АЭС Салем планирует увеличение мощности примерно на 200 МВт: как старые энергоблоки могут вырабатывать больше электроэнергии?

Чтобы атомная станция отдала в сеть на 200 МВт больше, строительство может начаться с одного парового устройства рядом с турбиной. Американская Public Service Enterprise Group (PSEG) 2 ноября сообщила, что два энергоблока АЭС Салем в штате Нью-Джерси в сумме планируют увеличить генерирующую мощность примерно на 200 МВт, из которых около 112 МВт приходятся на PSEG. Последующие материалы для инвесторов распределяют модернизацию на 2027–2029 годы: она включает как повышение тепловой мощности реактора примерно на 7%, так и модернизацию пароводяного контура. Первая цифра измеряет прирост мощности на стороне сети, вторая — изменение тепловыделения активной зоны. Только разделив эти две цифры, можно ясно увидеть, откуда у старой АЭС берётся прирост электроэнергии.

Первая остановка на пути повышения мощности — турбинный зал

На двух энергоблоках Салем установлены водо-водяные реакторы под давлением (Pressurized Water Reactor, PWR). Тепло, выделяемое активной зоной, первым контуром подводится к парогенератору (Steam Generator) и передаётся независимому второму контуру. Пар второго контура вращает турбину, а затем в конденсаторе снова превращается в воду. На этом пути есть два способа увеличить электрическую мощность. Можно заставить реактор выделять больше тепла, а можно заставить тот же поток пара совершить больше работы в турбине. Салем включил оба способа в один проект, но строительство и проверка ядерной безопасности могут выполняться поэтапно.

PSEG планирует в 2027 и 2028 годах модернизировать сепаратор-пароперегреватель (Moisture Separator Reheater). После расширения пара в турбине высокого давления часть его конденсируется в капли. Сепарация и промежуточный перегрев помогают улучшить качество пара, поступающего в турбину низкого давления, снизить эрозию лопаток последних ступеней каплями и влияют на эффективность работы всей турбины. Повышение тепловой мощности активной зоны и модернизацию турбины низкого давления энергоблока № 2 компания запланировала на 2029 год. Поэтапное продвижение позволяет использовать существующие окна остановов и проводить проверку характеристик по каждому этапу отдельно. Сколько дополнительной электроэнергии дал тот или иной этап после приёмки, следует оценивать с учётом тепловой мощности активной зоны, условий охлаждения и собственного электропотребления станции на тот момент.

При повышении тепловой мощности существующие запасы безопасности нужно пересчитать

Одним из ключевых параметров, ограничиваемых лицензией на эксплуатацию АЭС, является тепловая мощность реактора. После её повышения парогенератор должен отводить больше тепла, а главный пар, питательная вода и конденсационное оборудование также должны соответствовать новым режимам. Одновременно инженеры должны определить, сможет ли топливо в локально наиболее горячей точке по-прежнему получать достаточное охлаждение, и сможет ли система защиты при гипотетических событиях, таких как отказ насосов или потеря питательной воды, отработать в пределах, допускаемых анализом. Даже при близких моделях двух энергоблоков необходимо заново строить обоснование безопасности с учётом состояния оборудования каждого блока, погрешностей измерений и предыдущих модернизаций.

Комиссия по ядерному регулированию США (Nuclear Regulatory Commission, NRC) подразделяет повышение мощности АЭС (Power Uprate) на различные категории; критерии разграничения включают способ повышения мощности, его величину и исходные проектные запасы энергоблока. Корпоративный план примерно на 7% задаёт порядок величины, но конкретный способ подачи заявки и то, какое оборудование охватит проверка, по-прежнему зависят от представленных лицензионных материалов. Повышение эффективности второго контура также имеет свои ограничения. Лопатки турбины, генератор, трансформаторы и линии выдачи мощности должны выдерживать новые нагрузки, а фактическое противодавление на конденсационной стороне будет меняться в зависимости от окружающей среды и условий охлаждения. При одной и той же тепловой мощности активной зоны итоговая нетто-мощность, отдаваемая в сеть, будет меняться вместе с этими условиями.

200 МВт установленной мощности — как пересчитать в годовую выработку

Исходя из 8760 часов в году, если весь прирост в 200 МВт будет реализован и для простого сценарного расчёта принять коэффициент использования прироста 90%, за год можно дополнительно выработать около 1,58 млрд кВт·ч. Это размерностный пересчёт. Остановы на перегрузку топлива, сезонные изменения мощности, поэтапный ввод и ограничения передачи электроэнергии изменят результат. Раскрытый PSEG коэффициент готовности 94,3% за первые девять месяцев 2026 года относится к историческому режиму эксплуатации его ядерного портфеля; прямая подстановка его в будущий прирост Салема смешала бы разные энергоблоки и разные этапы.

Экономическая привлекательность модернизации существующих активов проистекает из возможности продолжать использовать уже имеющиеся фонды. Площадка, эксплуатационный персонал, система ремонта и объекты присоединения к сети уже существуют, и дополнительная выработка имеет шанс размыть часть постоянных затрат на эксплуатацию и обслуживание. Однако проект всё равно должен оплатить турбинное оборудование, проектные анализы, монтаж и приёмку, а также возможные потери от остановов. Даже если общая продолжительность остановов не увеличится, строительство может занять окна, изначально предназначенные для других ремонтных задач. При сравнении с новым источником генерации корректный подход — сопоставлять реализуемый прирост выработки и мощности в одном и том же сроке поставки и в одном узле сети, включая в стоимость лицензионные риски и недовыработку в период модернизации. Раскрытые на этот раз материалы не дают достаточно детальной общей стоимости модернизации Салема, поэтому надёжно рассчитать удельную стоимость дополнительного киловатт-часа проекта невозможно.

Важнее проектных цифр — нетто-мощность после модернизации

У Салема в дальнейшем есть три отдельно проверяемых контрольных точки. После модернизации паровой системы сначала смотрят, насколько выросла нетто-мощность при той же тепловой мощности и сопоставимых условиях охлаждения. После изменения лицензии на тепловую мощность смотрят, какие проверки оборудования и испытания по повышению мощности выполнил энергоблок. В конечном итоге нужно оценить коэффициент готовности за полный эксплуатационный цикл и определить, не создаёт ли новое оборудование дополнительную ремонтную нагрузку. Для этой старой станции коммерческая ценность 200 МВт будет определяться тем, удастся ли выполнить каждый останов по плану и смогут ли эти приросты стабильно выдаваться тогда, когда они нужны сети.

(Настоящая статья подготовлена независимо на основе квартальных и инвесторских материалов, поданных PSEG в Комиссию по ценным бумагам и биржам США, а также материалов NRC по классификации повышения мощности, после вспомогательной обработки с помощью искусственного интеллекта. Годовая выработка в тексте представляет собой сценарный расчёт при явно указанных допущениях и предназначена для объяснения физической и хозяйственной логики повышения мощности действующих АЭС; сроки ввода проекта и его результаты определяются лицензиями, приёмкой и эксплуатационными данными.)