в парогенераторах, повышение до необходимого уровня агрегатной мощности лимитирующих элементов тепловой схемы (например, подачи конденсат-ных насосов 1-го и Ц-го подъемов, некоторых характеристик низкопотенциального комплекса (НПК)) и др.

По вопросу, что лучше в ближайшей перспективе для атомной энергетики России новый проект и ступень мощности или эволюция серийной модели, в пользу этапного планомерного повышения мощности высказались в научных публикациях более 15 лет назад ученые и специалисты ИАЭ им И В Курчатова (РНЦ "КИ"), ОКБ ПО "Ижорский завод", Саратовского гостехуниверситета совместно с ПОАТ "ХТЗ" и Балаковской АЭС

Сегодня необходимы критерии эффективности внедрения такого метода работы не только внутристанционного (КПД, себестоимость, внутренняя доходность, прибыль), но и общесистемного характера К ним относится, например, рост КИУМ, или возможность сочетать высокие КИУМ с умеренным участием АЭС в недельном и сезонном регулировании графиков нагрузки (в околономинальных режимах и при Ып > Ином); замещение газа как ценного экспортного ресурса при росте выработки на АЭС, вытеснение низкоэкологичных топлив и снижение общетоксичных выбросов и газов с парниковообразующим эффектом Ряд вопросов из перечисленных выше не нашли еще полного методического и расчетного решения.

Данная диссертационная работа посвящена решению актуальной проблемы оценки возможностей и обоснования эффективности эксплуатации энергоблоков АЭС с ВВЭР-1000 на мощности выше номинального уровня Цель работы

Оценка возможностей и обоснование эффективности эксплуатации энергоблоков АЭС с ВВЭР-1000 на повышенной мощности (на примере Балаковской АЭС)

Основные задачи исследования

1. Разработка методических положений анализа эффективности работы АЭС на повышенной мощности с учетом системных факторов и без снижения уровня безопасности.

2 Оценка допустимых пределов повышения мощности эксплуатируемого оборудования энергоблоков 1 ООО МВт и необходимого объема модернизации с использованием данных, полученных в РНЦ "КИ" и ОКБ "Гидропресс"

3 Анализ и выбор наивыгоднейших эксплуатационных приемов, технологических путей и программ регулирования реактора, парогенераторов, паровпуска турбины для реализации сверхноминальной электрической мощности блока.

4. Расчет эффективности и подготовка к поэтапному внедрению работы на повышенном уровне мощности блоков 1000 МВт (на примере Балаковской АЭС).

Методы исследования: математическое моделирование характеристик реакторной части и всего энергоблока АЭС с ВВЭР-1000 в целом в условиях работы в энергосистеме, методы системного технико-экономического анализа эффективности работы АЭС с ВВЭР-1000 на повышенной мощности, включая топливоиспользование, структурную и системную надежность и природоохранную значимость (экологичность) В работе использованы методы расчета себестоимости и прибыли на основе корректных оценок эффективности топливоиспользования

Научная новизна:

1 Обоснованы возможности повышения мощности выше номинального уровня реакторных установок ВВЭР-1000 на основе анализа разработок РНЦ "КИ", ОКБ "Гидропресс" и данных эксплуатации Балаковской АЭС

2 Разработаны методические положения оценки системной эффективности работы с повышенной мощностью при обеспечении требуемого уровня безопасности

3 Предложены научные основы выбора технических решений и программ регулирования, обеспечивающие работу энергоблоков АЭС с ВВЭР-1000 на повышенном уровне мощности

4 Обоснован способ участия энергоблоков АЭС с повышенной мощностью в первичном регулировании частоты в энергосистеме, защищенный патентом России.

Практическая значимость. Обоснованы допустимые уровни повышения тепловой мощности РУ ВВЭР-1000 при совершенствовании систем внутриреакторного контроля (СВРК). Оценены технико-экономические преимущества повышения мощности энергоблоков АЭС с ВВЭР-1000 на основе экономических критериев себестоимости, чистой прибыли АЭС и минимума системных затрат Показаны возможные влияния системных факторов: изменения потребного резерва мощности в энергосистеме, ограничения предельной доли АЭС в проблемных энергорайонах с отсутствием (недостатком) маневренных мощностей, снижения экологического вреда воздушному и водному бассейну, вытеснения природного газа из энергетики как более ценного экспортного ресурса.

На защиту выносятся:

1 Результаты обоснования повышения тепловой мощности выше номинального уровня РУ ВВЭР-1000 на основе анализа имеющихся разработок РНЦ "КИ", ОКБ "Гидропресс" и имеющихся данных эксплуатации Балаковской АЭС

2 Методические положения, результаты анализа и расчетов системной эффективности работы на повышенном уровне мощности энергобло-

ков АЭС с ВВЭР-1000 при обеспечении требуемой их безопасности

3 Схемные и технические решения по обеспечению возможности работы энергоблоков АЭС с ВВЭР-1000 на повышенном уровне мощности

4 Способ участия энергоблоков АЭС с ВВЭР в системном регулировании частоты при повышенной располагаемой мощности

5 Результаты анализа системной эффективности эксплуатации АЭС с ВВЭР-1000 на повышенном уровне мощности

Достоверность результатов и выводов диссертационной работы обоснованы положениями методики системных исследований в атомной энергетике, теории структурной (поэлементной), теплофизической, теплощдравли-ческой надежности активной зоны, надежности элементов и блока АЭС в делом, термодинамического анализа реальных влажнопаровых циклов АЭС, теории автоматического регулирования тепловых процессов в энергоблоке АЭС с ВВЭР-1000 Проведено сопоставление полученных результатов и выводов диссертации с имеющимися данными других исследований.

Личный вклад автора заключается в следующем-

1. Разработаны методические положения анализа эффективности работы АЭС на повышенной мощности при обеспечении требуемого уровня безопасности При этом учтены рост КИУМ, вытеснение замещаемого топлива, системная надежность и экология

2 Оценены допустимые пределы повышения мощности эксплуатируемого оборудования энергоблоков 1000 МВт и необходимый объем модернизации для условий конкретных энергоблоков.

3 Проанализированы и выбраны наивыгоднейшие технические пути и программы регулирования реактора, парогенераторов и паровпуска турбины для реализации сверхноминальной электрической мощности блока

4 Предложен и защищен патентом России способ участия АЭС с ВВЭР-1000 при повышенной располагаемой мощности в первичном регулировании частоты в энергосистеме, что позволяет в системах с высокой долей АЭС снизить вероятность развития системных аварий

5 Обоснована расчетная эффективность работы на повышенном уровне мощности блоков 1000 МВт (на примере Балаковской АЭС)

Апробация работы. Изложенные в диссертации материалы опубликованы в научных статьях и докладывались на научных конференциях и семинарах в 1998-2007 гг. в городах Москве, Балаково, на международных симпозиумах в Болгарии (АЭС "Козлодуй", 2005 г ) и Литве (АЭС " Игна-лина 2007 г)

Публикации. По материалам диссертации автором опубликованы 7 печатных работ, из них б в журналах и сборниках, включенных в список изданий, рекомендуемых ВАК при Министерстве образования и науки России.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из предисловия, четырех глав, выводов и рекомендаций, списка использованной литературы, включающего 104 наименования, изложена на 215 стр, содержит 41 рисунок, 85 таблиц.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

В предисловии дано краткое изложение общей задачи повышения мощности энергоблоков АЭС с водоводяными реакторами выше номинального уровня исходя из принципов: 1) обоснования и поддержания требуемых надежности и безопасности по всем регламентируемым показателям, 2) обоснования наибольшей внутристанционной и системной эффективности при работе на повышенном уровне мощности

Обоснована актуальность исследований возможности и эффективности эксплуатации как действующих, так и вновь вводимых энергоблоков АЭС с ВВЭР-1000 на повышенной мощности На основе многофакторного системного подхода поставлена цель и определены основные задачи работы, отражены научная новизна и практическая ценность полученных результатов, апробация работы

В первой главе "Введение" выполнен анализ уже имеющихся работ по обоснованию возможностей и практики эксплуатации АЭС с водоводяными энергетическими реакторами (ВВЭР) в России и (PWR) за рубежом на повышенной мощности

В реакторной части основными лимитирующими мощность факторами являются реактор и его активная зона, а также парогенераторы. Эти элементы и важнейшие агрегаты второго контура, турбогенератор, насосное оборудование имеют индивидуальные характеристики. Уровень предельной мощности должен определяться по унифицированному алгоритму, но для каждого энергоблока в отдельности

Рассмотрены возможные резервы повышения тепловой мощности, следующие из анализа уравнений по определению предельных значений линейного энерговыделения твэлов по высоте активной зоны

- использование загрузок с низкими коэффициентами неравномерности,

- применение более точных методов расчета тепловой мощности реактора с использованием "статистических весов" и, как следствие, снятие "консерватизма" в коэффициентах, учитывающим точность определения мощности;

- использование твэл, TBC с удлиненным топливным столбом (тип ТВС-2М), позволяющее снизить линейное энерговыделение, что может быть дополнительным резервом при повышении мощности Показано, что увеличение числа методов контроля мощности при комплексном использовании их с корректным осреднением позволяет сегодня существенно снизить погрешность. Установлено и подтверждено, что при выгорании ядерного топлива отдельные составляющие коэффициентов запаса (прежде всего коэффициента объемной неравномерности энерговыделений) имеют тенденцию к уменьшению по сравнению с исходно установленными при вводе блока в эксплуатацию и с момента начала работы очередной свежей загрузки Поэтому предельная мощность не только индивидуальна для каждого энергоблока, но в какой-то мере - временная функция текущего эксплуатационного состояния в целом и момента топливной кам-

пании Основные направления анализа возможностей и эффективности работы на повышенном уровне мощности энергоблоков АЭС с ВВЭР-1000 представлены на рис 1

Показано, что предельная паропроизводительность С>пр может ограничиваться достижением предельной влажности вырабатываемого пара, что частично устраняется реконструкцией ПГ Напротив, С>пр может существенно вырасти при высокой чистоте теплообменной поверхности, обеспечиваемой правильным выбором и корректным ведением ВХР, непрерывной и периодической продувок, контролем влажности, чистоты трубчатки, минимизацией числа отглушенных трубок, а следовательно, использованием расчетного запаса по поверхности теплообмена для повышения мощности ПГ

Рис 1 Основные направления анализа возможности и эффективности работы энергоблоков АЭС с ВВЭР-1000 с повышенным уровнем мощности

Показано, что выбор возможных программ регулирования ПГ при сверхноминальной мощности суживается и сводится к выполнению ограничений по росту температур теплоносителя: на входе и выходе ПГ, и их разности (А^ по условиям обеспечения, соответственно запаса до начала кипения ваз РУ, запаса до 1физиса теплообмена (СЖВ11); достижению давления, достаточного для заданного сверхноминального пропуска пара при обеспечении неизменных расхода теплоносителя Вр.в, его давления рт и соответственных: давления в ПГ - рпг и тепловой мощности РУ.

Для частичного решения задачи пропуска повышенного количества пара в голову турбин с исходным дросселированием на номинальном ре-

жиме может быть использован запас на недооткрытие регулирующих клапанов В случаях уже проведенного переоблопачивания ЦВД для устранения такого дросселирования один из путей обеспечения пропусков пара выше номинальных - повторное переоблопачивание ЦВД с целью расширения пропускной способности (в зоне приемлемых максимальных давлений пара в ПГ и перед 1-й ступенью ЦВД)

Увеличение электрической мощности турбин - неоднозначная функция заданного повышения тепловой мощности реактора Поэтому важной последующей задачей после обоснования С^ является достижение максимальной тепловой экономичности, ограничений эрозионно-коррозионного износа проточной части, с учетом конкретных местных условий, и организация работы низкопотенциального комплекса (НПК), особенно в жаркие летние периоды

Показано, что задача повышения мощности основного электрооборудования действующих атомных энергоблоков должна решаться опытным путем - расширенными тепловыми испытаниями с увеличенным объемом контроля На основании подобных испытаний после модернизации в случае необходимости систем охлаждения генератора обосновывается допускаемый уровень мощности.

Отмечено, что значительный вклад в исследование вопросов повышения мощности энергоблоков 1000 МВт в России внесли ВНИИАЭС, РНЦ "КИ", научные и др подразделения концерна "Росэнергоатом", ОКБ ГП, Атомэнергопроект, а также другие организации

В главе I также рассмотрены и проанализированы данные по повышению мощности энергоблоков АЭС с РЧУЯ до сверхноминального уровня, эксплуатируемых за рубежом Рассмотрены экономические и технические предпосылки повышения мощности до сверхноминального уровня ряда АЭС с PWR в США в середине 80-х годов XX века Из табл 1 видна наибольшая эффективность повышения мощности действующих АЭС США (цены 1985 г ) в сравнении с сооружением ЭС любых других типов.

Таблица 1

Капитальные затраты на повышение мощности АЭС с Р\УК _и на сооружение других типов электростанций* _

Тип станции Вводимая мощность, МВт Капитальные затраты, долл /кВт

Угольная ТЭС 750 1290

Газотурбинная электростанция 200 436

Гидроаккумулирующая электростанция 2100 589

Реконструированная и вновь пущенная ТЭС 121 650

Повышение мощности АЭС 40 38

* Приводятся ценовые показатели, приведенные в публикациях (без учета инфляции и эскалации) на уровне середины 80-х годов, США

Изучены подготовительные мероприятия и лицензирование повышения мощности в США на примерах АЭС с фирмы "Вирджиниа пауэр" (табл 2 и 3)

Показано, что тенденция иметь повышенную мощность энергоблоков

АЭС с водоводяными корпусными реакторами характерна также для Франции- номинальные и максимальные значения тепловой мощности реакторов энергоблоков 900 и 1300 МВт составляют 2785 и 2905, а также 3817и4117 МВт соответственно Приведен также более поздний опыт повышения мощности на АЭС Бельгии, Германии, где чаще всего для улучшения управляемости блоков при повышении мощности с увеличением tKp 1-го контура выполняют модернизацию с увеличением пропускных сечений ЦВД (переоблопачивание).

Таблица 2 Таблица 3

Исследования, необходимые Проверки сооружения

для повышения мощности ЖЕГТУ и систем станции

Аварийные анализы Аварийные анализы

Запас до кризиса теплообмена Радиологические последствия LOCA (аварии с потерей теплоносителя)

Полная потеря теплоносителя

Полная потеря нагрузки Разрыв трубки парогенератора Разрыв главного паропровода

Отклонение реактивности

Выбрасывание стержней СУЗ Авария при транспортировке топлива в защитой оболочке

Нарушения в системе охлаждения активной зоны

Авария при транспортировке топлива в бассейне выдержки топлива

Аварии с большой и малой течами теплоносителя

Разрыв компенсатора объема

Скачок давления теплоносителя Разрыв газгольдера

Заклинивание ротора главного циркуляционного насоса Ограничения по воздействию на окружающую среду

Проверка оборудования ЯППУ... Воздействие при нормальной работе

Проверка систем ЯППУ Воздействие при аварии LOCA

Система охлаждения реактора Воздействие при обрыве высоковольтной линии

Система отвода остаточного тепла

Системы химического и механического регулирования реактивности Расчеты оборудования станции. .

Проверки станционных систем...

Система аварийного охлаждения зоны

Согласование балансов станции с ЯППУ...

Основными базовыми принципами в разработках по повышению мощности для за рубежом и ВВЭР в России являются

- отказ от всякого уменьшения запасов безопасности,

- отказ от какого-либо смягчения установленных ранее критериев безопасности, приемлемости или расширения эксплуатационных пределов,

- улучшение, уточнение оценок и расчетов и модернизация оборудования. В главе 2 "Принципы обоснования допустимых пределов повышения

мощности реакторной части" представлено обоснование уточненного метода определения мощности реакторной установки.

При известной исходной погрешности каждого из путей оценки мощности: автоматизированный контроль нейтронного потока (АКНП), контроль нейтронных измерений (КНИ), тепловой баланс 1-го контура, тепловой баланс 2-го контура, тепловой баланс ПВД минимизирован уровень погрешностей для первых 2-х способов, а при расчете средневзвешенного

и

значения мощности в диссертации использована процедура минимизации общей погрешности на основе "метода статистических весов"

Изучена и повышена представительность показаний системы СВРК, что имеет особую роль в обосновании возможности повышения мощности выше номинальной при переходе к СВРК-М.

Точность измерения наиболее значимых измеряемых параметров 1-го контура предложено повышать улучшением метрологических характеристик приборов, улучшением алгоритмов обработки и расчета данных, а также применением более совершенных конструкций TBC

Сравнительным анализом расчетных теплогидравлических характеристик РУ и зафиксированных в серии испытаний в июле 2003 г при работе энергоблоков Балаковской АЭС на 100% мощности показано, что имеется значительный запас по основным теплогидравлическим параметрам реакторной установки по увеличению тепловой мощности РУ

Показано, что ведение современного этаноламинового ВХР с элементами усовершенствованной непрерывной очистки поверхностей нагрева ПГ позволит высвободить расчетные резервы поверхностей для повышения мощности РУ выше номинальной

В главе 3 "Обоснование повышения мощности теплового и электротехнического оборудования" приведены результаты анализа возможных изменений для повышения мощности до уровня 110% турбины К-1000-60/1500-2М, выполненные автором совместно с ФГУДД "Атомтехэнерго" (табл 4).

На основании уравнений теплового баланса 1 и 2-го контуров и теплопередачи в ПГ, а также уравнения полезной мощности турбоустановки и пропускной способности паровпуска ЦВД в развитие ранее выполненных работ диссертантом проанализированы и формализованы режимные изменения основных параметров реакторно-парогенераторного узла и паровпуска турбины при увеличении мощности выше номинальной

Показано, что для некоторых турбин еще не проводилось переобло-пачивание с целью ужатия проходных сечений первых ступеней ЦВД для устранения исходного дросселирования в стопорно-регулирующих клапанах (СРК), поэтому исходный запас по ходу штока поршня главного сервомотора (рис 2) наиболее выгодно использовать для повышения мощности в пределах, разрешаемых по условию соблюдения запаса до кризиса теплообмена DNBR (departure nuclear boiling relation) В тех случаях, когда указанного запаса нет (проведено переоблопачивание), необходима повторная обратная модернизация паровпуска для расширения проходного сечения первых ступеней ЦВД Повышение пропускной способности ЦВД должно обеспечивать при некотором росте КПД (в связи с повышением начального давления) и повышенной тепловой мощности реактора сверхноминальную мощность турбины (максимальную) в области давлений перед первой ступенью (и в ПГ соответственно), не выше предельного, при котором выполняется запас до начала кипения в выходных сечениях а з.

Различные программы регулирования аз в диапазоне мощностей выше номинальной и их расчетные модели представлены в табл 5

В качестве примера выполнен расчет предельной обеспечиваемой мощности при реализации программ tf^ = const и наличии исходного дросселирования Ар^х = 6 бар

Таблица 4

Проектные характеристики некоторых проблемных узлов и возможности повышения мощности до уровня 110% номинальной турбины К-1000-60/1500-2М

Параметры и характеристики Величина Возможные изменения для повышения мощности

1 Номинальная мощность (электрическая) 1114МВт При полностью открытых клапанах и без отборов сверх регенерации При включении теплофикационной установки (ТФУ), дистилляционно-опреснительной (ДОУ) или других дополнительных потребителей возникают ограничения по электрической мощности

2 Расчетная подача ковден-сатными насосами 2-го подъема в деаэратор при напоре 17 кгс/см2 2х 1850 т/ч 3700 т/ч На всасе КЭН 2-й ступени давление недостаточно (7,4-7,8 кгс/см^ вместо 12 кгс/см2) Необходимо применить новую схему насосов 1-й и 2-й ступени "три рабочих + один в резерве"

3 Вакуум в конденсаторах турбины при 4-х работающих на 100% мощности энергоблоках в наиболее жаркий период (например, лето 2003 г ), в конденсаторах турбопривода (ТП) турбопитательного (ТПН) и бустерного насоса (БН) при температуре циркводы 0,04-0,075 кгс/см2 0,044),075 кгс/см2 27,6-28,5 °С Для обеспечения работы с мощностью 110% ЬГном необходима реконструкция водоема-охладителя (ВО), а также понижение солесодержания в нем По результатам наблюдений турбопри-вод ТПН обеспечивает 110% Ыном при самых высоких температурах циркводы 32-32,2 °С

4. Соответствие проектного и реального состояния проточной части турбины Необходим конкретный индивидуальный подход к оценке состояния проточных частей Например, выполненная реконструкция проточной част ЦВД в сторону уменьшения проходного сечения первых ступеней ограничивает возможности повышения мощности в программах регулирования без повышения давления в ПГ Возможно дополнительное "обратное" переоблопачивание, а также устройство байпасной подачи свежего пара

Помимо использования имеющегося запаса по открытию СРК для целей повышения мощности или создания такой возможности путем переоб-лопачивания рассмотрено использование обводного потока пара в промежуточную систему или в камеру предпоследней ступени ЦВД и доказана его меньшая эффективность.

Показаны некоторые ограничения по элементам тепловой схемы, которые могут влиять на повышение сверх номинального уровня электрической мощности. Проведен анализ различных схем включения конденсат-ных насосов.

Экономическими преимуществами с точки зрения снижения недовыработки обладает схема с резервом конденсатных насосов I и II ступени (КШ и КШ1)

Реек

60

40

20

кг/см2 Нгсм

Нгс^

Рсрк

мм

240

160

80

200 400 600 800 1000 Ы.МВт

Рис. 2. Давление пара за стопорно-регулирующими клапанами и ход штока поршня главного сервомотора при различных нагрузках турбины К-1000-60/1500-2 (ПОАТ ХТЗ)

Предложено решение вопросов выбора эксплуатационного вакуума в условиях работы с повышенным пропуском пара в конденсатор. Показано, что основное при этом — совершенствование всей системы низкопотенциального комплекса (НПК), прежде всего за счет реконструкции пруда-охладителя для увеличения его активно-перемешиваемой части.

Проанализирована работа электрооборудования блока 1000 МВт на повышенной мощности. Показано, что при определении допустимой электрической мощности необходим индивидуальный подход к оборудованию: генераторам, возбудителям и подвозбудителям и их системам охлаждения в критический летний период.

При более высокой расчетной мощности (Ип.м >110%) необходима модернизация электрооборудования систем охлаждения и ячеек открытых распредустройств (ОРУ).

Проведенный анализ водно-химического режима (ВХР) первого и второго контуров энергоблока 1000 МВт на повышенной мощности показал, что при работе блока на повышенном уровне мощности следует ожидать (из-за роста скорости генерации водорода из аммиака и ускорения рекомбинации водорода и кислорода в реакторе) уменьшения уровня концентрации кислорода в теплоносителе и снижения скорости ЭКИ, что подтверждалось и опытной эксплуатацией; для второго контура энергоблоков АЭС с ВВЭР-1000 взамен ранее предусматривавшегося ВХР с коррекци-онной обработкой рабочей среды гидразингидратом и, при необходимости аммиаком, следует рекомендовать этаноламиновый режим.

Таблица 5

Программы регулирования теплообмена в ПГ, расчетные соотношения для них и основные преимущества и недостатки

Тип программы Диаграмма теплообмена, расчетные формулы и ограничения Преимущества, недостатки

1 2 3

1 ty = const t12=t-±i Кр, Qp ts=C-i (Kp,-K) Qp D0=Qp QTKK-K) t t«__-т-""" tan ^r^^í J г C--4—-Л п tsn q 1 Благоприятна для 1-го контура, т к по ней для изменения (2р вводится наименьшая реактивность 2 Обеспечиваются стабильные температурные условия 1-го контура, более высокая надежность 3 Объем теплоносителя примерно постоянен, поэтому потребный Уко минимальный, обеспечено устойчивое регулирование КО Недостатки 1 Утяжеление оборудования П-го контура при учете сниженных мощностей, повышенный износ СРК на таких режимах 2 Снижение давления в ПГ при сверхноминальных мощностях с падением КПД и снижением пропускной способности паровпуска турбины

tn,

2 Ps(ts)=const t,,2=t-±I KpB Qp D»=Qp Qr/(ho-hm) t t t" __ —1 1 ^u. J_ 1 n t.» q 1 Со стороны П-го контура нет ограничений на скорость изменения мощности 2 Регулирование мощности блоков с ВВЭР более целесообразно по импульсу давления П контура, т к этот параметр более чувствителен при колебаниях мощности в сети Недостатки 1 Большее (примерно в 4 раза), чем в программе 1, изменение температуры ^ при изменениях нагрузки и требуемая повышенная эффективность ОР реактора 2 Повышенные требования к КО из-за сильного изменения объема теплоносителя в нем 3 При режимах с повышенной мощностью (<Зр >1,0) возникают ограничения по непревышению предельного значения т е поддержания ВЫВЯ"1"" и запаса до начала кипения (Рк ) -

Основные ограничения 1 DNBR - departure nuclear boiling relation - запас до кризиса теплообмена в пучках твэлов а з DNBR<DNBRnpM 2 At, - запас (температурный) до кипения At,=ts(PJ-tr>^3npe"

1 1 2 | 3

Компромиссные программы

3 tjp* = fi(Qp) * const ts(P„) = f2(Qp)* const t;a=ts+-^- (крв-к) Qp WW-¿Г (KP.-R) Qp но C-ts=Qp Кл„ 1 Kj-1/a, F _ 4 Кд„ _ 4 Gp. C^/k F 0 К,-К l-[eXp(kF/G„, С^Г С ростом мощности средняя температура ваз растет, но медленнее, чем в программе Ps (ts) = const (2) в оь раз, а температура (и давление пара) в ПГ падает, но медленнее, чем по программе (1) t^3 = const, в Фраз Для поддержания At™r = idem на всех режимах необходимо согласование величин 04 и по критерию * Облегчены условия работы, как первого, так и второго контуров, в сравнении со схемами 2) и 1) соответственно

4 QP^Q„ программа 2 ts =const Qip <QF -Qn Q„ > Q»om программа 2 t^, = const формулы для программ (1) и (2) Мощность, при которой переходят с одной программы на другую зависит от Р^?" - предельно допустимого давления в ПГ, от характера графиков нагрузки

Специальные программы для работы на повышенном уровне мощности

5 При С)р > <Зао>1 программа 3, но с ростом 11я не выше С =адр„) КрЕ Q^.t.^C^t^-At,, DNBR > DNBRnpw с обеспечение пропуска пара в голову турбины Don при пониженных Р0п снятием исходного дросселирования и(или) байпасированием в СПП части свежего пара Вблизи номинальной и при сверхноминальной мощности в первом контуре t Jp3 = const В области сверхноминальных мощностей необходимо учитывать ограничения на рост температуры ti на выходе из аз по условиям незакипания теплоносителя (с запасом At„), а также по снижению давления Ps (условие достаточной пропускной способности паровпуска турбоуста-новки (DoVo)™* при повышенных мощностях).

6 При С!р > Qнoи длительный переход на стабильно-увеличенный тах в™ Г5 + + 4 V Atnor Q "рви Г1п ~12п _Q _ЛПГл р^1 п -f + If А+лог "p. 1 2 ПГ AVo Должна быть доказана возможность работы по такой программе Возможно увеличение коэффициента Kin- в ПГ, обеспечение выполнения критериев tto < tjf", DNBR > DNBR4*"

Это направлено, прежде всего, на снижение повреждаемости тепло-обменных трубок ПГ, которая зависит от количественного и качественного состава отложений на них

Расчетная скорость отложений продуктов коррозии на теплообменной поверхности ПГ блока №2 БалАЭС снижается при этаноламиновом режиме в сравнении с гидразин-аммиачным с 1,48 до 0,6 мг/м2 ч Показано, что при тарифе на электроэнергию от 600 до 1200 руб/МВт ч эффект из-за роста выработки здесь может достигнуть от 180—200 до 360-400 млн руб в год Пониженные скорости ЭКИ, достигаемые при этаноламиновом ВХР, важны не только на уровне мощности выше номинального, но и для удлиненных топливных циклов с большими межремонтными и межпромывочными периодами ответственного оборудования

В главе 4 "Технико-экономический анализ эффективности работы АЭС на повышенной мощности" разработан метод оценки системной эффективности АЭС с ВВЭР-1000 при работе на сверхноминальном уровне мощности с учетом эффективности топливоиспользования, роста КИУМ, затрат в модернизацию, системной и структурной надежности, вытеснения газа из традиционной энергетики, системной экологии

Снижение средней глубины выгорания выгружаемого топлива, объясняемого Доплер-эффектом и повышенным выгоранием на Хе, для условий работы при повышенной мощности аппроксимировано зависимостью, использованной в расчетах

В = В0 - К (NnoB - 1,0)с, где К = 11,0, С = 1,32 При работе энергоблока на повышенном уровне мощности исследованы также другие типовые показатели топливоиспользования удельный расход природного урана, кг U/МВт сут, топливная составляющая себестоимости электроэнергии в топливном цикле, руб/кВт-ч, коэффициент использования установленной мощности (среднегодовой за топливный цикл).

Себестоимость электроэнергии определена как сумма удельных издержек в свежее топливо Ст, его вывоз Со, в проведение планово-предупредительных ремонтов (ППР) Ср и удельных постоянных затрат в эксплуатацию Сп (оплата труда, амортизация основных фондов, отчисления в фонды, оплата налогов)

Расчетный критерий эффективности - прибыль, получаемая за календарный год Тгод от продажи электроэнергии по усредненному тарифу TR Р = (TR - С) Qp Тгод КПД КИУМ Зависимость относительной прибыли Р от тарифов и уровня мощности показана на рис 3.

Обоснована надежность работы TBC в длительных топливных циклах при повышенных средних выгораниях Для той же исходной загрузки при работе с повышенной до 107-110% N„ достижение глубины выгорания будет на 1,2-1,5% ниже. Поэтому использована аргументация, уже приведенная ранее, для надежности TBC, используемых в удлиненных топливных циклах.

Р, прибыль, отн.ед.

N1, мощность, %

Рис. 3. Зависимость прибыли от уровня мощности работы энергоблока при различных тарифах

Оценен экономический и экологический эффект из-за вытеснения выработки электроэнергии на ТЭС. Расчеты системно-экономического эффекта вытеснения предложено оценивать по 4-м составляющим по разработанным расчетным методикам:

Зпм = АЗАЭСпм + экс + ЛЗЭК0Л + АЗрез, где АЗдэспм — разность осредненных за год затрат в выработку электроэнергии на "замещаемых" (вновь вводимых) АЭС и в эквивалентную энергию действующей АЭС при работе на повышенном уровне мощности, руб/МВт-ч; ДЗг.экс - выигрыш в сфере экспорта газа из-за разности цен на внутреннем и внешнем рынках; ДЗЭКол - экономия затрат в нормативную компенсацию экологического ущерба от выбросов общетоксического действия и с "парниковообразующим" эффектом (С02, Ы20) при вытеснении выработки на газовых ТЭС; Д3£ез - изменение затрат в общий и производственный резерв мощности в энергосистеме при заданной надежности электроснабжения.

Проведен анализ влияния повышения располагаемой (и рабочей) мощности энергоблоков АЭС на потребный оперативный резерв на примере ОЭС Средней Волги. Использован модифицированный метод эквиваленти-рования энергосистемы. Показано, что даже при полной реализации работы на повышенном уровне мощности (до С)р = 1,2) имеющийся резерв обеспечивает нормативную надежность электроснабжения Р=0,9968.

Результаты расчетов первых 3-х составляющих экономии затрат представлены в табл. 6-8.

Таблица 6

Расчетные данные годовой экономии затрат в варианте перевода блоков на повышенную мощность (учитываются только затраты в модернизацию) а) при условиях полной реализации повышенной мощности

Диапазоны мощности Топливные затраты в тыс долл США/год при Ц,долл/кг Снижение приведенных капвложений, млн доля/год Годовой расчетный эффект, млн долл/год при Ц, долл/кг

860 1000 1140 860 1000 1140

100-105% 296 345 394 14,8 14,5 14,4 14,4

до 110% 591 689 788 26,8 26,2 26,1 26,0

до 115% 886 1034 1182 40,2 39,3 39,3 39,0

б) при условиях ограничений на реализацию повышенной мощности в летний период (учитывается коэффициентом = 0,65-0,85)

Диапазоны мощности Годовой расчетный эффект, юга долл /год при Ц, долл /кг и К^

К™ =0,65 К™ =0,85

Ц, = 860 1000 1140 Ц, = 860 1000 1140

100-105% 9,43 9,36 9,30 12,32 12,24 12,20

до 110% 17,03 16,96 16,9 22,27 22,18 22,1

до 115% 25,54 25,54 25,35 33,4 33,4 33,15

Таблица 7

Экономия валютных резервов при вытеснении газа на ТЭС (ЛГУ) млн долл /год

Ипм (КИУМср =0,85) При разности Ц?кс - Ц®н, долл /1000 нм3

40 60 80

1,05 8,20 12,3 16,4

1,10 16,4 24,6 32,8

1Д5 24,6 36,9 49,2

Таблица 8

Экономия платы за выбросы при вытеснении выработки ПГУ на газе

Япм (КИУМср =0,85) Выбросы СОг ПГУ на газе, млн т/год Плата (млн долл ) за выбросы при Цсо2 долл /т

10 20 30

1,05 0,031 0,31 0,62 0,93

1,10 0,062 0,62 1,24 1,86

1,15 0,093 0,93 1,86 2,79

Проанализировано использование повышения мощности сверх номинального уровня с целью поднятия регулировочного диапазона АЭС с ВВЭР в смешанных энергосистемах с растущей их долей

Показана эффективность участия АЭС в системном регулировании при увеличении располагаемой мощности не только за счет недельного регулирования, но и привлечением крупных энергоблоков АЭС к первичному регулированию частоты Участие АЭС в противоаварийном управлении возможно

не только главным способом - экстренной кратковременной разгрузкой турбин с последующим полным и частичным восстановлением мощности, но и дополнительно - аварийным подхватом мощности (до 10% за 1-2 с). Последнее требование является одним из важных желательных условий подключения АЭС к ЭС (Приказ РАО ЕЭС РФ от 18.09.2002 №524). Предложено решение этой задачи способом, изображенным на рис. 4.

Рис. 4. Способ первичного регулирования частоты переменного тока в энергосистеме с участием энергоблоков атомных электростанций: 1 - реакторная установка; 2 - стержни системы управления и защиты; 3 - главный циркуляционный трубопровод первого контура; 4 - парогенераторы; 5 - главный паровой коллектор второго контура; 6 - турбогенератор; 7 - система автоматического регулирования мощности реакторной установки; 8 - датчик давления пара в главном паровом коллекторе второго контура; 9 - стопорно-регулирующий клапан турбогенератора; 10 - система автоматического регулирования турбогенератора, под держивающая регулирование мощности турбогенератора в соответствии со статической характеристикой "частота-мощность"; 11 - датчик частоты вращения вала турбогенератора

При изменении давления пара в главном паровом коллекторе второго контура (5), выходящего за пределы ±(0,20-Ю,25) МПа (зоны нечувствительности) от номинального уровня регулирования мощности реакторной установки (1) проводится уже не за счет саморегулирования с отрицательной обратной связью между мощностью реакторной установки и температурой теплоносителя, а в штатном режиме перемещением стержней системы управления и защиты (СЭУ) (2). Такой блок более приспособлен к частотному и противоаварийному регулированию в ЭС, поскольку в режиме несения базовых (околономинальных) нагрузок обладает возможностью подхвата мощности.

ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Проанализированы ранее выполненные научные обоснования возможностей и основные практические результаты эксплуатации АЭС на сверхноминальной мощности с водоводяными реакторами ВВЭР-440 в России и 850-1100 МВт(эл) PWR за рубежом Структура и последовательность подобных обоснований могут быть использованы с учетом новых накопленных данных и конструктивных отличий для блоков 1000 МВт с ВВЭР-1000, как при выборе уровня повышенной мощности, так и при обеспечении безопасности

Оценены допустимые резервы и пределы повышения мощности реакторной установки В-1000 на основе уточнения определения тепловой мощности, совершенствования внутриреакторного контроля (СВРК), новых расчетных процедур, разработанных в РНЦ "КИ" и ОКБ "Гидропресс", и внедрения усовершенствованных топливных сборок ТВС-2 и ТВС-2М Показано, что СВРК-М с улучшенными характеристиками и предложенной более совершенной обработкой информации, в большей степени удовлетворяет требованиям контроля за теплотехническими параметрами первого контура при работе на сверхноминальном уровне 104%, а в дальнейшем на 107 и 110%

2. На примере турбоустановки К-1000-60/1500-2М показаны возможности увеличения мощности за счет повышенного пропуска пара в голову для различных программ регулирования парогенераторов на режимах со сверхноминальными тепловой мощностью реактора и паропроизводительностью ПГ Показано, что наилучший по росту КПД способ повышения мощности и пропуска пара в турбину - с ростом давления перед 1-й ступенью, а по условиям допустимости со стороны ПГ и а з - со снижением давления перед 1-й ступенью В случае имеющегося исходного дросселирования при полном устранении его без роста давления в ПГ таким способом можно поднять мощность только до 107% Основные пределы при этом: 1) запас до кризиса теплообмена при недонасыщенном кипении, 2) запас до температуры кипения воды на выходе TBC при давлении теплоносителя в РУ 160 бар Необходимы разработки турбостроительных заводов по оптимальной модернизации ЦВД. Выполнено укрупненное обоснование объема мероприятий и их очередности по модернизации АЭС с целью перевода энергоблоков на работу с мощностью выше номинальной (на первом этапе до 104)

3. Проанализированы возможные ограничения при переходе к работе блока на повышенной мощности со стороны вспомогательного и электротехнического оборудования. В тепловой схеме к такому оборудованию отнесены конденсатные насосы 1-го и 2-го подъемов С помощью марковских методов анализа надежности и минимизации недовыработки обоснована оптимальная схема модернизации КН.

Анализ работы электрооборудования энергоблока 1000 МВт для ус-

ловий Балаковской АЭС показал, что допустимой является мощность 110% В самые жаркие летние периоды возможны ограничения по охлаждению генератора, для снятия которых предложено поднять давление водорода до 5,5 бар.

4 Показано, что замена гидразинно-аммиачного водно-химического режима второго контура АЭС на этаноламиновый позволяет существенно снизить скорость эрозионно-коррозионного износа (ЭКИ) ответственных элементов 2-го контура, определяющих уровень допустимой повышенной мощности Разработана методика, позволяющая оценить влияние динамики загрязнений (снижения резервов паропроизводительности) парогенераторов во времени эксплуатации на возможность повышения мощности блока Показано, что эффект от внедрения этаноламинового ВХР за счет снижения скорости отложений на поверхности ПГ может достигать 180-200 млн руб в год при тарифе 600 руб /МВт ч.

5 Предложен способ участия АЭС в системном первичном регулировании частоты при увеличенной располагаемой мощности за счет настройки автоматического регулятора мощности (АРМ) реактора на работу с зоной нечувствительности по давлению пара в главном паровом коллекторе 2-го контура в пределах ±(0,2-0,25) МПа При этом мощность изменяется за счет саморегулирования с отрицательной обратной связью между мощностью и температурой теплоносителя В диапазоне колебаний частоты в энергосистеме 50±0,05 Гц такой энергоблок обладает повышенной способностью к противоаварийному и режимному регулированию в ЭС, работая с повышенными КИУМ.

6 Разработаны единая экономико-математическая модель и методики оценки системной эффективности повышения мощности АЭС с ВВЭР-1000

Разработанные методики позволяют пофакторно учитывать, эффективность топливоиспользования при работе на повышенной мощности, эффективность инвестиций в повышение мощности энергоблоков, экономический и экологический эффект из-за вытеснения выработки электроэнергии на ТЭС с ПГУ.

В результате расчетов по методикам получено

- годовая экономия затрат с учетом издержек в модернизацию - при цене ядерного горючего от 860 до 1140 долл /кг 1ГОг составляет от 14,5 до 39,0 млн долл в год в диапазоне повышенных мощностей от 105 до 115% в расчете на 1 блок;

- экономия валютных резервов за счет вытеснения газа на ТЭС с 111У при разности цен на внешнем и внутрироссийском рынках на газ с учетом его транспорта до границы от 40 до 80 долл/1000 нм3 газа составляет от 8,2 до 49,2 млн долл /год в том же диапазоне 1,05 < Ып.м ^ 1,15 в расчете на 1 блок;

- экономия платы за выбросы при вытеснении выработки ПГУ на газе при квотовых ценах за выбросы от 10 до 30 долл /т С02 составит от 0,3 до

2,8 млн долл в диапазоне 1,05 < Ыпм 51,15,

- рост потребного оперативного резерва для обеспечения заданной надежности электроснабжения из-за работы с постоянной повышенной мощностью может составить не более 3% (относительных), что несущественно влияет на снижение получаемого суммарного эффекта.

Учтены умеренные (К°™ =0,85) и консервативные (К°™ =0,65) ограничения по условиям работы в летний период

Итоговый суммарный системный эффект в расчете на 1 энергоблок 1000 МВт с реактором ВВЭР, переводимый в работу с повышенной мощностью 105, 110 и 115% Мном, может составлять- соответственно от 15 до 27, от 28 до 52 и от 42 до 77 млн долл /год

Основные положения диссертации опубликованы в следующих печатных работах:

Публикации в изданиях, рекомендованных ВАК РФ

1 Хрусталев В А Выбор параметров программ регулирования парогенераторов и паровпуска турбин 1000 МВт АЭС с ВВЭР в режимах сверхноминальной мощности / В.А. Хрусталев, А В. Шутиков // Вестник Саратовского государственного технического университета 2007 №3 Вып 2 С 93-101

2. Шутиков А В Обоснование способов и эффективности повышения мощности энергоблоков АЭС с ВВЭР выше номинального уровня / А.В Шутиков, В.А. Хрусталев // Вестник Саратовского государственного технического университета. 2006 №4(20) С 32-39

3 ЗажарновАН Вопросы расширения функциональных возможностей СВРК с целью повышения эффективности ее использования при эксплуатации энергоблоков / АН. Зажарнов, А В Шутиков // Вестник Саратовского государственного технического университета 2006. №4(20) С 106-114

4. Шутиков А В Концепция разработки документации для эксплуатации АЭС в условиях нарушений нормальной эксплуатации / А В Шутиков, В.С Севастьянов // Вестник Саратовского государственного технического университета 2006 №4(20). С 123-134

5. Шутиков А В. Управлением полем энерговыделения активной зоны реактора ВВЭР-1000 при ксеноновых переходных процессах после разгрузки энергоблока Балаковской АЭС /АН Зажарнов, А В. Шутиков, Ю М Ви-граненко // Вестник Саратовского государственного технического университета 2006. №4(20) С. 134-147

6. Вопросы реализации принципа обоснования при проектировании систем безопасности АЭС с ВВЭР-1000 / В А Хрусталев, А В Шутиков, М.В. Ульянова, М.В. Гариевский // Проблемы энергетики Известия высших учебных заведений 2007 №5-6.

Другие публикации:

7 Пат. РФ № 2291503 Способ первичного регулирования частоты переменного электрического тока в энергосистеме с участием энергоблоков атомных электростанций (АЭС)/ А В Шутиков и др (МПК8Н02Р 9/44)

Шутиков Александр Викторович

ЭФФЕКТИВНОСТЬ ПОВЫШЕНИЯ МОЩНОСТИ ЭНЕРГОБЛОКОВ АЭС С ВВЭР-1000 (НА ПРИМЕРЕ БАЛАКОВСКОЙ АЭС)

Автореферат

Корректор Л А. Скворцова

Подписано в печать 05 10 07 Формат 60x84 1/16

Бум тип Уел печл 1,0 Уч-издл0,9

Тираж 100 экз Заказ Бесплатно

Саратовский государственный технический университет 410054 г Саратов, ул Политехническая, 77

Отпечатано в РИЦСГТУ, 410054 г Саратов, ул Политехническая, 77

ПРЕДИСЛОВИЕ.

1. ВВЕДЕНИЕ.

1.1. Обоснование возможностей и практика эксплуатации АЭС с водоводяными энергетическими реакторами (ВВЭР) на повышенной мощности в России.

1.2. Повышение мощности энергоблоков АЭС с PWR сверх номинального уровня за рубежом.

1.3. Решение вопросов безопасности при переходе на повышенную мощность АЭС с ВВЭР и PWR.

1.3.1. Обеспечение безопасности при повышении мощности энергоблоков АЭС с ВВЭР в России.

1.3.2. Анализ безопасности и меры по выполнению ограничений при повышении мощности (на примере энергоблоков Балаковской АЭС).

1.3.3. Анализ теплогидравлических характеристик реактора ВВЭР-1000 при повышении тепловой мощности до 104% номинальной на примере энергоблока №2 Балаковской АЭС).

1.4. Цель и задачи исследования.

2. ПРИНЦИПЫ ОБОСНОВАНИЯ ДОПУСТИМЫХ ПРЕДЕЛОВ ПОВЫШЕНИЯ МОЩНОСТИ РЕАКТОРНОЙ ЧАСТИ.

2.1. Обоснование уточненного метода определения мощности реакторной установки.

2.2. Резервы повышения мощности совершенствованием внутриреакторного контроля и расчетных процедур.

2.3. Анализ возможности повышения паропроизводительности парогенераторов и подачи главных циркуляционных насосов.

3. ОБОСНОВАНИЕ ПОВЫШЕНИЯ МОЩНОСТИ ТЕПЛОСИЛОВОГО И ЭЛЕКТРОТЕХНИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ

ВЫШЕ НОМИНАЛЬНОЙ.

3.1. Анализ возможности увеличения мощности турбины энергоблоков АЭС

1000 МВт (на примере К-1000-60/1500-2М).

3.2. Выбор программ регулирования парогенераторов в режимах со сверхноминальной мощностью турбоустановки К-1000-60/1500-2М.

3.3. Реализация повышенной мощности обводным пропуском пара в ЦВД и СПП турбоустановки К-1000-60/1500.

3.4. Модернизация узла конденсатных насосов и обеспечение вакуума с учетом повышенной мощности турбоустановки.

3.4.1. Оценка надежности конденсатных насосов 1-го и 2-го подъемов при повышении мощности турбоустановки до 110% NH0M.

3.4.2. Обеспечение эксплуатационного вакуума на режимах с повышенным пропуском пара в конденсатор.

3.5. Анализ работы электрооборудования турбогенератора блока 1000 МВт на повышенной мощности.

3.6. Коррекция водно-химического режима второго контура энергоблока

1000 МВт с учетом работы на повышенной мощности.

4. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАБОТЫ АЭС НА ПОВЫШЕННОЙ МОЩНОСТИ.

4.1. Обоснование мероприятий, оценка необходимого объема модернизации (на примере Балаковской АЭС).

4.2. Системная эффективность повышения мощности АЭС с ВВЭРс учетом роста КИУМ, надежности и экологии.

4.2.1. Эффективность топливоисполъзованш и обоснование надежности топлива при работе на повышенной мощности.

4.2.2. Эффективность инвестиций в повышение мощности энергоблоков АЭС выше номинальной.

4.2.3. Оценка экономического и экологического эффекта "вытеснения" выработки электроэнергии на ТЭС.

4.3. Эффективность участия АЭС в системном регулировании частоты при увеличении располагаемой мощности.

Атомная энергетика занимает сегодня прочные позиции в электроэнергетической отрасли России. Намечаемая программа широкого ввода АЭС с водо-водяными энергетическими реакторами (ВВЭР) мощностью 1 ООО МВт позволит уже в ближайшем будущем поднять долю выработки на АЭС по стране с 12,5-13% в 2005г. до 20% и более через 15 лет (к 2020г.).

Наравне с наращиванием новых мощностей на АЭС, в условиях инвестиционных трудностей в атомно-энергетической отрасли, весьма важным становится также более эффективное использование и развитие существующих мощностей выше установленного значения. Как известно, за рубежом и в России разработаны и в последнее время широко внедряются различные способы и пути повышения эффективности, надежности, безопасности энергоблоков АЭС с корпусными водоводяными реакторами (PWR) и ВВЭР средней и повышенной мощности. Сегодня приемлемыми можно признать только такие пути повышения мощности и эффективности, которые, во-первых, не снижают надежность и безопасность по всем регламентируемым показателям и это может быть доказательно обосновано, во-вторых, которые при обязательном выполнении первого условия характеризуются наибольшей экономичностью при их реализации. К таким приоритетным способам повышения энерговыработки уже действующих энергоблоков с ВВЭР-1000 следует отнести перевод их на работу с повышенной сверх номинального уровня мощностью. Принципиально, такой режим работы обосновывался в конце 80-х - начале 90-х годов для АЭС с PWR в США, Германии [79,97-99,102,103], для АЭС с ВВЭР-440 в России (Кольская АЭС) [35, 55], несколько позднее для АЭС с ВВЭР-1000 в [5,7,10,11,18,38,87]. Практически, во всех публикациях как у нас, так и за рубежом, отмечалось, что основным лимитирующим фактором при этом является ядерная паропроизводя-щая установка (ЯННУ), в особенности, реактор и, в меньшей мере, - турбо-установка со вспомогательным оборудованием.

Принципиально, работа реактора на повышенной мощности сегодня становится возможной по причинам: 1) непрерывно уточняются нейтронно-физические константы и расчетные коды, благодаря чему удается доказательно обосновывать обеспечение принятых (нормативных) коэффициентов запасов при меньшей консервативности подходов; 2) в процессе совершенствования методов и аппаратуры контроля нейтронного потока, неравномерности полей энерговыделения в активной зоне, улучшения представительности и точности обработки данных СВРК реактора и подсчета тепловой мощности и КПД снижаются потребные запасы на неточность оценок мощности; 3) более рациональные методы управления неравномерностями энерговыделения в осевом и радиальном направлении, переход к стратегиям перегрузок, сочетающим принципы "малых утечек" и "низкой неравномерности", более совершенное и эффективное топливо (усовершенствованные ТВС с жестким каркасом, с циркониевыми ДР и НК и с гадолинием, удлиненным топливным столбом, уменьшенным объемом газосборников и др.), "выравнивание" полей энерговыделения в процессе длительного выгорания топлива также приводят к возможностям повышения эксплуатационной надежности при работе на мощности выше номинального уровня.

Сегодня переход к работе на мощности выше номинальной признан целесообразным на ряде уже эксплуатируемых и вновь вводимых АЭС России. С этой целью намечена программа ступенчатого повышения максимальной мощности этих энергоблоков в начальном периоде до 104, 107 и 110%.

В разработках достигаемые уровни выше номинального оцениваются по допускаемой тепловой мощности реактора, однако очевидно, что при этом всемерное повышение (улучшение) КПД второго контура при реализации таких режимов работы также однозначно повышает общую эффективность работы АЭС [14]. Поэтому наряду с научно-проектными обоснованиями по первому контуру (СВРК, уточнение расчетных кодов, усовершенствование ТВС) не менее важно исследовать и решать сопутствующие задачи эксплуатационного характера, которые могут обеспечить повышение мощности энергоблоков. Это оптимальные характеристики водно-химического режима (ВХР) обоих контуров в энергоблоке, рациональные программы регулирования тепло и паропроизводительности в парогенераторах, повышение до необходимого уровня агрегатной мощности лимитирующих элементов тепловой схемы (например, подачи конденсатных насосов 1-го и П-го подъемов, некоторых характеристик низкопотенциального комплекса (НПК)).

Соображения по вопросу, что лучше в ближайшей перспективе для атомной энергетики России: новый проект и ступень мощности или эволюция серийной модели были высказаны в пользу планомерного повышения мощности в научных публикациях более 15 лет назад [18,24] учеными и специалистами ИАЭ им. И.В. Курчатова (РНЦ "КИ"), ОКБ ПО "Ижорский завод", Саратовского гостехуниверситета совместно с ПОАТ "ХТЗ" и Балаковской АЭС.

Вместе с тем, сегодня необходимы критерии эффективности внедрения такого метода работы не только внутристанционного (КПД, себестоимость, внутренняя доходность, прибыль), но и общесистемного характера. К ним относится, например, рост КИУМ, или возможность сочетать высокие КИУМ с умеренным участием АЭС в недельном и сезонном регулировании графиков нагрузки (в околономинальных режимах и при Nn > NHom )• Важные системные преимущества при этом: повышенные возможности участия АЭС в системном регулировании (в том числе противоаварийном), дополнительное замещение газа как ценного экспортного ресурса на ТЭС при росте выработки на АЭС, вытеснение низкоэкологичных топлив и снижение общетоксичных выбросов и газов с парниковообразующим эффектом. Ряд вопросов из перечисленных выше не нашли еще полного выяснения.

Данная диссертационная работа посвящена оценке возможностей и обоснованию эффективности реализации путей и способов повышения мощности энергоблоков АЭС с ВВЭР-1000 выше номинального уровня.

Цель работы

Научное обоснование возможностей и эффективности эксплуатации энергоблоков АЭС с ВВЭР-1000 на повышенной мощности (на примере Балаковской АЭС).

Основные задачи исследования

1. Разработка методических положений анализа эффективности работы АЭС на повышенной мощности без снижения уровня безопасности с учетом системных факторов.

2. Оценка допустимых пределов повышения мощности действующего серийного оборудования энергоблоков 1000 МВт и необходимого объема модернизации с использованием данных, полученных в РНЦ "КИ" и ОКБ "Гидропресс".

3. Анализ и выбор наивыгоднейших эксплуатационных приемов, технологических путей и программ регулирования реактора, парогенераторов, паро-впуска турбины и др. оборудования для реализации сверхноминальной электрической мощности блока.

4. Расчет эффективности и подготовка к поэтапному внедрению работы на повышенном уровне мощности блоков 1000 МВт (на примере Балаковской АЭС).

В диссертации разработаны общие методологические положения анализа эффективности повышения мощности энергоблоков АЭС с ВВЭР-1000 на основе учета комплекса факторов, включая системные. К ним относятся: оценка внутренней эффективности энергоблока, научные основы уточнения реальной мощности реакторной установки и энергоблока, определение дополнительных резервов мощности реактора при совершенствовании СВРК, паропроизводи-тельности ПГ и подачи ГЦН, мощности турбоустановки с электротехническим оборудованием (турбогенератора), производительности конденсатных насосов.

В диссертации предложены эксплуатационные пути повышения мощности блоков, в том числе обеспечением рационального водно-химического режима И-го контура. Доказательно обоснована эффективность усовершенствованного ВХР, как комбинированного пути повышения полной электрической мощности энергоблока: 1) за счет КПД (из-за роста коэффициентов теплопередачи и снижения температурных напоров в ПГ и др. теплообмениках); 2) за счет большей допускаемой тепловой мощности РУ по условиям соблюдения заданного запаса до начала кипения теплоносителя на выходе ТВС (из-за меньшего температурного напора на горячем участке ПГ). Новый водный режим способствует также росту электромеханического КПД блоков и снижению ограничений мощности по условию охлаждения генератора в наиболее жаркие летние периоды.

В диссертации проведен выбор оптимальных путей и способов увеличения (снижения) мощности турбоустановки К-1000-60/1500-2М и парогенераторов на режимах сверхноминальных нагрузок, разработан метод системного технико-экономического анализа эффективности работы АЭС с ВВЭР-1000 на повышенной мощности.

Проведена (на примере реальных мероприятий по 2-му энергоблоку Бала-ковской АЭС) оценка объема модернизации для обеспечения работы на повышенном уровне мощности.

Предложены методики расчета системной эффективности повышения мощности АЭС с ВВЭР-1000 с учетом роста КИУМ, надежности и улучшения экологии.

Проведен анализ расчетных эффектов повышения мощности энергоблока 1000 МВт в энергосистеме.

Научная новизна

1. Обоснованы возможности повышения мощности выше номинального уровня реакторных установок ВВЭР-1000 на основе анализа разработок РНЦ "КИ", ОКБ "Гидропресс" и данных эксплуатации Балаковской АЭС.

2. Разработаны методические положения оценки системной эффективности работы с повышенной мощностью при обеспечении требуемого уровня безопасности.

3. Предложены научные основы выбора технических решений и программ регулирования, обеспечивающие работу энергоблоков АЭС с ВВЭР-1000 на повышенном уровне мощности.

4. Обоснован способ участия энергоблоков АЭС с повышенной мощностью в первичном регулировании частоты в энергосистеме, защищенный патентом России.

Практическая значимость

Обоснованы допустимые уровни повышения тепловой мощности РУ ВВЭР-1000 при совершенствовании систем внутриреакторного контроля (СВРК). Оценены технико-экономические преимущества повышения мощности энергоблоков АЭС с ВВЭР-1000 на основе экономических критериев себестоимости, чистой прибыли АЭС и минимума системных затрат. Показаны возможные влияния системных факторов: изменения потребного резерва мощности в энергосистеме, ограничения предельной доли АЭС в проблемных энергорайонах с отсутствием (недостатком) маневренных мощностей, снижения экологического вреда воздушному и водному бассейну, вытеснения природного газа из энергетики как более ценного экспортного ресурса.

На защиту выносятся:

1. Результаты обоснования повышения тепловой мощности выше номинального уровня РУ ВВЭР-1000 на основе анализа имеющихся разработок РНЦ "КИ", ОКБ "Гидропресс" и имеющихся данных эксплуатации Балаковской АЭС.

2. Методические положения, результаты анализа и расчетов системной эффективности работы на повышенном уровне мощности энергоблоков АЭС с ВВЭР-1000 при обеспечении требуемого их безопасности.

3. Схемные и технические решения по обеспечению возможности работы энергоблоков АЭС с ВВЭР-1000 на повышенном уровне мощности.

4. Способ участия энергоблоков АЭС с ВВЭР в системном регулировании частоты при повышенной располагаемой мощности.

5. Результаты анализа системной эффективности эксплуатации АЭС с ВВЭР-1000 на повышенном уровне мощности.

Достоверность результатов и выводов диссертационной работы обоснованы положениями методики системных исследований в атомной энергетике, теории структурной (поэлементной), теплофизической, теплогидравлической надежности активной зоны, надежности элементов и блока АЭС в целом, термодинамического анализа реальных влажнопаровых циклов АЭС, теории автоматического регулирования тепловых процессов в энергоблоке АЭС с ВВЭР-1000. Проведено сопоставление полученных результатов и выводов диссертации с имеющимися данными других исследований.

Личный вклад автора заключается в следующем:

1. Разработаны методические положения анализа эффективности работы АЭС на повышенной мощности при обеспечении требуемого уровня безопасности. При этом учтены рост КИУМ, вытеснение замещаемого топлива, системная надежность и экология.

2. Оценены допустимые пределы повышения мощности эксплуатируемого оборудования энергоблоков 1000 МВт и необходимый объем модернизации для условий конкретных энергоблоков.

3. Проанализированы и выбраны наивыгоднейшие технические пути и программы регулирования реактора, парогенераторов и паровпуска турбины для реализации сверхноминальной электрической мощности блока.

4. Предложен и защищен патентом России способ участия АЭС с ВВЭР-1000 при повышенной располагаемой мощности в первичном регулировании частоты в энергосистеме, что позволяет в системах с высокой долей АЭС снизить вероятность развития системных аварий.

5. Обоснована расчетная эффективность работы на повышенном уровне мощности блоков 1000 МВт (на примере Балаковской АЭС).

Работа выполнена на кафедре "Тепловые электрические станции" Саратовского государственного технического университета и в филиале концерна Росэнергоатом "Балаковская атомная электростанция" в рамках основного научного направления развития науки и техники Российской Федерации "Топливо и энергетика", Федеральной программы фундаментальных исследований в области "Физико-технических проблем энергетики", программы Минвуза России 02.В.04 "Разработка научно-методологических основ повышения эффективности АЭС с водоводяными реакторами в энергосистемах".

Изложенные в диссертации материалы опубликованы в научных статьях и докладывались на научных конференциях и семинарах в 2003-2007гг., в том числе зарубежных симпозиумах и конференциях. п/п Год, дата проведения Официальное название конференции, семинара, симпозиума Тема доклада

1. 2005г. 12.09.05-15.09.05 Болгария, АЭС "Козлодуй" Заседание Клуба проектов ВВЭР-440 и ВВЭР-1000 по теме "Модернизация энергоблоков ВВЭР-440 и ВВЭР-1000 с целью повышения уровня безопасности и продления назначенного срока эксплуатации - направления работы, проблемы и достижения" Основные результаты внедрения проектов модернизации на Балаковской АЭС

2. 2007г. 03.06.07-07.07.07 Литва, г. Висаги-нас, АЭС "Игна-лина" 20-й Международный симпозиум Ассоциации молодых атомщиков Оценка эффектов перехода на этано-ламиновый ВХР второго контура Балаковской АЭС

Материалы диссертационной работы прошли предварительную апробацию на кафедре Тепловых электрических станций и в Проблемной лаборатории (ПНИЛ ТЭУ) Саратовского государственного технического университета (июнь, 2007г.), в РНЦ "Курчатовский институт", в ОКБ "Гидропресс" (июль-август 2007г.).

Разработанные в диссертации методологические положения и результаты исследования могут быть использованы для повышения эффективности действующих и проектируемых к вводу АЭС с ВВЭР в энергосистемах России.

Материалы диссертации окажутся полезными также для проектных организаций при обосновании оптимальных сценариев развития атомной энергетики и для руководства ФГУП концерн "Росэнергоатом", а также российских АЭС с ВВЭР-1000 при переводе их в режим работы с мощностью выше номинальной.

Автор выражает благодарность научному руководителю доктору технических наук, профессору Хрусталеву Владимиру Александровичу, коллективам кафедр "Тепловые электрические станции" и ее заведующему доктору технических наук, профессору Аминову Рашиду Зарифовичу, "Теплоэнергетика" и Проблемной научно-исследовательской лаборатории ТЭУ за советы, замечания и пожелания, высказанные при подготовке и обсуждении диссертации.

1. ВВЕДЕНИЕ

ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Проанализированы ранее выполненные научные обоснования возможностей и основные практические результаты эксплуатации АЭС на сверхноминальной мощности с водоводяными реакторами ВВЭР-440 в России и 850-И 100 МВт(эл) PWR за рубежом. Структура и последовательность подобных обоснований могут быть использованы с учетом новых накопленных данных и конструктивных отличий для блоков 1000 МВт с ВВЭР-1000, как при выборе уровня повышенной мощности, так и при обеспечении безопасности.

Оценены допустимые резервы и пределы повышения мощности реакторной установки В-1000 на основе уточнения определения тепловой мощности, совершенствования внутриреакторного контроля (СВРК), новых расчетных процедур, разработанных в РНЦ "КИ" и ОКБ "Гидропресс", и внедрения усовершенствованных топливных сборок ТВС-2 и ТВС-2М. Показано, что СВРК-М с улучшенными характеристиками и предложенной более совершенной обработкой информации, в большей степени удовлетворяет требованиям контроля за теплотехническими параметрами первого контура при работе на повышенном уровне мощности 104%, а в дальнейшем на 107 и 110%.

2. На примере турбоустановки К-1000-60/1500-2М показаны возможности увеличения мощности за счет повышенного пропуска пара в голову для различных программ регулирования парогенераторов на режимах со сверхноминальными тепловой мощностью реактора и паропроизводительностью ПГ. Показано, что наилучший по росту КПД способ повышения мощности и пропуска пара в турбину - с ростом давления перед 1-ой ступенью, а по условиям допустимости со стороны ПГ и а.з. - со снижением давления перед 1-ой ступенью. В случае имеющегося исходного дросселирования при полном устранении его без роста давления в ПГ таким способом можно поднять мощность только до 107%. Основные пределы при этом: 1) запас до кризиса теплообмена при недонасыщен-ном кипении; 2) запас до температуры кипения воды на выходе ТВС при давлении теплоносителя в РУ 160 бар. Необходимы разработки турбостроительных заводов по оптимальной модернизации ЦВД. Выполнено укрупненное обоснование объема мероприятий и их очередности по модернизации АЭС с целью перевода энергоблоков на работу с мощностью выше номинальной (на первом этапе до 104).

3. Проанализированы возможные ограничения при переходе к работе блока на повышенной мощности со стороны вспомогательного и электротехнического оборудования. В тепловой схеме к такому оборудованию отнесены кон-денсатные насосы 1-го и 2-го подъемов. С помощью марковских методов анализа надежности и минимизации недовыработки обоснована оптимальная схема модернизации КН.

Анализ работы электрооборудования энергоблока 1000 МВт для условий Балаковской АЭС показал, что допустимой является мощность 110%. В самые жаркие летние периоды возможны ограничения по охлаждению генератора, для снятия которых предложено поднять давление водорода до 5,5 бар.

4. Показано, что замена гидразинно-аммиачного водно-химического режима второго контура АЭС на этаноламиновый позволяет существенно снизить скорость эрозионно-коррозионного износа (ЭКИ) ответственных элементов 2-го контура, определяющих уровень допустимой повышенной мощности. Разработана методика, позволяющая оценить влияние динамики загрязнений (снижения резервов паропроизводительности) парогенераторов во времени эксплуатации на возможность повышения мощности блока. Показано, что эффект от внедрения этаноламинового ВХР за счет снижения скорости отложений на поверхности ПГ может достигать 180-200 млн. руб. в год при тарифе 600 руб./МВт-ч.

5. Предложен способ участия АЭС в системном первичном регулировании частоты при увеличенной располагаемой мощности за счет настройки автоматического регулятора мощности (АРМ) реактора на работу с зоной нечувствительности по давлению пара в главном паровом коллекторе 2-го контура в пределах ±(0,2-0,25) МПа. При этом мощность изменяется за счет саморегулирования с отрицательной обратной связью между мощностью и температурой теплоносителя. В диапазоне колебаний частоты в энергосистеме 50±0,05 Гц такой энергоблок обладает повышенной способностью к противоаварийному и режимному регулированию в ЭС, работая с повышенными КИУМ.

6. Разработаны единая экономико-математическая модель и методики оценки системной эффективности повышения мощности АЭС с ВВЭР-1000.

Разработанные методики позволяют пофакторно учитывать: эффективность топливоиспользования при работе на повышенной мощности, эффективность инвестиций в повышение мощности энергоблоков, экономический и экологический эффект из-за вытеснения выработки электроэнергии на ТЭС с ПГУ.

В результате расчетов по методикам получено:

- годовая экономия затрат с учетом издержек в модернизацию - при цене ядерного горючего от 860 до 1140 дол./кг UO2 составляет от 14,5 до 39,0 млн. дол. в год в диапазоне повышенных мощностей от 105 до 115% в расчете на 1 блок;

- экономия валютных резервов за счет вытеснения газа на ТЭС с ПГУ при разности цен на внешнем и внутрироссийском рынках на газ с учетом его транспорта до границы от 40 до 80 дол./ЮОО нм газа составляет от 8,2 до 49,2 млн. дол./год в том же диапазоне 1,05 < Nn.M ^ 1,15 в расчете на 1 блок;

- экономия платы за выбросы при вытеснении выработки ПГУ на газе при квотовых ценах за выбросы от 10 до 30 дол./т СОг составит от 0,3 до 2,8 млн. долларов в диапазоне 1,05 < Nn.M < 1,15;

- рост потребного оперативного резерва для обеспечения заданной надежности электроснабжения из-за работы с постоянной повышенной мощностью может составить не более 3% (относительных), что несущественно влияет на снижение получаемого суммарного эффекта.

Учтены умеренные (K°™=0,85) и консервативные (К°™=0,65) ограничения по условиям работы в летний период.

Итоговый суммарный годовой системный эффект в расчете на один энергоблок 1000 МВт с реактором ВВЭР, переводимый в работу на повышенный уровень мощности 105, 110 и 115% N„0M , составляет соответственно от 15 до 27, от 28 до 52 и от 42 до 77 млн. дол./год.

1. Андрющенко А.И. Оптимизация режимов работы и параметров тепловых электростанций / А.И. Андрющенко. М.: Высшая школа, 1983.254 с.

2. А.с. 1067232 СССР. Паротурбинная установка / Р.З. Аминов, В.А. Хруста-лев, Б.Ф. Калугин //Б. И. 1984. №2.

3. Алексеев А.В. Экономическая оценка экологических эффектов от замещения природного газа углем и атомной энергией / А.В. Алексеев. Препринт № МЦЭБ-01-05. М„ 2001. 39 с.

4. Аминов Р.З. Совершенствование автоматизированного расчета тепловых схем АЭС с ВВЭР в условиях схемных вариаций / Р.З. Аминов, Ю.А. Рыжков, А.А. Гудым, И.М. Чернышов // Вестник СГТУ. 2006. №4(20). С. 169-174.

5. Аминов Р.З. Исследование форсировочных режимов работы турбоустановки К-1000-60/1500 / Р.З. Аминов, В.А. Хрусталев, Б.Ф. Калугин // Известия вузов. Энергетика. 1983. №4. С.76-79.

6. Аминов Р.З. Об эффективном расчетном подогреве питательной воды в условиях форсировки турбоустановок АЭС с ВВЭР / Р.З. Аминов, В.А. Хрусталев, А.А. Сердобинцев // Известия вузов. Энергетика. 1985. №12. С.58-63.

7. Аминов Р.З. Использование газотурбинных установок для резервирования собственных нужд АЭС / Р.З. Аминов, В.М. Батенин, П.Л. Ипатов и др. // Теплоэнергетика. 2006. №12. С.25-28.

8. Аминов Р.З. Выбор эффективных направлений развития электрогенерирую-щих мощностей в европейской части страны / Р.З. Аминов, В.А. Хрусталев, А.Ф. Шкрет, М.В. Гариевский // Теплоэнергетика. 2003. №4. С.64-67.

9. Анализ возможностей увеличения тепловой мощности энергоблоков ВВЭР-1000, оценка затрат и возможного экономического эффекта от повышения мощности. ОАО ВНИИАЭС: отчет №0-311-129/03-0-311-134/03. Этапы Кб. Москва.

10. Анализ возможности увеличения мощности турбогенератора энергоблока ВВЭР-1000: техническая справка. 01.TR.TT.0000.01. Концерн Росэнергоатом, ФГУДП Атомтехэнерго. 2003.

11. Анализ возможности увеличения тепловой мощности реакторной установки энергоблока ВВЭР-1000: техническая справка. 01.TR.Py.0000.01. Концерн Росэнергоатом, ФГУДП Атомтехэнерго. 2003.

12. Анализ работы энергоблока ВВЭР-1000 с отключенными подогревателями высокого давления / В.А. Иванов, В.М. Боровков, С.Е. Голубев, С.Н. Глыба // Труды ЦКТИ. 1985. Вып. 221. С.48-54.

13. Андрющенко А.И. Основы термодинамики циклов теплоэнергетических установок / А.И. Андрющенко. М.: Высшая школа, 1968. 287 с.

14. Андрющенко А.И. Показатели эффективности циклов АЭС / А.И. Андрющенко // Известия вузов СССР. Энергетика. 1982. №9. С.44-47.

15. Андрющенко А.И. Оптимизация режимов работы и параметров тепловых электростанций / А.И. Андрющенко, Р.З. Аминов. М.: Высшая школа, 1983. 252 с.

16. Аркадьев Б.А. Режимы работы турбоустановок АЭС / Б.А. Аркадьев. М.: Энергоатомиздат, 1986. 264 с.

17. АЭС «Палюэль» с блоками по 1300 МВт: экспресс-информация Информ-энерго. Сер. Атомная энергетика за рубежом, L986. Вып. 9. С.5-8.

18. АЭС с ВВЭР: Режимы, характеристики, эффективность / Р.З. Аминов, В.А. Хрусталев, А.С. Духовенский, А.И. Осадчий. М.: Энергоатомиздат, 1990. 264 с.

19. Балабанов И.Т. Риск-менеджмент / И.Т. Балабанов. М.: Финансы и статистика. 1996. 192 с.

20. Баринов В.А. Особенности управления электроэнергетикой страны мира в рыночных условиях / В.А. Баринов // Энергетик. 2003. №6. С.36-38.

21. Басов В.И. Управление риском АЭС с реакторами ВВЭР / В.И. Басов, В.А. Хрусталев. М.: Энергоатомидат, 2006. 136 с.

22. Бушуев В.В. Энергетическая стратегия России на период до 2020 года и реальная жизнь. Что дальше? /В.В. Бушуев, А.А. Троицкий // Теплоэнергетика. 2007. №1. С.2-9.

23. Быков А.И. Методы технико-экономических расчетов в атомной энергетике / А.И. Быков, И.Э. Нестеренко. Минск: Наука и техника, 1992.189 с.

24. ВВЭР: новый проект и ступень мощности или эволюция серийной модели / Э.Э. Пакх, В.И. Сафонов, В.А. Хрусталев и др. // Атомная энергия. Т.70. Вып.2. 1991. С.128-130.

25. Глебов В.П. Конвенция ООН об изменениях климата и электроэнергетика / В.П. Глебов, Е.Н. Медок, А.Н. Чугаев // Мировая энергетика. 2002. № 7.

26. Доронин М.С. Формирование требований к децентрализованным источникам энергоснабжения в условиях роста доли АЭС на рынках энергии и ограничениях поставок природного газа в электроэнергетику / М.С. Доронин, Г.С. Котляренко // Вестник СГТУ. 2006.

27. Драгунов Ю.Г. Совершенствование проектов реакторных установок / Ю.Г. Драгунов, С.Б. Рыжов, В.А. Мохов // Теплоэнергетика. 2006. №1. С.2-11.

28. Дубицкий М.А. Выбор и использование резервов генерирующей мощности в электроэнергетических системах / М.А. Дубицкий, Ю.Н. Руденко, М.Б. Чельцов. М.: Энергоатомиздат, 1988. 272 с.

29. Емельянов Н.Я. Научно-технические основы управления ядерными реакторами / Н.Я. Емельянов, А.И. Ефанов, J1.B. Константинов. М.: Энергоатомиздат, 1991.

30. Жидков К.П., К выбору эксплуатационного вакуума на режимах с повышенным пропуском пара в конденсатор / К.П. Жидков, Ю.А. Фирсин, В.А. Хрусталев. // Изв. вузов. Энергетика. 1986. №9. С.63-66.

31. Зажарнов А,Н. Вопросы расширения функциональных возможностей СВРК с целью повышения эффективности ее использования при эксплуатации энергоблоков / А.Н. Зажарнов, А.В. Шутиков // Вестник СГТУ. 2006. №4(20). С.106-114.

32. Зажарнов А.Н. Управление полем энерговыделения активной зоны реактора ВВЭР-1000 при ксеноновых переходных процессах после разгрузки энергоблока Балаковской АЭС / А.Н. Зажарнов, А.В. Шутиков, Ю.М. Виграненко // Вестник СГТУ. 2006. №4(20). С.134-147.

33. Зверков В.В. Резервы повышения мощности действующих АЭС с ВВЭР-440 / В.В. Зверков, Е.И. Игнатенко, А.П. Волков М.: Энергоатомиздат, 1987. 77 с.

34. Иванов В.А. Эксплуатация АЭС / В.А. Иванов СПб.: Энергоатомиздат, 1994. 384 с.

35. Игнатенко Е.И. Использование ЭВМ для расчета тепловой мощности реактора / Е.И. Игнатенко, В.В. Зверков, В.И. Дементьев // Электрические станции. 1982. №2.

36. Исаченко В.П. Теплопередача / В.П. Исаченко, В.А. Осипова, А.С. Сукомел М.: Энергия, 1969. 438 с.

37. К организации форсировочных режимов турбин АЭС / Р.З. Аминов, В.А. Хрусталев, А.А. Сердобинцев, Б.Ф. Калугин // Изв. вузов. Энергетика. 1990. №11. С.102-105.

38. Ковалев В.В. Методы оценки инвестиционных проектов / В.В. Ковалев М.: Финансы и статистика, 2000.

39. Коган Ю.М. О возможных темпах сокращения потребления газа тепловыми электростанциями России / Ю.М. Коган // Энергетик. 2003. №6. С.8-10.

40. Козлов В.В. Определение максимально возможных капитальных затрат на сооружение АЭС по данным зарубежного строительства /В.В. Козлов // Атомная энергия. 2004. Т.97. Вып.5. С.338-345.

41. Коптюг В.А. Конференция ООН по окружающей среде и развитию (Рио-де-Жанейро, июнь 1992): информ. обзор / В.А. Коптюг. Новосибирск: Изд-во СО РАН, 1992.

42. Кю X. Испытания для определения оптимальной концентрации вводимого этаноламина на 1-ми 2-м блоках АЭС «Иката» / Кю Хиною. Украинско-японский семинар. Южно-Украинск, Украина, 13-22 сентября 2003.

43. Малюшенко В.В. Основное насосное оборудование тепловых электростанций/В.В. Малюшенко, А.К. Михайлов. М.: Энергия, 1969. 192 с.

44. Маргулова Т.Х. Атомные электрические станции / Т.Х. Маргулова. М.: Высшая школа, 1978.

45. Методика определения экологического ущерба. М., 1999.

46. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов: утв. 21.06.1999. № ВК 477. Мин. экономики, финансов, Госкомстрой.

47. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов и их отбору для финансирования. №7-12/47: утв. 31 марта 1994 г. Госстрой, Госкомпром, Минюст. М. 1994.

48. Митин В.И. Определение истинного значения величины по совокупности независимых способов измерений / В.И. Митин, О.В. Митина. // Атомная энергия 2007 год т.ЮЗ, вып.2, август, с 139-142.

49. Модернизация машины перегрузки первого энергоблока Балаковской АЭС / С.А. Алексанин, В.И. Дунаев, Н.В. Макаров, А.В. Шутиков, В.Ф. Кольжа-нов, Е.Ф. Соболев, В.А. Гилев // Вестник СГТУ. 2006. №4(20). С.164-169.

50. Надежность теплоэнергетического оборудования ТЭС и АЭС / Г.П. Глады-шев, Р.З. Аминов, В.З. Гуревич и др.; под ред. А.И. Андрющенко. М.: Высш. шк., 1991.302 с.

51. Направления повышения экономической эффективности АЭС с ВВЭР / Ю.К. Петреня, J1.A. Хаменок, П.А. Кругликов, Ю.В. Смолкин // Теплоэнергетика. 2007. №1.С.31-35.

52. Об эффективности получения дополнительной мощности на энергоблоках АЭС с ВВЭР / Р.З. Аминов, В.А. Хрусталев, А.А. Сердобинцев, А.С. Духо-венский, А.И. Осадчий // Атомная энергия. Т.61. Вып.6. 1986. С.397-401.

53. Правила ядерной безопасности реакторных установок атомных станций. ПБЯ РУ АС-89, ПНАЭ Г-1-024-90. М, 1991.

54. Опыт эксплуатации Кольской АЭС на повышенной мощности / А.П. Волков, Б.А. Трофимов, Ю.И. Савчук и др. // Атомная энергия. 1980. Т.49.

55. Осмачкин B.C. Сравнение опытных данных по условиям кризиса теплообмена в моделях топливных сборок реакторов типа ВВЭР с результатами расчетов по методике ИАЭ /B.C. Осмачкин, Н.Н. Лысцова; Препринт ИАЭ-2558.1975.

56. Парогенератор ПГВ-ЮООМ. Инструкция по эксплуатации. ОКБ «Гидропресс».

57. Пат. РФ № 2291503. Способ первичного регулирования частоты переменного электрического тока в энергосистеме с участием энергоблоков атомных электростанций (АЭС) / А.В. Шутиков и др. (МПК8Н02Р 9/44)

58. Повышение энерговыработки действующих энергоблоков с ВВЭР / Р.З. Аминов, В.А. Хрусталев, П.Л. Ипатов // Теплоэнергетика. 1990. №1. С.42-46.

59. Пояснительная записка. Расчетное обоснование 320.00.00.00.000.П32. Установка реакторная В-320. ГКАЭ. ОКБ «Гидропресс».

60. Пределы безопасности эксплуатации реакторов (анализ неточностей в оценках характеристик при эксплуатации АЭС и его применения в принятии решений). МАГАТЭ. IAEA-TECDOC-1332, 2003.

61. Проведение расчетов и выпуск отчета по физической части проекта топливного цикла с УТВС для вновь вводимых блоков с серийным реактором ВВЭР-1000: отчет РНЦ «Курчатовский институт». Инв. № 32/1-89-499 от 30.12.1999.

62. Разработка физической части проекта 4 годичного топливного цикла с ТВС А (подпитка 42 ТВС/год): отчет РНЦ «Курчатовский институт». Инв. №32/1-4-401 от 17.10.2001.

63. Разработка физической части проекта внедрения 4 годичного уран-гадолиниевого топливного цикла в реакторе: отчет РНЦ "Курчатовский институт". Инв. № 32/1-82-402 от 09.12.2002.

64. Региональная социально-экономическая эффективность проектов АЭС (на примере расширения Балаковской АЭС) / П.Л. Ипатов, Е.А. Ларин, В.А. Хрусталев, Ю.В. Чеботаревский // Вестник СГТУ. 2006. №4(20). С. 17-23.

65. Региональная эффективность проектов АЭС / В.И. Басов, М.С. Доронин, П.Л. Ипатов и др.; под общ. ред. П.Л. Ипатова. М.: Энергоатомиздат, 2005. 228 с.

66. Российские АЭС в 2005 г. ФГУП «Росэнергоатом». М., 2006.

67. Системные исследования проблем энергетики / Л.С. Беляев, Б.Г. Санеев, С.П. Филиппов и др.; под ред. Н.И. Воропая. Новосибирск: Наука. Сибирская издательская фирма РАН, 2000. 558 с.

68. Стеценко А. Русский лес как экономический механизм Киотского протокола / А. Стеценко // Мировая энергетика. 2006. №10(34). С.92-93.

69. Теплицкий М.Г. Исследование экономичности турбоустановки К-1000-60/1500 ХТЗ и энергоблока 1000 МВт Южноукраинской АЭС / М.Г. Теплицкий // Теплоэнергетика. 1986. №2. С.10-17.

70. Тепловые и атомные электрические станции. Т.3,4: Справочник / под общ. ред. В.А. Григорьева и В.М. Зорина. М.: Энергоиздат, 1982. 624 с.

71. Тепловые схемы ТЭС и АЭС. Моделирование и САПР. / В.М. Боровков, О.И. Демидов, С.А. Казаров и др.; под ред. акад. С.А. Казарова СПб.: Энергоатомиздат, 1995. 392 с.

72. Трояновский Б.М. Турбины для атомных электростанций / Б.М. Трояновский. М.: Энергия, 1978. 232 с.

73. Трубицын В.И. Надежность электростанций / В.И. Трубицын. М.: Энергоатомиздат, 1997. 240 с.

74. Трунов Н.Б. Исследование теплогидравлических процессов в парогенераторах для АЭС с ВВЭР / Н.Б. Трунов. // Теплоэнергетика. 2006. №1. С.27-38.

75. Учет опыта эксплуатации при разработке новых проектов парогенераторов АЭС с ВВЭР / Н.Б. Трунов, В.В. Денисов, С.А. Харченко, Б.И. Лукасевич // Теплоэнергетика. 2006. №1. С.38-43.

76. Фельдман M.J1. Особенности электрической части атомных электростанций /МЛ. Фельдман, А.К. Черновец. Л.: Энергия, 1983.

77. Хрусталев В.А. АЭС с ВВЭР в энергосистемах: пути режимной адаптации / В.А. Хрусталев //Атомная энергия. Т.71. Вып.6. 1991. С.551-555.

78. Хрусталев В.А. Повышение мощности энергоблоков АЭС с PWR в США / В.А. Хрусталев // Атомная техника за рубежом. 1988. №5. С.10-14.

79. Хрусталев В.А. Режимы работы АЭС с ВВЭР: учеб. пособие. / В.А. Хрусталев. Саратов: Сарат. гос. техн. ун-т, 2000. 63 с.

80. Хрусталев В.А. Регулирование, автоматизация и защита АЭС: учеб. пособие /В.А. Хрусталев, И.К. Арленинов. Саратов: Сарат. полит, ин-т., 1986. 78 с.

81. Хрусталев В.А. К вопросу о регулировании мощности турбоустановок двухконтурных АЭС / В.А. Хрусталев, П.В. Данилов // Изв. вузов. Энергетика. С. 111-112.

82. Хрусталев В.А. Режимы работы и эксплуатации ТЭС / В.А. Хрусталев, К.П. Жидков. Саратов: СГТУ, 2000. 170 с.

83. Шутиков А.В. Концепция разработки документации для эксплуатации АЭС в условиях нарушений нормальной эксплуатации / А.В. Шутиков, B.C. Севастьянов // Вестник СГТУ. 2006. №4(20). С.123-134.

84. Шутиков А.В. Обоснование способов и эффективности повышения мощности энергоблоков АЭС с ВВЭР выше номинального уровня / А.В. Шутиков, В.А. Хрусталев // Вестник СГТУ. 2006. №4(20). С.32-39.

85. Эксплуатационные режимы водоводяных энергетических ядерных реакторов / Ф.Я. Овчинников, Л.И. Голубев, В.Д. Добрынин и др. М.: Атомиздат, 1979.

86. Эффективность получения дополнительной мощности энергоблоков АЭС с ВВЭР-1000 в энергосистемах: отчет о НИР / Р.З. Аминов, В.А. Хрусталев,

87. А.Э. Борисенков, М.С. Доронин // Саратов: Сарат. политехи, ин-т. Соисполнители: СКБ «Турбоатом». Харьков, «ИАЭ им. И.В. Курчатова». Москва. №ГР 01850042650.1985. 36 с.

88. Нейтронно-физические расчёты очередных топливных кампаний с выходом в стационарный режим работы блока 2 Балаковской АЭС на повышенной мощности при работе 4-х ГЦН. Подготовка констант для программы БИПР7-А и ПЕРМАК-А: отчет РНЦ «Курчатовский институт».

89. Сопоставительный анализ результатов измерений и расчетов нейтронно-физических характеристик активной зоны реакторов ВВЭР-1000: отчет РНЦ «Курчатовский институт», рук. Павлов В.И., исполн.: Бычкова Н.А. и др., М., 2005, инв. № 32/1-98-405.

90. Установка реакторная В-320.Анализ условий охлаждения активной зоны в стационарном режиме на повышенной мощности блока 2 Балаковской АЭС при работе на четырёх ГЦН. 320.00.00.00.000 Д125.

91. Установка реакторная В-320.Анализ условий охлаждения активной зоны в стационарном режиме на повышенной мощности блока 2 Балаковской АЭС при работе на трёх и двух ГЦН. 320.00.00.00.000 Д127.

92. Установка реакторная В-320. Анализ условий охлаждения активной зоны в реактивностных режимах ННУЭ и RIA при работе на повышенной мощности в очередных кампаниях блока 2 Балаковской АЭС. 320.00.00.00.000 Д137.

93. Установка реакторная В-320.Расчёт нейтронно-физический. Очередной топливной кампании на повышенной мощности блока 2 Балаковской АЭС при работе на трёх ГЦН. 320.00.00.00.000 РР07.

94. Установка реакторная В-320. Расчёт нейтронно-физический. Очередной топливной кампании на повышенной мощности блока 2 Балаковской АЭС при работе на двух ГЦН. 320.00.00.00.000 РР08.

95. Ethanolamine Test at Saint-Alban NPP Comparison with Morpholine, REA/EDF Chemistiy Working Meeting -10,11 June 2004.

96. Banerjee A. The impact of plant uprate on the balance-of-plant design of a PWR /

97. A. Banerjee, N. Hanley, D. McLellan // Trans. ANS, 1985, V.50, P.389-391.

98. Bernero R. A regulatory approach for nuclear plant power uprating. / R. Bernero,

99. B. Sheron, R. Jones // Trans. ANS, 1985, V.50, P.385-386.

100. Berryman R. Plant uprate: an economic evaluation and implementation approach / R. Berryman, G. Darden // Trans. ANS, 1985, V.50, P.388-389.

101. Gait K.J. Ethanolamine Experience at Coeberg Nuclear Power Station, South Africa / K.J. Gait // Chemistry in water reactors: International Conference, SPEEN, Avignon, France, 22-26 April 2002.

102. Park K.K. ETA Chemistry Experience and Assessment on NPP in Korea / K.K. Park, J.B. Lee and S.W. Yoon // Chemistry in water reactors: International Conference, SPEEN, Avignon, France, 22-26 April 2002.

103. McFetridge R., Power uprating for nuclear generating stations. / R. McFetridge, R. Marchese // Trans. ANS, 1985, V.50, P.391-392.

104. Strauss Sheldon D. Uprate nuclear power plants to stretch output capacity / D. Sheldon Strauss// Power. 1986. V.130. N 1. P.33-35.

105. The economics of nuclear cycle, NEA OECD, Paris, 1994.