Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Современное состояние и перспективы развития атомной энергетики в мире и в России 8
Глава 2. Показатели эффективности использования установленной мощности АЭС и классификация факторов, влияющих на них 24
Глава 3. Анализ влияния регламента технического обслуживания АЭС с ВВЭР и РБМК на использование их установленной мощности 40
3.1. Анализ фактической недовыработки электроэнергии вследствие проведения ППР на АЭС с ВВЭР и РБМК 40
3.2. Проектный и «регламентный» КИУМ АЭС 46
3.3. Аналитическая зависимость времени простоя энергоблоков АЭС в ППР от года их эксплуатации 50
Глава 4. Нарушения в работе оборудования, классификация причин, их обусловивших, и ранжирование этих причин по влиянию на эффективность использования установленной мощности АЭС 58
4.1. Классификация причин отклонений от нормальной работы оборудования АЭС с ВВЭР и РБМК 58
4.2. Ранжирование причин отклонений от нормальной работы оборудования АЭС по степени их влияния на недовыработку электроэнергии 61
4.3. Нарушения в работе АЭС по причине ошибочных действий персонала 73
Глава 5. Анализ влияния внешних факторов на эффективность использования мощностей "АЭС России 76
5.1. Условия работы АЭС в ЕЭС России 76
5.2. Система ценообразования на электрическую энергию, производимую на АЭС, и учета поставок ими электрической мощности в ЕЭС России как факторы, влияющие на эффективность использования мощностей АЭС 80
5.2.1. Условия ценообразования и их влияние на конкурентоспособность (и востребованность) электроэнергии, производимой атомными станциями 80
5.2.2. Система учета поставки электрической энергии в ЕЭС России и ее влияние на использование установленной мощности АЭС 89
5.2.3. Дисциплина платежей за отпущенную электроэнергию как фактор, влияющий на использование установленной мощности АЭС 115
5.3. Диспетчерские ограничения на производство электроэнергии на АЭС как проявление несовершенства организации работы ЕЭС России, негативно влияющее на величину КИУМ 118
5.4. Одновременное участие АЭС в нескольких видах производственно-хозяйственной деятельности 130
5.5. Работа АЭС с ВВЭР с использованием мощностного эффекта 137
Выводы и рекомендации 140
Литература 143
Приложение 147
- Современное состояние и перспективы развития атомной энергетики в мире и в России
- Показатели эффективности использования установленной мощности АЭС и классификация факторов, влияющих на них
- Аналитическая зависимость времени простоя энергоблоков АЭС в ППР от года их эксплуатации
- Ранжирование причин отклонений от нормальной работы оборудования АЭС по степени их влияния на недовыработку электроэнергии
Введение к работе
Актуальность. Задача оптимального развития энергетических мощностей, их эффективного использования с целью обеспечения народного хозяйства электрической энергией в необходимых объемах и по обоснованной цене всегда была одной из важнейших задач экономики страны и на разных этапах ее развития решалась по-разному.
В силу ряда причин энергетика страны в настоящий момент оказалась в ситуации, характеризующейся моральным и физическим износом производственной базы ее традиционного сектора, обостряющимся дефицитом дешевых топливных ресурсов, существенной нехваткой финансовых средств для необходимых инвестиций.
Между тем, уже имеющийся потенциал сравнительно молодой (с точки зрения возраста ее основных фондов) атомной электроэнергетики, имеющей к тому же большой запас необходимых для ее функционирования топливных ресурсов, по ряду причин, подробно проанализированных в работе, используется далеко не в полной мере.
Повышение эффективности использования АЭС в этих условиях является одной из приоритетных задач электроэнергетики, решение ко горой позволит с наименьшими затратами избежать дефицита электроэнергии как при выбьпии основных фондов традиционной энергетики, так и в дальнейшем при формировании оптимальной с точки зрения всего народного хозяйства структуры генерирующих мощностей и создании конкурентного рынка электрической энергии (мощности).
Целью диссертационной работы является комплексный анализ факторов, влияющих на работу АЭС России, их взаимосвязи и причинно-следственной связи как с техническими и технологическими особенностями эксплуатации энергоблоков АЭС, так и с изменениями, происходящими в работе ЕЭС России, и разработка на основе результатов этого анализа рекомендаций по повышению эффективности использования установленных мощностей АЭС России.
РОС. НАЦИОНАЛЬНАЯ
БИБЛИОТЕКА
С. Петербург+0 |
1 ОЭ N# .10 J
4 В соответствии с поставленной целью в диссертации решаются следующие задачи:
Анализируются: - общепринятые в настоящее время показатели эффективности работы АЭС, адекватность отражения ими изменяющейся ситуации в экономике страны;
- состояние использования мощностей АЭС России в период реформирования
экономики страны.
2. На основе сформированной автором по предложенной им системе учета технических и технологических факторов базы дапных о работе однотипных энерюблоков АЭС России и Украины исследуются «внутренние» причины недоиспользования установленной электрической мощности АЭС:
- неплановые снижения мощности из-за нарушений в работе оборудования - по
группам технологического оборудования, сроку эксплуатации энергоблока,
влиянию этих нарушений на величину недовыработки электроэнергии, повто
ряемости на «среднестатистическом» энергоблоке определенного типа;
влияние регламента технического обслуживания на длительность простоев энергоблоков в планово-предупредительных ремонтах (ППР), в том числе,- в сравнении с зарубежным опьпом;
зависимость простоев отечественных энергоблоков с ВВЭР-1000 в ППР от года эксплуатации энергоблоков (их возраста).
3. Исследуются внешние факторы, влияющие на использование установленной мощности АЭС:
- условия работы АЭС в ЕЭС России, изменяющиеся в процессе рефор
мирования энергегики страны;
- востребованность электроэнергии, производимой на АЭС, и обоснованность
офаничепий со стороны системного (технологического) оператора рынка па ее
«принятие» единой энергетической системой страны ;
- потенциальные возможности, создаваемые при объединении АЭС в генерирующую компанию, и их реализация для увеличения эффективности использования установленных мощностей АЭС.
4. Даются рекомендации, направленные на повышение эффективности использования установленных мощностей на АЭС России.
Научная новизна.
На основе комплексного анализа внутренних и внешних причин, влияющих на использование установленной мощности АЭС, выявлены и обоснованы причинно-следственные связи между ними и условиями работы АЭС в единой энергетической системе России.
На основе анализа и систематизации показателей работы АЭС России (за период с 1989 по 2000 гг) и Украины (за период с 1989 по 1996 it) сформирована база данных о недовыработке электроэнергии на однотипных энергоблоках АЭС в зависимости от различных технических и технологических причин, а также от года эксплуатации (возраста) энергоблока. Проведено ранжирование этих причин по степени их влияния на недовыработку электроэнергии.
Получена аналитическая зависимость недовыработки электроэнергии па энергоблоках с ВВЭР-1000 по причине их нахождения в планово-предупредительном ремонте от года эксплуатации (возраста) энергоблока.
Проанализировано влияние системы учета по двухставочиым тарифам па элегсгрическую энергию (мощность) на результаты работы ЛЭС в переходный период реформирования электроэнергетики, доказано их положительное влияние на обеспечение корпоративных интересов отрасли. Предложен порядок учета поставки в ЕЭС России созданной единой генерирующей компанией атомных станций (далее- генерирующая компания) электрической энергии (мощности), обеспечивающий соблюдения как интересов собственно генерирующей компании, так и интересов потребителей электрической энергии.
Практическая ценность работы.
Выводы и рекомендации, основанные на результатах проведенного исследования, способствуют повышению эффективности использования установленных мощностей АЭС путем реализации экономически оправданной технической политики при эксплуатации атомных станций.
Апробация. По теме диссертационной опубликованы 5 статей в цешралытй научной печати.
Структура її объем работы. Диссертация состоит из введения, пяти глав, и выводов, содержит 146 страниц текста, 27 рисунков, 33 таблицы, список использованной литературы из 72 наименований, а также приложение. СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ
Do введении рассмотрено состояние исследуемой проблемы, обоснована актуальность темы, сформулированы цели и задачи исследования, показана научная новизна и практическая ценность работы.
В первой главе проанализировано современное состояние и перспективы развития атомной энергетики в России и мире.
11а фоне общих тенденций в развитии атомной энергетики мира, анализа причин застойных явлений недавнего времени в развитии атомной энергетики промышлепно развитых стран и наметившегося возрождения интереса к атомной энергетике в последние годы показаны специфические особенности ее развития в России. Огмечепы специфические условия в развитии энергетики России в постчернобыльский период: конец так называемой «газовой паузы», моральное и физическое старение эпергетического оборудования в «традиционном» сеісгоре электроэнергетики,необходимость развития атомной энергетики.
Показано, что повышение эффективности использования имеющихся мощностей атомных электростанций - это важная компонента в решении стоящих перед электроэнергетикой страны задач. Подчеркивается важность этой проблемы и для проектируемых и строящихся новых блоков.
Во второй главе анализируются принятые в настоящее время показатели эффективности использования установленной мощности АЭС (коэффициент готовности, коэффициент использования установленной мощности -КИУМ, «проектный» КИУМ). Дается сравнительная оценка этих показателей для АЭС России с показателями АЭС других стран. Акцентируется внимание па КИУМ как наиболее подходящем показателе, учитывающем влияние на эф-
фективность использования потенциала атомной энергетики не только вігутренних (технических и технологических) причин, по и внешних услопий.
Вместе с тем, отмечается недостаточная полнота КИУМ как показателя эффективности, поскольку он не в полной мере отражает соблюдение основного принципа работы хозяйствующего субьекта в условиях рыночной экономики - стремления к получению максимального финансового эффекта. В этой связи указывается, что в новых экономических условиях оценить действительную эффективность использования установленных мощностей ЛЭС и определить пути ее повышения можно только на основе иофакторпого анализа, охватывающего как причины технического и технологического характера, так и причины экономического свойства (в том числе, связанные с особенностями работы ЕЭС России в условиях создаваемого рынка электрической энергии (мощности), взаимоотношениями субъектов этого рынка и др.).
Предложена следующая классификация факторов, обусловливающих недовыработку электроэнергии атомными станциями (рис. 1).
В третьей и четвертой главах работы проанализированы внутренние (технические и технологические) причины снижения эффективности использования установленных мощностей АЭС в последние годы. При этом дня получения представительных результатов автор использовал обобщенные и систематизированные по предложенной им схеме фактические данные о работе энергоблоков России и Украины более, чем за десятилетний период. Совместное рассмотрение однотипных АЭС России и АЭС Украины за такой продолжительный период позволило сформировать достаточно представительную базу данных о причинах недовыработки элеюроэнергии на «среднестатистическом» энергоблоке определенного типа. При этом правомочность использования данных по АЭС Украины в контексте проводимого анализа обусловлена тем, что и до распада СССР, и определенное время после него, и типоразмеры оборудования и документы, регламентирующие его эксплуатацию, а также проводимая техническая политика на АЭС двух, ныне независимых стран, были одинаковыми.
Недовыработка электроэнергии АЭС
Не сказывающаяся на
экономической деятельности станции
Обусловленная
внутренними
причинами
Отрицательно
влияющая на
экономическую
деятельность станции
Положительно
влияющая на
экономическую
деятельность станции
/
Обусловленная внешними причинами
Из-за
проведения
Из-за
дефектов
оборудования
Из-за ошибок персонала
Оборудование
турбинного
цикла
3.2
Электротехническое оборудование
ВХР
Ложное срабатывание
Рисі.
Классификация факторок, обусловливающих недовыработку электрической
энергии на АЭС
В ірегьей главе анализируется влияние регламеша обслуживания АЭС с реакторами ВВЭР и РБМІС на величину их КИУМ.
Рассмотрены и обобщены фактические показатели изменения недовыработки электроэнергии вследствие проведения планово-предупредительных ремонтов (ППР) на АЭС с ВВЭР и РБМК за период с 1989 но 2000 гг.
На основе анализа действующих нормативных документов, регламентирующих условия технического обслуживания и продолжительность ремонтных кампаний для АЭС с энергоблоками каждого типа, показано несовпадение величин проектного и фактического КИУМ. Дается обоснование причин этого несовпадения, делается вывод о некорректности использования понятия проектный КИУМ для мониторинга работы энергоблоков не только по отдельным годам четырехлетнего ремонтного цикла, но и в среднем за весь этот цикл.
Особое внимание в проводимом исследовании уделено анализу зависимости продолжительности нахождения энергоблоков АЭС в ППР от года эксплуатации энергоблока.
Для энергоблоков с ВВЭР-1000 получены следующие значения среднего коэффициента недовыработки электроэнергии вследствие просі оя энергоблоков в ППР (ft) в зависимости от года их эксплуатации (табл.1).
Таблица 1. Средний коффициент недовыработки электроэнергии энергоблоками с ВЮР-1000 вследствие простоя в ППР в іавнсимости от года их эксксплуатаии
Здесь: t - год эксплуатации энергоблока; п- количество знері облоков, по которым имеется информация; Л, - средняя величина коэффициента к п рассматриваемый год эксплуатации; оу - дисперсия, исходя из допущения о том, что закон распределения случайных ошибок является нормальным.
Для определения закономерности изменения коэффициента Л во времени предложена рабочая гипотеза и соответствующие уравнения. Решение эгнх
уравнений с использованием пакета прикладных программ «Маткат» позволило получить следующую зависимость величины к от года эксплуатации энергоблока с ВВЭР-1000:
к = 0,321 - 0,1 ехр(- Ш ) - ОД ехр(- t/17). (3)
Обсуждая полученный результат, следует отметить, что он характеризует существующее состояние эксплуатации энергоблоков с ВВЭР-1000 АЭС России. Зависимость (3) может быть использована для прогнозных расчетов возможного КИУМ с учетом существующего парка оборудования и принятой технологии ремонтов.
В то же время, приводимые в работе данные о последовательном снижении ча последние 10 лет продолжительности ІІПР на АЭС Германии и США, свидетельствуют о том, что тенденция увеличения коэффициента к для энергоблоков российских АЭС с возрастом энергоблока, описанная зависимостью (3), в принципе, может быть изменена. Проведенный краткий анализ технических решений, благодаря которым достигнуто снижение продолжительности ІІПР на АЭС в ряде зарубежных компаний, приводит к заключению о том, что изменения подхода к ремонтному обслуживанию отечественных энергоблоков возможны и необходимы для аналогичного изменения ситуации и на АЭС России.
В четвертой главе анализируется влияние на недовыработку .электроэнергии АЭС неплановых остановов (снижений их мощности) по различным «внутренним» - техническим и технологическим причинам.
Показано, что неплановые остановы (снижения мощности) АЭС -естественное явление в мировой практике. Приводятся соответствующие статист ические данные о вкладе их в снижение КИУМ па АЭС с реакторами различною типа в миі>е и в России.
Для проводимого анализа причин отказов в работе различного технологического оборудования АЭС и их влияния на показатели работы энергоблоков принята дифференциация этих причин по принадлежности отказавшего оборудования к определенным видам (элементам), соответствующая разделению:
11 на оборудование реакторного отделения, оборудование турбинного цеха, электротехническое оборудование, оборудование, обеспечивающее водно-химический режим (в скобках для упрощения дальнейшего изложения группам оборудования присвоены соответствующие индексы «і»):
Для АЭС с ректорами ВВЭР: собственно реактор, включая ТВС (1.1), парогенератор (1.2), главный циркуляциошшй насос (1.3), системы управления и защиты (СУЗ) (1.4), системы регулирования, автоматика оборудования первого контура (1.5), трубопроводы 1-го контура(1.6), арматура 1-го контура (1.7);
собственно турбина (2.1), система регулирования турбины (2.2), подогреватель высокого давления (2.3), сепаратор-пароперегреватель (2.4), подогреватель низкого давления (2.5), турбопривод питательного насоса (2.6), конден-саторы турбины (2.7), насосы (2.8), трубопроводы 2- го коніура (2.9), арматура 2-го контура (2.10);
электрогенератор (3.1), прочее электротехническое оборудование (3.2);
оборудование, обеспечивающее воднохимический режим (ВХР) (4). Для АЭС с реакторами РВМК:
собственно реактор, включая ТВС (1.1), барабан-сепаратор (1.2), главный цирісуляциопньїй насос (1.3), системы управления и защиты (СУЗ) (1.4), система технологического контроля (1.5), трубопроводы реаісгорного отделения (1.6), арматура реаісгорного отделения (1.7);
собственно турбина (2.1), система регулирования турбины (2.2), подогреватель высокого давления (2.3), сепаратор-пароперегревагель (2.4), подогреватель низкого давления (2.5), питательный злекіропасос (2.6), конденсаторы турбины (2.7), насосы (2.8), трубопроводы машинного отделения (2.9), арматура машинного отделения (2.10);
электрогенератор (3.1), прочее электротехническое оборудование (3.2); оборудование, обеспечивающее воднохимический режим (ВХР) (4). Кроме того, для всех типов энергоблоков рассматриваются ложные срабатывания защит и блокировок (5).
Паза данных об отказах оборудования однотипных АЭС России и Украины за последние двенадцать лет, систематизированных с учетом приведенной выше дифференциации, приводится в Приложении .
С использованием указанной базы данных проведено ранжирование причин внеплановых остановов АЭС по их влиянию на величину недовыработки электроэнергии для энергоблоков АЭС с ВВЭР-440, ВВЭР-1000 и РБМК-1000.
Ранжирование выполнено для «среднестатистического» энергоблока каждого типа. Для возможности сопоставления аналогичных показателей однотипных энергоблоков величина недовыработки электроэнергии описывалась коэффициентом Knap, который определялся как отношение абсолютной недовыработки электроэнергии к максимально возможной выработке электроэнергии энергоблоком. При этом в расчетах были учтены действующие в рассматриваемый период для отдельных блоков ограничения ГАН России (прежде ГПАН СССР) па величину мощности энергоблока. В этом случае недовыработка электроэнергии относилась к величине разрешенной ГАН России мощности. Результаты анализа приведены в табл. 2.
Оценивая полученные результаты, следуег иметь в виду, что по классификации МАГАТЭ к разряду значительной относится недовыработка электроэнергии, соответствующая, по меньшей мере, 10 часам работы на максимальной мощности, что соответствует значениям Кнар > 0, 11%. Исходя из указанного критерия, из 21 рассмотренной в табл. 2 позиции для энергоблоков с ВВЭР-1000 значимыми следуег признать 16, для энергоблоков ВВЭР-440 - 14, а для энергоблоков РБМК-1000 - 8. При этом максимальное значение ТСнар по одной позиции достигает на энергоблоках ВВЭР-1000 2,6% , в то время как на энергоблоках РБМК-1000 только 0,57% .
Полученные в работе данные позволяют также определить динамику влияния анализируемых причин недовыработки электроэнергии на энергоблоках различного типа но годам их эксплуатации, а также их частоту («повторяемость» на п блоках из ш эксплуатировавшихся).
Пример полученных результатов для энергоблоков ВВЭР-1000 и РБМК-1000 (для 4-х наиболее значимых по величине причин) приводится в табл. 3.
Таблица 2. Средняя величина К нар і по различным причинам для энергоблоков рассматриваемого типа, %
Таблица 3. Средняя величина К нар і в зависимости от года эксплуатации для энергоблоков рассматриваемого типа, %
Энергоблок с ВВЭР 1000
1,28 І,9Ї "
Энергоблок с РБМК 1000
В качестве второй итерации при ранжировании причин отказов оборудования АЭС по их влиянию на недовыработку электроэнергии в работе предлагается учитывать не собственно величшгу Knap і, (как это сделано при формировании данных табл. 3 и 4 ), а величину;
% І = (К парі / (1 - К ппр) ) * 100% , (4)
поскольку в ряде случаев устранить причину, вызвавшую впоследствии отказ определенного вида оборудования, в принципе, можно было уже в процессе проведения ПГГР. (В записанном выражении К ппр - уменьшение КИУМ рассматриваемого энергоблока из-за нахождения его в ППР).
Понятно, что при таком подходе «вес» события с отказом оборудования по рассматриваемой і-ой причине должен оцениваться как больший в случае большей величины К ппр (даже, если оно вызывает одинаковую по величине недовыработку электроэнергии).
Результаты расчетов величины % і , выполненных для энергоблоков различных типов, приводятся в работе. Полученные данные могут быть положены в основу определения приоритетов технической политики для АЭС каждого типа (конкретизация для калсдой из АЭС может быть сделана па основе
базы данных для этой АЭС, приведенной в приложении) в условиях ограниченности финансовых ресурсов. Они могуг быть использованы также при разработке новых проектов АЭС и их оборудования.
В пятой главе анализируется воздействие внешних факторов (условий работы в ЕЭС России) на использование установленной мощности энергоблоков АЭС России.
Показано, что реализация вігутренних резервов повышения коэффициента использования установленной мощности АЭС необходима, но недостаточна для их эффективной работы в ЕЭС России - потенциальные возможности АЭС nd поставке электрической энергии (мощности) должны быть востребованы и «приняты» ЕЭС. Для этого должна быть обеспечена жесткая обратная связь между экономически объективно оправданными условиями работа ЕЭС России и использованием потенциала АЭС как одних из наиболее экономичных производителей электрической энергии.
Влияние внешних причин на недовыработку электроэнергии на АЭС России в последние годы устойчиво высоко (рис. 2), Поэтому их анализ и разработка рекомендаций, позволяющих снизить это влияние, - неотъемлемая часть задачи повышения эффективности использования установленной мощности АЭС.
Существенное влияние на величину использования установленной мощности АЭС России в последние 10 лет оказывали диспетчерские ограничения на поставку в ЕЭС России производимой на АЭС электроэнергии. Как показано в работе, в отдельные периоды этого временного интервала оіраничения по абсолютной величине в 100 и более раз превышали аналогичные показатели «дореформенного» периода. Единственной причиной таких оірапичепий общепринято считать резкий спад электропотребления в связи с кризисными явлениями в экономике страны .
В резулыате проведенного в работе комплексного анализа фактической выработки электроэнергии в этот период различными (по тину и ведоме і веішой принадлежности) производителями и с учетом того места, кочорое занимают
и і і ' і ' і ' ' I' ' і t і і і і і і і
Годы
Рис. 2.Дииамика изменения коэффициента недовыработки электроэнергии на АЭС России с учетом причин, ее обусловивших.
АЭС в иерархии этих производителей, показано, что действительная причина указанных ограничений на использование потенциальных возможностей атомных станций в значительной мере обусловлена неправильной загрузкой мощностей в ЮС России - вследствие искусственного разделении рынка электрической энергии (мощности) на федеральный и региональный уровни, а также в несовершенстве организации работы ЕЭС. Результаты анализа свидетельствуют о безусловной необходимости изменений в работе ЮС России, а именно-выведеиия из подчинения одному из субъектов рынка (а именно - РАО «ЕЭС России») системного и коммерческого операторов и получение ими полной независимости в регулировании режимов работы производителей.
На основании анализа организации работы производителей электрической энергии (мощности) в ЕЭС России показана некорректность системы ценообразования, которая искажает реальную конкурентосіюсобность этих производителей и дает, во-первых, неверный «ценовой сигнал» потребителям, определяя невостребованность производимой АЭС электроэнергии, и, во-вторых, влияет на принятие коммерческим и системным операторами решения
о загрузке мощностей того или производителя. Как показывает проведенный анализ, в определенный период времени существующий «запас конкурентоспособности» тарифов на шинах АЭС позволял даже в неодинаковых условиях ценообразования обеспечивать экономическую «привлекательность» атомной электроэнергии на федеральном оптовом рынке электрической энергии (мощнсоти). В последние несколько лет для реализации принятых Правительством Российской Федерации решений по развитию атомной энергетики страны потребовалось существенно увеличить инвестиционную составляющую тарифа на «атомную» электроэнергию, что в условиях неодинакового подхода к ценообразованию для различных субъектов ФОРЭМ изменило в худшую сторону показатели конкурентоспособности АЭС в ЕЭС России. Проведенный анализ приводит к однозначному выводу о необходимости изменения правил цепообразования на рынке электрической энергии (мощности).
На основе анализа и обобщения опыта пятилетней (1997-2001 гг) работы АЭС до их объединения в генерирующую компанию показано, что существовавшая в этот период система учета поставки электрической энергии (мощности) в ЕЭС России не являлись фактором, сдерживающим использование установленных мощностей АЭС, и отвечала корпоративным интересам отрасли , защищая экономические интересы АЭС при различных режимах их работы, в том числе, вынужденных.
Создание генерирующей компании, призванное оптимизировать техническую политику в отрасли, в том числе, повысить эффективность использования установленных мощностей АЭС, требует соответствующего изменения условий работы АЭС в ЕЭС России. С учетом происшедших изменений, в том числе, переходом к единому тарифу на отпускаемую генерирующей компанией электрическую энергию (мощность), ростом инвестиционной составляющей в этом тарифе, а также с проявившейся в последнее время па ФОРЭМ тарифной несбалансированностью, предлагается наилучшим образом отвечающий новым условиям алгоритм учета поставки электрической энергии (мощности) генкомпанией по суммарной величине этой поставки всеми
входящими в генкомпанию АЭС, за исключением тех из них, для которых существуют технические ограничения по передаче электроэнергии в другие энергозоиы (в настоящее время к таким станциям могут быть отнесены только Кольская и Билибинская АЭС). Выручка за поставленную генерирующей компанией электрическую мощность определится в этом случае как:
Nptjn; - Np(j>j Np4>j
U = Т * N s* 1ІИ + Т*( 1-НИ)[( Ns- Nj) * + Nj ] ; (5)
j NpflE - Npaj j Npaj
где : T - ставка тарифа на мощность, установленная для генкомпании; Ns -суммарная установленная мощность АЭС генкомпании; НИ - норматив отчисления в инвестиционный резерв (резерв па развитие атомных станций), утверждеггный ФЭК России; Nj - установленная мощность АЭС, для которой существуют технические ограничения по передаче электроэнергии в другие энергозоны; Npi)is и ЩдХ - соответственно, суммарная фактическая и суммарная договорная рабочая мощность АЭС генкомпании в расчетном месяце; Np<)>j и Npfll -, соответственно, фактическая и договорная рабочая мощность АЭС, для которой существуют технические ограничения по передаче электроэнергии в другие энергозоны.
Применение предложенного алгоритма позволит обеспечить корпоративные экономические интересы генкомпании, создаст определенные возможности для технологического маневрирования и проведения оптимальной технической политики, будет способствовать увеличению использования установленной мощности АЭС, а также сделает независимым от сезонных колебаний электропотребления и от других факторов, влияющих на работу АЭС, процесс инвестирования в развитие агомной энергетики.
В качестве фактора, уменьшающего величину КИУМ, но в ряде случаев экономически оправданного для АЭС, может рассматриваться одновременное участие АЭС в поставках электрической и тепловой энергии. Проведены
расчеты, иллюстрирующие влияние отпуска тепловой энергии от АЭС на
величину КИУМ, и обобщены данные по оплаїе потребителями каждого из ука
занных видов энергии. Показано, что при существующей системе ценообра
зования на тепловую и электрическую энергию на АЭС суммарная расчетная
выручка станции не зависит от доли отпущенного тепла, но вследствие разной
структуры оплаты производителю в ряде случаев выгоднее отпускать
тепловую энергию с потерей в КИУМе. При переходе к более логичному
ценообразованию исходя из конъюнктуры спроса цены могут назначаться
: несвязанными и тогда критерием эффективности станет уже не КИУМ, а
максимальный экономический эффект (максимальный суммарный доход) от результата двух видов деятельности.
Отмечено, что при определенных условиях (длительности) работы на мощностном эффекте снижение выработки электроэнергии не скажется на экономичности работы АЭС ни сейчас - при двухставочном тарифе, ни в последующем - при одноставочном.
Современное состояние и перспективы развития атомной энергетики в мире и в России
За почти пятьдесят лет, прошедших после пуска в 1954 году Первой в мире АЭС мощностью 5 МВт в г. Обнинске, ядерная электроэнергетика прошла огромный путь совершенствования и развития и в настоящее время обеспечивает почти 17% всей мировой потребности в электроэнергии /47, 61/. Всего в 31 стране мира в настоящее время эксплуатируется 433 энергоблоков АЭС общей установленной мощностью 346834 МВт /67, 69/. Наибольшее количество эксплуатируемых реакторов имеют: США - 104, Франция - 59, Япония - 53, Великобритания - 35, Россия -30, Германия - 20 (табл. 1-1).
Доля общего производства электроэнергии на АЭС зависит от достигнутого и прогнозируемого уровня электропотребления, приемлемых для промышленного использования природных запасов ядерного топлива, запасов основных традиционных источников энергии - угля, нефти, газа по доступным ценам и , что также немаловажно, от общественного мнения, благоприятное отношение которого к развитию ядерной энергетики было серьезно поколеблено крупными авариями на «Три Майл Айленд» (США) в 1979 году и на Чернобыльской АЭС (СССР) в 1986 году.
В ряде стран ядерные энергоисточники являются основой национальной энергетики. Так, по итогам 1999 г. /67/ в 17 странах доля выработки электроэнергии на АЭС превысила 25 % и составила: во Франции - 75 % , в Литве - 73%, в Бельгии - 58%, в Болгарии - 47%, в Словакии - 47%, в Швеции -46,8%, в Украине - 43,8%, в Южной Корее - 42,8%, в Швейцарии, Германии, Японии - около 34%. (В России в этот период доля выработки атомными электростанциями составила 14.4% общей выработки электроэнергии в стране) (рис. 1.1).
Несмотря на значительную роль , которую играет атомная энергетика, сегодня можно говорить об определенном ее кризисе. Об этом свидетельствует сворачивание ядерных программ в развитых странах..
Существенными событиями, повлиявшими на ход развития атомной энергетики в мире, безусловно, явились аварии на «Три Майл Айленд» и на Чернобыльской АЭС. Эги аварии ознаменовали завершение первого периода в развитии атомной энергетики, характеризовавшегося интенсивным наращиванием мощностей.
Если в средине 80-х годов ежегодно в мире вводилось до 30-ти энергоблоков АЭС, то в 1999 году - только 4. Общее количество энергоблоков в стадии строительства в 2000 г. составило 37. При этом основная активность по сіроительству новых АЭС сместилась в Азию (75% всего прироста новых энергоблоков АЭС в период с 1998 по 2010 год). В Западной Европе строительство АЭС завершилось вводом в эксплуатацию в 1999 г. энергоблока Civaux-2 (самый современный проект Framatom М4). В США строительство новых АЭС полностью прекратилось после аварии на Три Майл Айленд в 1979 году. В ряде стран (Швеции, Германии и некоторых других) развернулась борьба общественности за полный отказ от атомной энергетики.
В то же время было бы упрощением связывать завершение периода первого этапа развития атомной энергетики, который мы в настоящее время наблюдаем, только с опасениями экологического характера. В действительности, происходящие явления связаны со сложными и противоречивыми процессами: сворачивание ядерных программ в энергонасыщенных развитых странах Америки и Европы в значительной мере определяются и условиями стабилизации топливного рынка, происшедшего в последние годы 20-го столетия, широким внедрением в этих странах энергосберегающих технологий и т.п.. В то же время наиболее заинтересованные в увеличении производства развивающиеся страны, особенно в Азии, в значительной мере нуждаются в резком увеличении своего энергетического потенциала и вынужденно начинают с повторения не совсем удачного пути, пройденного в XX веке ядерными державами. Прогнозируется рост мощностей в странах Азии и Азиатско-Тихоокеанского региона (Китай, Южная Корея, Индия, Япония), а также некоторых стран Восточной Европы (Чехия, Словакия) и стран СНГ (Украина, Казахстан, Россия) /17, 51, 69/. Целый ряд стран хотят вступить в ядерный энергетический клуб (Турция, Индонезия , Иран).
В расчете на уже отмеченный рост востребованности ядерных энергетических установок в развивающихся странах, ведущие поставщики реакторов продолжают интенсивную разработку реакторных установок повышенной безопасности /1, 11, 57/, возлагая надежду на их неминуемую востребованность в будущем и в развитых странах, несмотря на прекращение строительства атомных электростанций в США и Западной Европе. Энергетический кризис в Калифорнии (США) в 2000-2001 году дает повод считать эти надежды не безосновательными. Комиссия по ядерному регулированию США уже продлила срок эксплуатации пяти атомных энергоблоков на 20 лет (то есть, до 60 лет) и ожидается рассмотрение заявок еще на 33 блока. Продлен срок действия закона Прайса - Андерсона, который ограждает компании, владеющими АЭС, от юридической и финансовой ответственности за последствия возможных незначительных инцидентов на АЭС.
Высокие цены на нефть в 2000-2002 годах вновь вызвали дебаты о путях развития энергетики в Европе. Западная Европа бедна ресурсами ископаемого топлива. Например, ресурсы природного газа составляют здесь менее 5 % мировых ( в России- 33 %) - около 1/3 газа, требуемого Европе, необходимо поставлять по газопроводам из России и Алжира, а также в виде сжиженного газа из Северной Африки. По оценкам /8, 55/, рост потребления газа в Западной Европе в течение двух следующих десятилетий составит примерно 3 % в год. Для поддержания экономической стабильности в регионе при росте цен на нефть Европейской сообщество должно уменьшить сильную зависимость от импорта энергоресурсов. В настоящее время , по данным Европейской комиссии по экономике, доля импорта энергетических ресурсов составляет величину примерно 50 % , а к 2030 году достигнет 70 % (70 % природного газа, 80 % угля и 90 % нефти)/61, 63/. Замещение ядерным топливом органического топлива, позволит эффективно использовать последнее для других целей: химический синтез, транспорт и т.д. Другая проблема, которая волнует мировое сообщество, это проблема изменения климата. Рассмотрение этой проблемы на глобальном уровне также позволяет надеяться на переоценку роли ядерной энергетики. Несмотря на наметившееся изменение отношения к атомной энергетике, долгосрочные прогнозы ее развития весьма противоречивы, что отражает и отношение к ней общества /60, 64/. По различным прогнозам МИПЭС, ГЕА/OECD, МАГАТЭ, РАН доля атомной энергетики к 2050 г. в мировом энергобалансе не превысит 15-25%. По результатам прогнозных оценок Института систем энергетики им. Л.А.Мелентьева (ИСЭМ) СО РАН общий вклад атомной энергетики в мировой баланс может возрасти к 2100 году до 30%.
Показатели эффективности использования установленной мощности АЭС и классификация факторов, влияющих на них
Нетрудно видеть, что из трех перечисленных показателей именно КИУМ дает представление о реальном использовании энергоблоков АЭС в энергетической системе страны. По результатам работы АЭС России в 2002 году лучший (наибольший) показатель КИУМ был: - среди станций с реакторами ВВЭР-440 - на энергоблоке №3 Кольской АЭС -76,10 % (при среднем для энергоблоков этого типа показателе в 2002 году — 64,21%); - среди АЭС с реакторами ВВЭР-1000 - на энергоблоке №1 Калининской АЭС - 86,91 % (при среднем для энергоблоков этого типа показателе в 2002 году 82,23 %); - среди АЭС с реакторами РБМК-1000 - на энергоблоке № 4 Ленинградской АЭС - 94,15 % ( при среднем для энергоблоков этого типа показателе в 2002 году - 65,68 %). Для сравнения следует отметить, что по данным фирмы Scientech (США) на 10-ти энергоблоках АЭС США в 2000 году КИУМ превысил 100 % ( Robinson-2 -104,2% ; 3-Mile Island -103,8%; McGuire 1- 103,7%; Byron 2- 103,4%; Vogtle 2-102,7%; St.Lucie 1- 102,25; North Anna 2 - 102,15; San Onofre 3 - 101,85; Vermont Yankee - 101,85; Lasalle 1 - 101,8%) .
Следует учитывать, однако, что КИУМ - показатель, зависящий в очень большой степени в том числе и от планового ремонтного цикла, который по годам может разниться (подробнее об этом - в гл. 4). Поэтому для каждого отдельного энергоблока КИУМ в принципе не может быть постоянным в течение нескольких лет подряд. Так, для отмеченных выше энергоблоков России КИУМ в 2000 и 2001 годах составлял, соответственно: для энергоблока №3 Кольской АЭС - 62,61 % и 70.64 %; для энергоблока №1 Калининской - 75,19 % и 80,01 % ; для энергоблока №4 Ленинградской АЭС -0% и 74,18%. По этой причине, а также исходя из желания иметь представление об общем уровне эксплуатации АЭС определенного типа, более правильным будет акцен » тировать внимание на величине средневзвешенного КИУМ по всем однотипным станциям. Причем, чем более репрезентативна выборка (большее число анализируемых в данный конкретный год энергоблоков определенного типа), тем меньше влияние неравномерностей, связанных с особенностями ремонтного цикла. По данным /52/ за период с 1971 по 1999 г. включительно средний КИУМ по типам наиболее распространенных энергоблоков составил : - для АЭС с реакторами ВВЭР - 67,4,0 % ; - для АЭС с реакторами РБМК- 65,4 % ; - для АЭС с реакторами PWR - 71,5 %; - для АЭС с реакторами PHWR - 69,3 %; і ! - для АЭС с реакторами BWR - 68,7 %. Здесь: PWR - реактор, охлаждаемый водой под давлением, PHWR -реактор с теплоносителем и замедлителем на тяжелой воде под давлением, BWR- реактор, охлаждаемый кипящей водой.
В то же время по отдельным странам КИУМ энергоблоков АЭС суще ственно отличается от среднемировой величины. Причина здесь как в условиях работы АЭС в национальных энергосистемах, так и в особенностях технологи ческого обслуживания и др. факторах. Средняя за период 1996-1998 гг. величина КИУМ АЭС в разных странах приведена в табл. 2.1 / 54, 62/. Здесь же в скобках 1 даны показатели 1999 года. Как видно из таблицы 2.1, по эффективности использования АЭС Россия в настоящий момент уступает целому ряду стран, имеющих атомные j у электростанции. Для определения причин этого интересно сопоставить динамику і изменения КИУМ АЭС .
Как видно из приведенных в табл. 2.2 данных, до 1992 года КИУМ АЭС России находился на уровне КИУМ АЭС наиболее развитых стран. Далее он начал резко падать (как будет показано ниже -, в частности, прямо или косвенно - по причине экономического спада в стране, а также в связи с «инертностью» в поисках новых технических и организационных подходов к технологическому обслуживанию АЭС). В это же время в сравниваемых странах, напротив, КИУМ начал резко расти, что стало следствием применения новых подходов к технологическому обслуживанию АЭС, улучшению менеджмента, повышению эффективности управления и т.д.
Для того, чтобы исключить возможность возражения о несовершенстве технических решений в отечественных проектах и якобы вытекающей именно из этого разницы в величине КИУМ, следует обратиться к сравнительным данным по величине КИУМ на АЭС, построенных по советским проектам в Финляндии, Чехии, Словакии, Венгрии - табл. 2.3 / 54 /.
Для дальнейшего рассмотрения, учитывающего особенности технических решений энергоблоков различного типа, эксплуатируемых на АЭС России, а также особенностей регламента их обслуживания, на рис. 2.1 приводятся данные по динамике изменения КИУМ для АЭС с энергоблоками ВВЭР-440, ВВЭР-1000, РБМК-ЮООиБН-600.
Как уже указывалось выше, существенное влияние на уменьшение КИУМ АЭС России, оказали кризисные явления в экономике страны - спад электропотребления, ухудшение платежной дисциплины потребителей электроэнергии и т.д. В то же время отметить и наличие причин чисто технического характера.
Только вследствие вынужденных остановов энергоблоков для замены или ремонта парогенераторов было недовыработано (суммарно в плановых и внеплановых ремонтах): в 1989 г.- 23728 млн. кВтч, в 1990 г.- 23988 млн. кВтч, в 1990 г.- 23728 млн. кВтч., в 1991 г.- 12183 млн. кВтч., в 1992 г. - 6554 млн.кВтч. Повлияли на величину КИУМ и другие причины, о чем будет сказано ниже. Снижение КИУМ АЭС с РБМК связано с проводившейся реконструкцией энергоблоков 1 поколения, и вызванным этой причиной длительным простоем их в капитальном ремонте. Подробнее все эти причины рассмотрены в следующих разделах работы.
Аналитическая зависимость времени простоя энергоблоков АЭС в ППР от года их эксплуатации
В связи с этим представляет интерес выяснить зависит ли ( и если да, то ка ким образом) коэффициент недовыработки электроэнергии К пир от срока t, в течение которого блок находится в эксплуатации.
Систематизированные за 11 лет (1989-1999 гг) данные о продолжительности ППР на всех однотипных блоках России и Украины (табл. п-3, П-4 и П-5 Приложения) могут служить основой для определения такой зависимости.
На основе обработки указанных данных в таблице 3-5 приводятся значения величины Кипр (далее в математических выкладках обозначена как А), усредненной по тем энергоблокам ВВЭР-1000, которые работали в период между 3-м и 17-м годами, соответственно. Здесь же приводятся значения дисперсии, определенные исходя из предположения, что закон распределения случайных ошибок является нормальным.
Тогда величина — ПЗС-А(ОК характеризует ту часть оборудования , кото рое не ремонтировалось в течении t лет и в ближайшее время может потребовать ремонта. Вместе с тем величина А(г) характеризует ту часть оборудования, которое было отремонтировано в течение текущего года и потому в ближайший год ремонта не потребует.
Обращает внимание тот факт, что значения и при этом определяются величинами т = 4.3 года и = 18,7 лет. Полученное в результате расчетов практическое совпадение времени с предусмотренным регламентом обслуживания энергоблоков ВВЭР-1000 циклом проведения капитальных ремонтов (через каждые 4 года), может свидетельствовать о правильности выбранной расчетной модели. Графически полученная зависимость интерпретирована графиком рис. 3.5. Возрастание величины Кпнр по причине нахождения в 111 IP характерно и для энергоблоков ВВЭР-440 - табл. П-4 Приложения, в то же время имеющегося статистического материала (только 4 «результата измерения» по каждому году эксплуатации) явно недостаточно, чтобы получить достоверную зависимость.
Что касается энергоблоков с РБМК-1000, то , как уже указывалось выше, на 17-18 году эксплуатации эти блоки должны быть остановлены на длительную (иногда в несколько лет) реконструкцию с заменой технологических каналов. Учитывая, что практически для всех работающих энергоблоков этого типа такой срок уже наступил или приближается, ретроспективный анализ (за период до 16-17годов) практического смысла не имеет, поскольку его результаты не могут быть экстраполированы на период после реконструкции.
Насколько объективна эта реальность и может ли быть переломлена отмеченная тенденция Анализ опыта ведущих стран показывает, что может. Обращает на себя внимание тот факт, что на энергоблоках США, средний возраст которых примерно равен среднему возрасту российских АЭС, за последние годы произошло не увеличение, а, напротив, сокращение сроков простоя в плановых ремонтах- во многом по причине удлинения топливных циклов до двухлетних (для энергоблоков с реакторами BWR) и полуторогодичных (для энергоблоков с реакторами PWR). Это произошло в результате использования нового топлива с большим обогащением и выгорающими поглотителями, внедрения средств автоматизации и контрольных функций при эксплуатации, а также увеличения ресурса и повышения надежности оборудования / 52 /. За последние годы наблюдается снижение времени проведения ремонтов и на АЭС Германии /9, 21, 57/. Наряду с переходом на новое топливо, между 1982 и 1990 годом здесь: - сокращено время контроля (автоматизация); - сократился объем дефектов на ПГ, тем самым сократилось время проведения контроля и ремонтов; - произведена замена критичных узлов, тем самым сократилась продолжительность контроля и ремонтных работ; - после 1990 года эксплуатирующие организации и фирма Siemens совместно реализовали систематическое усовершенствование планирования и проведения ППР.
Обращает на себя внимание различие в продолжительности остановов на российский АЭС и на АЭС, Венгрии и Финляндии, построенных по советским проектам. Здесь следует отметить, что во-первых, на АЭС с энергоблоками ВВЭР-440 предусмотрено значительное резервирование по сравнению с энергоблоками ВВЭР-1000 (6 петель с ГЦН против 4-х, 2 турбогенератора против одного), во-вторых, на зарубежных АЭС установлено более надежное тепломеханическое оборудование - (в частности, турбогенераторы производства фирмы «Шкода»). В то же время следует отметить и использование современных технологий организации плановых ремонтов на зарубежных станциях.
Снижение продолжительности ремонтов достигается в результате автоматизации и переноса функций контроля состояния систем и ремонта оборудования на режим эксплуатации энергоблока, повышения производительности ремонтных и контролирующих операций во время останова энергоблока (например, экспресс-метод («сиппинг») контроля герметичности оболочек ТВЭЛ).
Следует отметить, что если внедрение новых топливных композиций на российских АЭС производится и планируется, то вопросы повышения ресурса и надежности оборудования еще требуют решения. На российских АЭС с энергоблоками ВВЭР отмечается значительно меньшая надежность систем и оборудования обычного теплоэнергетического цикла (турбина, генератор и другие системы второго контура) и их восстановление требует значительно большего времени. С учетом этой специфики необходимо изменение технической политики в обслуживании энергоблоков, в частности, замена критичных узлов с целью повышения ресурса и надежности, автоматизация контроля работоспособности оборудования в процессе работы энергоблока и др.
Кризисные явления в российской экономике в последние годы, поразившие ее (и коснувшиеся, в том числе, атомных электростанций) неплатежи и финансовые потрясения, в значительной мере препятствовали внедрению новой технической политики в ремонтном обслуживании АЭС. Изменяющееся к лучшему положение в этом вопросе должно быть использовано для перелома ситуации.
Ранжирование причин отклонений от нормальной работы оборудования АЭС по степени их влияния на недовыработку электроэнергии
Для упрощения изложения далее по тексту неплановые остановы или снижения мощности для устранения отказов оборудования, принадлежащего к і -ой из перечисленных выше групп, указываются как «нарушения по і-ой причине».
Для выявления влияния отказов оборудования по указанным выше группам на величину недоиспользования установленной мощности энергоблока определенного типа были проанализированы отчеты АЭС России (за период с 1989 по 2000 годы) и Украины (за период с 1989 по 1996 годы) по всем отклонениям от нормальной работы каждого из их энергоблоков. Совместное рассмотрение однотипных АЭС России и АЭС Украины за довольно продолжительный период позволяет получить достаточно представительную базу данных по отказам оборудования «среднестатистического» энергоблока определенного типа. При этом правомочность использования данных по АЭС Украины в контексте проводимого анализа обусловлена тем, что и до распада СССР, и определенное время после него, и типоразмеры оборудования и документы, регламентирующие его эксплуатацию, а также проводимая техническая политика на АЭС двух, ныне независимых стран, были одинаковыми. Для удобства сопоставления влияния отказов того или иного оборудования на величину недовыработки электроэнергии энергоблоками различного типа полученные в результате анализа среднеарифметические данные в кВтч недовыработки электроэнергии интерпретированы в виде коэффициента недовыработки электроэнергии по і-ой причине (К нар і ) - табл. 4.4 . Для энергоблоков с ВВЭР величина Кнар і определялась как отношение абсолютной величины недовыработки электроэнергии к величине потенциально-возможной выработки при работе энергоблока на установленной мощности в течение всего года (что соответствовало бы КИУМ 100 %).
Алгоритм определения величины Кнар і для энергоблоков с РБМК-1000 учитывал специфические особенности регламента их ремонтов, а также действовавшие в разные годы рассматриваемого периода ограничения по использованию установленной мощности энергоблоков 1-го поколения. Для этих энергоблоков при обработке показателей недовыработки электроэнергии по конкретным причинам, учитывались только те календарные годы, когда не проводились длительные ремонты с реконструкцией. Необходимым условием учета показателей работы конкретного энергоблока в анализе величины Кнар і было принято условие его простоя в капитальном ремонте менее полугода. Не учитывались при рассмотрении и итоги работы энергоблока №2 ЛАЭС в 1989 году, и энергоблока №1 в ЛАЭС в 1990 г. - из-за отсутствия достоверных данных по недовыработке по конкретным причинам.
Всего, таким образом, было рассмотрено 88 реакторо-лет работы энергоблоков с ВВЭР-440, 160 ректоро-лет работы энергоблоков с ВВЭР-1000 и 129 реакторо-лет работы энергоблоков с РБМК-1000. Кроме того, для возможности сопоставления аналогичных показателей однотипных энергоблоков, в расчетах были учтены действующие в рассматри ваемый период для отдельных блоков ограничения ГАН России (до этого - ГПАН СССР) на величину мощности реакторной установки - для этих энергоблоков при расчете недовыработка электроэнергии относилась к величине разрешенной мощности энергоблока. Оценивая полученные результаты, следует иметь в виду, что по классификации МАГАТЭ, к разряду значительной относится недовыработка электроэнергии, соответствующая по меньшей мере 10 часам работы на максимальной мощности, что соответствует значениям Кнар 0, 11% . Исходя из указанного критерия, из 21 рассмотренной в табл. 4.4 позиции для энергоблоков с ВВЭР-1000 значимыми следует признать 16, для энергоблоков с ВВЭР-440 - 14, а для энергоблоков с РБМК-1000 - 8. При этом максимальное значение Кнар по одной позиции достигает на энергоблоках ВВЭР-1000 2,6 % , в то время как на энергоблоках РБМК-1000 только 0,57 % .
Как видно из приведенных в табл. 4.4 данных, на 1-м и 2-м местах по влиянию на величину КИУМ для среднестатистического энергоблока с ВВЭР-1000 стоят отказы парогенератора (Кнар=2,58 %) и СУЗ (Кнар= 1.49 %), для энергоблока с ВВЭР- 440 - отказы реактора (Кнар = 0,57 %) и парогенератора (К нар = 0,49 %), третье место у обоих типов энергоблоков занимают отказы электрогенератора (Кнар =1,02 % для энергоблоков с ВВЭР-1000 и К нар= 0,43 % для энергоблоков с ВВЭР-440).
Данные, приведенные в табл. 4.5 дают представление о стабильности (повторяемости) четырех, наиболее значимых для каждого типа энергоблоков, причин в рассматриваемый период времени (ранжировано по степени убывания величины К нар). Во второй колонке этой таблицы (как и далее - в табл. 4.6) приводятся данные о количестве анализируемых энергоблоков указанного типа (т), а в колонках, соответствующих причине недовыработки электроэнергии, -количество энергоблоков (n) , на которых имели место отказы оборудования по рассматриваемой причине. Приводимые в указанных таблицах значения К нар являются средними для рассмотренного количества энергоблоков т. Как видно из данных, приведенных в таблице 4.5: - Существенное влияние на величину КИУМ отказы в работе (неплотности трубных систем) парогенераторов на АЭС с ВВЭР-1000 оказали в период 1989-1992 гг. - внеплановые остановы по указанной причине произошли более, чем на четверти из проанализированных 16 энергоблоков указанного типа, при этом в 1989 и 1991 г. - более, чем на половине. В 1996-98 гг. вклад парогенераторов в недовыработку электроэнергии на энергоблоках с ВВЭР-1000 также был ощутим, хотя случаев останова энергоблоков по причине отказов парогенераторов было уже меньше. - Отказы в работе СУЗ (главным образом- дефекты органов регулирования СУЗ) особенно сильно проявили себя в 1994 -95 гг. - они были выявлены на 13-15 энергоблоках с ВВЭР-1000 из 17 эксплуатировавшихся в эти годы. До этого, в течение предшествующих 5 лет анализируемого периода недовыработка Электроэнергии ПО ВИНЄ СУЗ Определялась В Среднем ВеЛИЧИНОЙ 0,01% К нар 0,55% для среднестатистического энергоблока . - Неплановые остановы по «вине» собственно реактора (в основном - разгерметизация главного разъема реактора) на энергоблоках с ВВЭР-440 обусловливают величину К нар в пределах от 0,42 % до 0,99 % ежегодно в рассматриваемый период (за исключением 1989 г.) более, чем на трети эксплуатировавшихся энергоблоков. - Отказы парогенераторов на энергоблоках с ВВЭР-440 не отмечались только 2 года (в 1991 и в 1997) за анализируемый период и особенно негативно сказались на величине КИУМ в 1993 г.
