Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Оптимизация топливоиспользования на АЭС 7
1.1 Алгоритмы оптимизации топливоиспользования 8
1.2 Критерии эффективности топливоиспользования и их соотношение с ЮГУМ
1.3 Выводы к главе 1 24
Глава 2. Планирование топливных циклов на многоблочной аэс с учетом проведения ППР 43
2.1 Алгоритм формирования повторяющихся топливных циклов 43
2.2 Разработка графиков эксплуатации энергоблоков и проведения ППР
2.3 Оптимизация продолжительности работы на мощностном эффекте реактивности
2.4 Выводы к главе 2 58
Глава 3. Оптимизацрія топливных циклов на АЭС с ВВЭР ... 76
3.1 Формирование состава загружаемого топлива 76
3.2 Выбор оптимального топливного цикла 78
3.3 Расстановка топлива в активной зоне 82
3.4 Выводы к главе 3 94
Глава 4. Анализ эффективности топливоиспользования на действующих АЭС с ВВЭР 103
4.1 Особенности анализа эффективности реальных топливных загрузок 103
4.2 Анализ эффективности топливоиспользования на АЭС с ВВЭР-1000 106
4.3 Анализ эффективности топливоиспользования на АЭС с ВВЭР-440 113
4.4 Выводы к главе 4 119
Заключение 141
Список использованных источников 145
- Критерии эффективности топливоиспользования и их соотношение с ЮГУМ
- Разработка графиков эксплуатации энергоблоков и проведения ППР
- Выбор оптимального топливного цикла
- Анализ эффективности топливоиспользования на АЭС с ВВЭР-1000
Введение к работе
Актуальность темы. В настоящее время на АЭС с ВВЭР проходит широкомасштабная опытная эксплуатация нового топлива, внедрение которого должно обеспечить повышение безопасности и надежности работы энергоблоков. Данное топливо является основой для разработки и внедрения перспективных топливных циклов, которые позволят повысить эффективность топливоиспользования и увеличить коэффициент использования установленной мощности (КИУМ).
Совершенствование организации топливоиспользования на многоблочной АЭС необходимо проводить с учетом принятых ремонтных циклов, т.е. при формировании топливных загрузок (кампаний) должны учитываться ограничения, связанные с проведением планово-предупредительных ремонтов (ППР) и требование выработки максимума электроэнергии в осенне-зимний период.
Таким образом, оптимизация топливоиспользования на многоблочной АЭС с ВВЭР с учетом требований по проведению ППР является актуальной задачей.
Цель работы. Целью диссертационной работы является разработка процедуры оптимизации топливоиспользования на многоблочной АЭС с ВВЭР, которая включает планирование длительности работы топливных загрузок с учетом требований по проведению ППР (продолжительность проведения ППР, ограничения на одновременное проведение ремонтных работ на различных энергоблоках), определение оптимальной продолжительности работы топливной кампании на мощностном эффекте реактивности, формирование оптимального состава, загружаемого при перегрузках топлива при заданной длительности топливной загрузки, расчет показателей (критериев) эффективности топливоиспользования и выбор оптимального топливного цикла для энергоблоков АЭС, выбор расстановки ТВС в активной зоне, удовлетворяющей проектным и эксплуатационным ограничениям.
Научная новизна.
1. Разработан алгоритм формирования повторяющихся топливных циклов для многоблочной АЭС с ВВЭР с учетом проведения ремонтных работ на энергоблоках.
2. Разработана методика определения оптимальной продолжительности работы энергоблока на мощностном эффекте реактивности.
3. Разработан алгоритм формирования оптимального состава топлива подпитки.
4. Разработана процедура выбора оптимального топливного цикла для энергоблоков АЭС.
5. Проведен сравнительный анализ эффективности топливоиспользования действующих энергоблоков с ВВЭР по различным критериям.
Практическая ценность работы,
1. Процедура оптимизации используется в концерне «Росэнергоатом» при разработке стратегии топливоиспользования на многоблочной АЭС с ВВЭР.
2. Алгоритм выбора оптимального топливного цикла позволяет проводить технико-экономические обоснования разрабатываемых новых топливных циклов.
3. Алгоритм формирования повторяющихся топливных циклов позволяет планировать на АЭС с ВВЭР длительности топливных загрузок с учетом проведения ППР.
4. Разработанный способ оценки эффективности топливоиспользования позволяет проводить сравнительный анализ топливных загрузок действующих энергоблоков с ВВЭР.
Личное участи автора. Представленные в диссертации результаты получены автором самостоятельно. Автор является руководителем работ по разработке стратегии внедрения на многоблочной АЭС с ВВЭР перспективных топливных циклов и анализу эффективности топливоиспользования на действующих энергоблоках с ВВЭР.
Предмет защиты.
1. Алгоритм формирования повторяющихся топливных циклов для многоблочной АЭС с учетом требований по проведению ГШР на энергоблоках.
2. Алгоритм формирования оптимального состава топлива подпитки и определения оптимальной продолжительности работы на мощностном эффекте реактивности.
3. Процедура выбора оптимального топливного цикла для энергоблоков АЭС.
4. Результаты анализа эффективности топливоиспользования действующих энергоблоков АЭС с ВВЭР.
Апробация работы и публикации. По теме диссертации опубликованы 7 научных работ и докладов, в которых отражено основное содержание диссертационной работы.
Основные положения и результаты исследований докладывались на научно-технических конференциях и семинарах: третья международная научно-техническая конференция «Безопасность, эффективность и экономика атомной энергетики», Москва, ВНИИАЭС. г.; четырнадцатая ежегодная конференция Ядерного Общества России «Научное обеспечение безопасного использования ядерных энергетических технологий», Удомля. г.; четвертая международная научно-техническая конференция «Безопасность, эффективность и экономика атомной энергетики», Москва, ВНИИАЭС. г. заседание секции № 1 НТС № 4 Минатома, 3 июня г.
Критерии эффективности топливоиспользования и их соотношение с ЮГУМ
Организовать эффективное топливоиспользование на АЭС значит эксплуатировать на энергоблоках эффективные топливные загрузки, оптимальные с точки зрения выбранного критерия. Правильный выбор критерия (показателя) эффективности является важным при сравнении топливных загрузок.
Проведем анализ эффективности стационарных топливных загрузок на примере энергоблока с ВВЭР-1000 по таким показателям, как средняя глубина выгорания выгружаемого топлива, удельный расход природного урана, топливная составляющая себестоимости электроэнергии (ТСС), себестоимость электроэнергии и совокупная прибыль, рассмотрим их достоинства и недостатки, определим соотношение КИУМ и показателей эффективности. Под стационарными понимаются последовательные топливные загрузки, имеющие одинаковый состав загружаемых ТВС и обладающие одинаковыми нейтронно-физическими характеристиками.
Учитывая, что длительность топливных загрузок может приближаться к календарному году и, что КИУМ будет сильно зависеть от доли продолжительности ППР, приходящейся на рассматриваемый год, целесообразно КИУМ усреднять за достаточно большой период времени - за полное время эксплуатации энергоблока [36]. Кроме того, КИУМ необходимо определить через параметры топливных загрузок, чтобы сравнивать их между собой.
Пусть эфф . полное эффективное время работы реактора на номинальной мощности, А кал - полное календарное время эксплуатации энергоблока, Тэфф — эффективная длительность работы одной топливной загрузки, Ткал календарная длительность одной топливной загрузки, М - количество перегрузок топлива, Т„ - длительность ППР, тогда для стационарных топливных загрузок: КИУМ = = (М + 1) Г ПЗЇ
Таким образом, КИУМ зависит от длительности топливной загрузки в эффективных и календарных сутках, соотношение между которыми зависит от режима работы энергоблока, и от длительности проведения ППР. Чем больше длительность кампании в эффективных сутках, при заданном режиме работы энергоблока, и меньше длительность ППР, тем больше КИУМ.
Приведем оценки изменения КИУМ при изменении длительности ППР, которые могут быть полезны при принятии решений о проведении на АЭС того или иного мероприятия, направленного на уменьшение длительности ППР [19].
Используя формулу (1.5), построим при Ткал=ТЭфф зависимости изменения КИУМ от длительности топливной загрузки при изменении длительности ППР на одни сутки (рис. 1.1) и зависимость изменения длительности ППР от длительности топливной загрузки при изменении КИУМ на 1 % (рис. 1.2, здесь и далее изменения КИУМ приводится в абсолютных единицах). Из представленных рисунков следует, что при изменении длительности ППР на одни сутки КИУМ изменяется от 0,25 %, для «коротких» кампаний до 0,15 % для «длинных» кампаний, а для получения изменения КИУМ на 1 % необходимо изменить длительность ППР на четверо суток для «коротких» кампаний и на 7 суток для «длинных» кампаний.
Рассмотрим зависимости КИУМ от длительности топливных загрузок в эффективных сутках при различных значениях длительности ППР (рис. 1.3).
Из рисунка следует, что при увеличении длительности топливных загрузок КИУМ возрастает, однако рост КИУМ замедляется с увеличением их длительности.
Так, например, увеличение длительности кампании с 300 эфф. суток до 450 эфф. суток приводит к увеличению КИУМ на 5,3 %, а увеличение длительности кампании с 450 до 600 эфф. суток увеличивает КИУМ на 3 %.
Для реализации топливных загрузок увеличенной длительности (с повышенным значением КИУМ) необходимо, либо использовать ТВС повышенного обогащения, либо загружать в активную зону большее количество свежих ТВС, т.е. уменьшать кратность перегрузок, либо и то и другое [37].
На рис. 1.4 представлены зависимости длительностей топливных загрузок в эффективных сутках от обогащения загружаемого топлива (здесь и далее речь идет о среднем обогащении) при различном количестве загружаемых ТВС. Данные зависимости наглядно показывают какую длительность топливных кампаний можно получить, используя различное обогащение и количество загружаемых ТВС. Так, длительность кампании в 450 эфф. суток можно получить, например, четырьмя способами, используя обогащение ТВС - 3,97 %, 4,32 %, 4,62 %, 4,93 % и загружая при этом соответственно - 84, 73, 67, 61 ТВС. Очевидно, что дополнительные ограничения на формирование топливных загрузок увеличенной длительности накладывает выполнение требований ядерной безопасности.
Представленные на рис. 1.4 зависимости можно аппроксимировать линейными функциями от обогащения ТВС, причем коэффициент пропорциональности несколько увеличивается при уменьшении кратности перегрузки [38]. Теперь рассмотрим критерии или показатели, по которым сравниваются топливные загрузки.
Глубина выгорания (МВт-сут/кгЦ) характеризует энергетическую эффективность использования ядерного топлива [39], т.е. чем больше глубина выгорания, тем больше энергии получаем от единицы массы ядерного топлива. На рис. 1.5 представлены зависимости глубины выгорания выгружаемого топлива от обогащения для разного количества загружаемых ТВС. Из рисунка следует, что глубина выгорания увеличивается с ростом обогащения топлива и с уменьшением количества загружаемых ТВС, т.е. с увеличением кратности перегрузок. Видно также, что одинаковую глубину выгорания можно получить при эксплуатации различных топливных загрузок, используя различное обогащение и количество загружаемых ТВС. Таким образом, глубина выгорания являясь физичным и достаточно хорошо рассчитываемым показателем, не позволяет сравнивать топливные загрузки, имеющие различное среднее обогащение.
Критерием, позволяющим сравнивать топливные загрузки, имеющие различное обогащение и количество загружаемых ТВС, является удельный расход природного урана (кг U/МВт-сут), т.е. расход ядерного топлива на единицу получаемой тепловой (электрической) энергии.
Разработка графиков эксплуатации энергоблоков и проведения ППР
С использованием данного алгоритма разработаны календарно повторяющиеся графики работы энергоблоков и проведения ППР для одно-, двух-, трех- и четырехблочной АЭС с ВВЭР-1000 для принятого в настоящее время ремонтного цикла, состоящего из одного капитального ремонта и трех средних ремонтов (КР+3 СР) [7,8]. Тем самым топливный цикл состоит из четырех топливных загрузок средняя длительность, которых рассчитывается по формуле (2.1).
Осенне-зимний период принят с 1 ноября по 31 марта, тем самым весенне-летний период с 1 апреля по 31 октября. Продолжительность капитального ремонта на АЭС с ВВЭР составляет 75-80 суток, среднего — 50-55 суток. Программой повышения КИУМ принятой в концерне «Росэнергоатом» [2] предполагается поэтапное снижение продолжительности капитальных и средних ремонтов, поэтому при расчетах время проведения КР принималась 75 суток, СР - 45 суток. Предполагается также, что имеется текущий ремонт (ТР).
Будем считать календарной длительностью топливной загрузки, Ткал время от пуска блока до останова на ППР, т.е. текущий ремонт входит в Ткал.
Рассмотрим подробно планирование перегрузки на четырехблочной АЭС с ВВЭР-1000 (очевидно, что чем больше энергоблоков на АЭС, тем сложнее спланировать выполнение перегрузок ядерного топлива в реакторах в весенне-летний период), из которого достаточно легко вытекает планирование для одно-, двух-, трехблочной АЭС, для пяти вариантов топливных циклов, имеющих различную среднюю длительность топливной загрузки при выполнении требования календарного неперекрытия ремонтных работ на энергоблоках [8]. Средняя длительность топливных загрузок изменяется от 10,25 до 16,25 месяцев с шагом 1,5 месяца (значение Т = 10,25 мес. получается при Тц=4года и Тр=7 месяцев). При планировании указанных графиков будем учитывать дополнительное ограничение - длительности топливных загрузок в одном варианте топливного цикла не должны сильно отличаться друг от друга. Выполнение этого требования упростит формирование топливных загрузок для энергоблока. Вариант 1. Тсм = 10,25 мес. Для данного варианта график ремонтного цикла календарно повторяется через 4 года. За это время проходит один КР, три СР и один топливный цикл, состоящий из четырех кампаний. Вариант 2. Т0 = 11,75 мес. Для данного варианта график ремонтного цикла календарно повторяется через 9 лет. За это время ремонтный цикл и топливный цикл проходят дважды, т.е. проходят два КР, шесть СР и восемь кампаний. Вариант 3. Т0 = 13,25 мес. Для данного варианта график ремонтного цикла календарно повторяется через 5 лет. За это время проходит один КР, три СР и один топливный цикл, состоящий из четырех кампаний. Вариант 4. Т = 14,75 мес. Для данного варианта график ремонтного цикла календарно повторяется через 11 лет. За это время ремонтный цикл и топливный цикл проходят дважды, т.е. проходят два КР, шесть СР и восемь кампаний. Вариант 5. Т =16,25 мес. Для данного варианта гарфик ремонтного цикла повторяется через 6 лет. За это время проходит один КР, три СР и один топливный цикл, состоящий из четырех кампаний.
На рис. 2.1-2.6 представлены полученные графики работы энергоблоков и проведения ППР для четырехблочной АЭС для пяти указанных вариантов топливных циклов, а в таблице 2.1. приведены соответствующие календарные длительности топливных загрузок для одно-четырехблочной АЭС. График, представленный на рис. 2.6 является комбинированным вариантом (вариант 5а), т.е. для трех блоков используется топливный цикл варианта 5, и для одного блока топливный цикл варианта 1, и поэтому, для такого комбинированного варианта график ремонтного цикла календарно повторяется через 12 лет.
Разработанные графики проведения перегрузок топлива показали, что, для одноблочной, двухблочной и трехблочной АЭС из рассмотренных вариантов топливных циклов только варианты 1 и 5 удовлетворяют требованию проведения ППР в весенне-летний период, а для четырехблочной АЭС данному требованию удовлетворяют вариант 1 и комбинированный вариант 5 а. Для топливного цикла варианта 3, для каждого энергоблока, за ремонтный цикл только один средний ремонт проводится в осенне-зимний период, для варианта 5, для четырехблочной АЭС, за ремонтный цикл только для одного блока проводится в осенне-зимний период один капитальный и один средний ремонт, поэтому данные варианты топливных циклов также являются приемлемыми для внедрения на АЭС. Внедрение на АЭС топливных циклов вариантов 2 и 4 затруднено, т.к. график ремонтов сдвигается и большое количество ППР проводится в осенне-зимний период.
Для формирования топливных загрузок требуемой длительности, т.е. для определения обогащения загружаемых ТВС и их количества необходимо определить соотношение между, полученной выше календарной длительностью и длительностью топливной загрузки в эффективных сутках, которое зависит от режима работы энергоблока, т.е. необходимо определить оптимальную продолжительность работы энергоблока на пониженных параметрах в конце эксплуатации топливной загрузки. Предполагается, что в остальное время работы в течение кампании блок эксплуатируется на номинальной мощности.
Выбор оптимального топливного цикла
Из рассмотренного выше анализа следует, что требуемую длительность топливных загрузок, входящих в топливный цикл можно получить различными способами, используя различное обогащение и различное количество загружаемых ТВС. Определим какой состав загружаемого топлива является экономически оптимальным.
Нанесем на зависимости себестоимости электроэнергии и прибыли (тариф 40 коп/кВт-час) от обогащения топлива при разных количествах загружаемых ТВС, например, на рисунки 1.10, 1.14, линии постоянной длительности, этот факт представлен на рисунке 3.1, 3.2. Из рисунков 3.1 и 3.2 видно, что для линии T=const при увеличении обогащения себестоимость уменьшается, а прибыль увеличивается. Поэтому, например, для топливной загрузки длительностью 300 эфф.суток экономически оптимальным является состав загружаемого топлива с обогащением около 4,9% и загрузкой 37 ТВС, т.е. с пятикратной перегрузкой, топлива а для топливной загрузки 450 эфф. суток экономически оптимальным является соответственно состав с обогащением около 4,9 % и загрузкой 61 ТВС.
Данное рассмотрение не противоречит изложению, приведенному в разделе 1.2, а наоборот подтверждает его. При фиксированной длительности удельные затраты на ремонт и удельные эксплуатационные затраты не изменяются, а снижение себестоимости электроэнергии происходит за счет снижения топливной составляющей себестоимости электроэнергии, которая, как рассмотрено в разделе 1.2, снижается при увеличении обогащения и уменьшении количества загружаемых ТВС.
Таким образом, экономически выгодно, при существующей зависимости стоимости ТВС от обогащения, использовать для формирования топливной загрузки заданной длительности ТВС максимально возможного обогащения. Из приведенного анализа следует также, что анализ экономической эффективности топливных загрузок одинаковой длительности можно проводить по ТСС.
Если же сравнивать, приведенные выше с экономически оптимальным составом топливные загрузки длительностью 300 эфф. суток и 450 эфф. суток между собой, то по ТСС их сравнивать нельзя, сравнивать их необходимо по себестоимости электроэнергии, либо по прибыли. Сравнение данных топливных загрузок при одинаковых затратах на ремонт показывает, что «длинная» топливная загрузка имеет себестоимость электроэнергии на 7 % меньше, а получаемая от нее прибыль на 9 % больше при тарифе 40 коп/кВт-час.
Проведем аналогичный анализ для рассматриваемых пяти вариантов топливных циклов. Для этого при постоянных затратах на ремонт построим зависимости себестоимости электроэнергии и прибыли от обогащения при T=const, прибыль рассчитана для тарифов 20 коп/кВт-час и 40 коп/кВт-час (см. рис. 3.3-3.5). Данные зависимости представляют линии постоянной длительности аналогичные зависимостям, представленным пунктиром на рисунке 3.1, 3.2. При изменении обогащения меняется и количество загружаемых ТВС, согласно таблице 3.2. Некоторые отличия от аналогичных зависимостей, представленных на рисунке ЗЛ и 3.2 объясняются усреднением и округлением исходных данных, однако характер зависимостей сохраняется. Остаются справедливыми и выводы, представленные в разделе 1.2.
Для вариантов 4 и 5, имеющих большую длительность, себестоимость электроэнергии увеличивается сильнее при уменьшении обогащения, это объясняется тем, что для обеспечения необходимой длительности, согласно данным таблицы 3.2, требуется загружать более 70 ТВС.
Для прибыли этот эффект несколько сглаживается за счет большей выработки электроэнергии в этих топливных циклах, в особенности для большего тарифа. Т.е. повторяется вывод, что экономически целесообразно загружать при перегрузки не более 70-73 ТВС.
Из рисунка 3.3-3.5 видно, что для заданной длительности топливного цикла себестоимость электроэнергии уменьшается, а прибыль возрастает с ростом обогащения ТВС при существующей зависимости стоимости ТВС от обогащения.
Таким образом, при формировании топливных циклов заданной длительности, которую возможно обеспечить, используя различное обогащение и различное количество загружаемых ТВС, экономически выгодно использовать максимально возможное обогащение.
Из представленных зависимостей себестоимости электроэнергии от обогащения ТВС следует, что при среднем обогащении загружаемого топлива 4,8 % данный показатель для варианта 3 меньше на 6 %, чем для варианта 1, а для варианта 5 меньше на 8 %, чем для варианта 1 и на 2 % меньше, чем для варианта 3 (см. рис. 3.3).
Из представленных зависимостей прибыли от обогащения ТВС следует, что при обогащении 4,8 % при тарифе 40 коп/кВт-час данный показатель для варианта 3 больше на 7 %, чем для варианта 1, а для варианта 5 больше на 11 %, чем для варианта 1 и на 4 % больше, чем для варианта 3 (см. рис. 3.5).
Аналогичные оценки, проведенные по прибыли для консервативного случая переменных затрат на ремонт, показали, что экономический эффект также существует, но в два раза меньший (см. рис. 3.6).
Таким образом, рассмотренный подход позволяет для требуемой длительности топливной загрузки определить оптимальный состав загружаемого топлива и выбрать для внедрения на АЭС экономически выгодный топливный цикл. При принятых выше предложениях таким топливным циклом, из рассмотренных, является топливный цикл варианта 5, имеющий среднюю длительность топливной загрузки 485-490 эфф. суток с учетом работы на мощностном эффекте реактивности.
Анализ, проведенный в разделе 2.2 показал, что при внедрении этого топливного цикла на одноблочной, двухблочной и трехблочной АЭС отсутствует календарное перекрытие ремонтов на энергоблоках и все ППР производятся в весенне-летний период. При внедрении данного цикла на четырехблочной АЭС отсутствует календарное перекрытие ремонтных работ, однако, за ремонтный цикл, который повторяется через шесть лет, один капитальный ремонт и один средний ремонт для одного энергоблока проводятся в осенне-зимний период.
Для четырехблочной АЭС все ремонты проводятся в весенне-зимний период, если на трех энергоблоках эксплуатируется оптимальный топливный цикл (вариант 5), а на одном энергоблоке эксплуатируется топливный цикл, имеющий «традиционную» среднюю длительность топливной загрузки около 300 эфф. суток (вариант 1). Однако, для последнего энергоблока при постоянных затратах на ремонт себестоимость электроэнергии увеличивается приблизительно на 8 %, а прибыль уменьшается приблизительно на 11 % при тарифе 40 коп/кВт-час по сравнению с другими тремя энергоблоками. Таким образом, четырехблочная АЭС, удовлетворяя требованию проведения всех ППР в весенне-летний период получает от одного энергоблока меньшую прибыль, что должно компенсироваться, например, увеличением тарифа за максимум выработки электроэнергии в осенне-зимний период.
Рассмотренный анализ показывает, что при разработке новых топливных циклов, предполагаемых к внедрению на АЭС с ВВЭР, необходимо учитывать требования по проведению ППР и до внедрения проводить их технико-экономическое обоснование.
Анализ эффективности топливоиспользования на АЭС с ВВЭР-1000
Для распределения топливных загрузок по группам сравнения рассмотрим эволюцию топливоиспользования для каждого энергоблока. Эксплуатация 1 блока Балаковской АЭС началась в 1985 году в топливном цикле с двухкратной перегрузкой топлива (основное обогащение 3,3 %). С 1989 года энергоблок переводится в топливный цикл с трехкратной перегрузкой, (основное обогащение 4,4 %), а с 1993 года начинается внедрение нового топлива; сначала ТВС с циркониевыми дистанционирующими решетками (ДР) и направляющими каналами (НК), а затем с 1998 года усовершенствованные ТВС (УТВС) с уран-гадолиниевым топливом (УГТ) (основное обогащение 4,0 %, 3,6 %). С 2003 года загружаются ТВС с жестким каркасом ТВС-2 (основное обогащение до 4,4 %). Таким образом получили три группы сравнения.
Эксплуатация 2 блока Балаковской АЭС началась в 1987 году в топливном цикле с двухкратной перегрузкой топлива. С 1990 года энергоблок переводится в топливный цикл с трехкратной перегрузкой, а с 2000 года внедряются УТВС с УГТ. Получили три группы сравнения.
Эксплуатация 3 блока Балаковской АЭС началась в 1988 году в топливном цикле с двухкратной перегрузкой топлива и уже в 1990 году со второй кампании блок переводится в топливный цикл с трехкратной перегрузкой. С 1994 года загружается уран-гадолиниевое топливо со стальными ДР и НК, а с 1999 года внедряются УТВС с УГТ. Получили три группы сравнения.
Эксплуатация 4 блока Балаковской АЭС началась в 1993 году в топливном цикле с трехкратной перегрузкой топлива. С 2000 года начинается внедрение УТВС с УГТ, получили две группы сравнения.
Эксплуатация 1 блока Калининской АЭС началась в 1984 году в топливном цикле с двухкратной перегрузкой топлива. С 1987 года энергоблок переводится в топливный цикл с трехкратной перегрузкой топлива, однако с 1994 года по 1997 год загружается большое количество ТВС пониженного обогащения (1,6 %, 3,0 %, 3,3 %). С 1998 года внедряются ТВСА, (ДР и НК из циркония, имеется шесть «уголков» жесткости), сначала обогащением 3,0 % и 4,0 % и только с 2002 года загружаются в активную зону ТВСА обогащением до 4,4 %, в 2002 году устанавливают шесть опытных ТВСА основным обогащением 4,95 Внедрение ТВСА с УГТ начинается с 2000 года. Получили четыре группы сравнения.
Эксплуатация 2 блока Калининской АЭС началась в 1986 году, в топливном цикле с двухкратной перегрузкой топлива. С 1990 года энергоблок переводится в топливный цикл с трехкратной перегрузкой топлива, однако с 1993 года по 1998 год загружается большое количество ТВС пониженного обогащения. С 1999 года в активной зоне оставляют большое количество ТВС на четвертый год эксплуатации, поэтому выделяется отдельная группа сравнения. С 2002 года внедряются ТВСА обогащением до 4,4 %, а также ТВСА с топливом из регенерата урана. Получили пять групп сравнения.
Эксплуатация 5 блока Нововоронежской АЭС началась в 1980 году в топливном цикле с двухкратной перегрузкой топлива. С 1984 года энергоблок переводится в топливный цикл с трехкратной перегрузкой и работает в этом цикле до 1992 года. С 1992 года блок эксплуатируется с оставлением большого количества ТВС на четвертый год эксплуатации, поэтому выделяется отдельная группа сравнения. С 1995 года внедряются ТВС с циркониевым ДР. Получили пять групп сравнения.
Отметим, что все энергоблоки с реакторами ВВЭР-1000 работают на мощностном эффекте реактивности в конце кампании до 30 эфф. суток.
Для анализа эффективности топливоиспользования проведен расчет показателей эффективности для всех топливных загрузок энергоблоков с ВВЭР-1000 с учетом реального состава загружаемого и выгружаемого топлива, длительностей кампаний в эффективных и календарных сутках и длительностей проведения ППР, и проведено усреднение по приведенным выше группам сравнения.
Для сравнения проведен расчет показателей эффективности для проектных топливных загрузок [50,51,76], в этом случае средняя длительность проведения ППР принималась равной 67 суток и Ткал=ТЭфф. Проектные топливные загрузки имеют следующее среднее обогащение и количество загружаемых ТВС: проект с двухкратной перегрузкой топлива [76] - среднее обогащение 3,29 %, количество загружаемых ТВС 79/84 шт., проект с трехкратной перегрузкой топлива [76] - среднее обогащение 4,31 %, количество загружаемых ТВС 55 шт., проект [50] - среднее обогащение 3,77 %, количество загружаемых ТВС 49 шт., проект [51] - среднее обогащение 4,26 %, количество загружаемых ТВС -42 шт., для 5 блока НВАЭС проектное среднее обогащение 3,96 %, количество загружаемых ТВС 54 шт., модернизированный вариант отличается от проектного дистанционирующими решетками из циркония.
Полученные результаты представлены на рис. 4.1-4.10. Год, приведенный на рисунках, соответствует году окончания кампании. Для показателей, выраженных в относительных единицах, проведена нормировка на соответствующие значения для стационарной проектной загрузки, представленной в [50]. Первые топливные загрузки на рисунках не представлены из-за малой глубины выгорания, а также из-за особенностей расчета для них других показателей эффективности. Проведем анализ полученных результатов, акцентируя внимание на последних топливных загрузках.
Динамика изменения среднего выгорания выгружаемого топлива показывает тенденцию к его увеличению, однако загрузка опытного топлива (УТВС, ТВСА) не привела к сильному росту выгорания, т.к. в начальный период внедрения загружалось топливо обогащения 3,0 %, 3,6 %, 4,0 % (в топливном цикле с трехкратной перегрузкой [76] основное обогащение 4,4 %), и только в последние два года стали загружать топливо 4,4 %, что приведет в ближайшие годы к значительному росту выгорания.
В последние годы на энергоблоках Балаковской АЭС эксплуатировался топливный цикл близкий по обогащению ТВС к проектному, представленному в [50] и имеющему среднее выгорание выгружаемого топлива 41,4 МВтсут/кги. Представленные на рисунке 4.1 значения рассматриваемого показателя для 1-4 блоков Балаковской АЭС близки к приведенной величине.
Из графика, представленного на рисунке 4.2 видно, что наименьшее выгорание имеет первый блок Калининской АЭС, вследствии регулярной загрузки большого количества ТВС низкого обогащения, и данный показатель для него составляет 34,0 МВтсут/кги, что меньше среднего выгорания для топливного цикла с трехкратной перегрузкой топлива, равного 40,3 МВтсут/кги. Для 5 блока Нововоронежской АЭС рассматриваемый показатель равен 42,5 МВтсут/кг U и превышает проектное значение для топливного цикла с трехкратной перегрузкой, которое для данного блока равно 39,6 МВтсут/кги, т.к. в активной зоне каждую кампанию оставляют значительное количество ТВС на четвертый год эксплуатации.
В соответствии с формулой (4.1) удельный расход природного урана обратно пропорционален выгоранию выгружаемого топлива и прямо пропорционален обогащению загружаемых ТВС, поэтому зависимости расхода урана, представленные на рис. 4.3, 4.4 являются, в некотором смысле, отражением зависимостей, представленных на рис. 4.1, 4.2. Удельный расход природного урана для энергоблоков Балаковской АЭС (см. рис. 4.3) несколько превышает (для первого блока в большей степени) проектное значение для частично - четырехгодичного топливного цикла [50], равное 205 г/МВтсут, вследствие большего количества загружаемых ТВС. Рассматриваемый показатель для энергоблоков Калининской АЭС (см. рис. 4.4) превышает проектное значение, приведенное выше, по той же причине. Для 5 блока Нововоронежской АЭС (см. рис. 4.4) данный показатель меньше проектного значения, равного для этого блока 225 г/МВт- сут, т.к. часть ТВС остается в активной зоне на четвертый год эксплуатации. Представленные на рис. 4.3-4.4 зависимости показывают явную тенденцию к снижению удельного расхода природного урана.
