CC BY
46УДК 621.039 (470+571) Е.В. Муравьев1
КОНЦЕПЦИЯ ДВУХКОМПОНЕНТНОЙ ЯДЕРНОЙ ЭНЕРГЕТИКИ РОССИИ В РАМКАХ СТРАТЕГИИ РАЗВИТИЯ
Проведено системное исследование с целью определения экономически оптимального сценария реализации новой технологической платформы ЯЭ на базе разработок проекта «Прорыв» с учетом взаимодействия топливных циклов тепловых и быстрых реакторов при переходе к развертыванию крупномасштабной ЯЭ естественной безопасности. Сформулированы рекомендации по выбору экономически оптимальных решений по внедрению технологий проекта «Прорыв».
Ключевые слова: развитие ядерной энергетики, системное моделирование, замыкание ЯТЦ, быстрые реакторы, ОЯТ, переработка ОЯТ, топливо быстрых реакторов.
Введение
В 1990-х годах специалистами российских отраслевых и академических институтов было положено начало разработки долгосрочной стратегии развития ядерной энергетики (ЯЭ) в новой России на базе физических предпосылок обеспечения безопасности АЭС, стремления к удешевлению их строительства, сохранения природного баланса радиоактивности при захоронении отходов, предотвращения распространения оружейных материалов и полного вовлечения в энергопроизводство урановых запасов. Эта работа нашла отражение в одобренной Правительством РФ в 2000 г. «Стратегии развития атомной энергетики России в первой половине XXI века» [1]. С утверждением ФЦП ЯЭНП, в 2011 г. была определена приоритетная задача отрасли - реализация проекта «Прорыв», объединяющего проекты по формированию технологий ЯЭ естественной безопасности на основе быстрых реакторов (БР) и замкнутого ядерного топливного цикла (ЯТЦ). Дальнейшее развитие стратегического подхода получило в ряде публикаций, в том числе в недавней работе [2]. Принципиальные решения по реализации этого подхода сводятся к следующему.
• Ввод самодостаточных БР, использующих для подпитки практически неограниченные ресурсы отвального урана, с коэффициентом воспроизводства активной зоны (КВА) на уровне 1, в которых физика активной зоны ориентирована на достиже-
ние естественной безопасности, прежде всего благодаря работе на равновесном плотном нитридном топливе с минимальным запасом реактивности, предотвращающим реактивностные аварии. Отказ от теплоносителей на основе перегретой воды, пара или газа под высоким давлением, потенциально способных мобилизовать радиоактивность, накопленную в активной зоне, переход на инертный высококипящий свинцовый теплоноситель.
Отказ от химически активных материалов (графит, цирконий, натрий), связанных с опасностью пожаров и взрывов при взаимодействии с воздухом и водой (сохраняя возможность ограниченного использования реакторов БН на промежуточном этапе отработки технологий замкнутого ЯТЦ).
Замыкание ЯТЦ БР и ЯЭ в целом с утилизацией в БР энергетически ценных продуктов переработки всех видов облученного ядерного топлива (ОЯТ), с трансмутацией долгоживущих актинидов, без разделения и и Ри, отказ от наработки Ри оружейного качества в бланкете БР (при экспорте в неядерные страны). Реализация (при технико-экономической целесообразности) пристанционного ЯТЦ в составе промышленных энергокомплексов (ПЭК) с несколькими блоками БР, коротким временем выдержки ОЯТ, мини-
1 Евгений Владиславович Муравьев - начальник отдела Инновационно-технологического центра проекта «Прорыв» ГК «Росатом», д.т.н., e-mail: meb@proryv2020.ru
мальным накоплением ядерных материалов (ЯМ), без дальней транспортировки ОЯТ и ЯМ.
• Экономически оправданная постепенная замена традиционных ВВЭР на БР естественной безопасности, отказ в конечном итоге от технологии обогащения урана.
Постановка исследования
В данной статье представлены результаты системных исследований, которые конкретизируют возможные пути перехода от сегодняшней ЯЭ на тепловых реакторах (ТР) с открытым ЯТЦ к ЯЭ на новой технологической платформе (НТП) с доминированием БР естественной безопасности и замкнутым ЯТЦ, начиная с реализации проекта «Прорыв». Путь к новой ЯЭ лежит через этап двухкомпонентной ее структуры, когда действующие в традиционном открытом ЯТЦ ТР будут сосуществовать с вводимыми БР, предназначенными для работы в замкнутом ЯТЦ.
Негативный в плане экономики мировой опыт сооружения и эксплуатации первого поколения БР с натриевым теплоносителем породил концепцию их использования в качестве наработчиков плутония для топлива ТР (в перспективе истощения ресурсов дешевого урана). В дополнение, или вместо этого, рассматривалось дожигание в БР долгоживущих актинидов из ОЯТ ТР. То есть в структуре ЯЭ БР отводилась роль перманентного вспомогательного звена, «услуги» которого могли бы оправдывать повышенные капитальные вложения в БР.
В противоположность этому, российская концепция Стратегии-2000, ориентированная на ввод БР естественной безопасности, экономически более привлекательных, чем традиционные ВВЭР, рассматривает двухкомпонентную ЯЭ лишь как промежуточный, преходящий этап развития новой технологической платформы ЯЭ с доминированием БР.
Эволюция двухкомпонентной ЯЭ будет включать, очевидно, три периода:
1) становления подсистемы БР и замыкания их ЯТЦ в рамках существующей ЯЭ с продолжением развития подсистемы ТР до прекращения их ввода;
2) параллельного функционирования подсистем ТР и БР с вводом новых мощностей только на БР;
3) окончательного становления ЯЭ на НТП с выводом из эксплуатации ТР (за исключением ограниченного парка РУ для решения каких-либо специфических задач).
Суммарная продолжительность указанных трех периодов соизмерима с продолжительностью жизненного цикла ТР и может составить десятки, если не сотню лет. В длительной перспективе эту продолжительность желательно минимизировать в целях:
- экономии ресурсов урана;
- сохранения приемлемого уровня безопасности ЯЭ в целом с ростом мощностей АЭС;
- решения проблемы накапливаемого ОЯТ ТР;
- снижения (в конечном итоге и в рамках ЯЭ) общесистемной стоимости электроэнергии.
Реализация потенциальной возможности создания крупномасштабной ЯЭ связана с необходимостью подтверждения ее экономической привлекательности. Экономическая привлекательность может оцениваться с различных точек зрения:
- с позиции индивидуальных инвесторов или корпораций в отношении наиболее доходного проекта масштаба отдельно взятой АЭС; такой подход при исследовании долгосрочных сценариев развития ЯЭ означает, по существу, игнорирование затрат и доходов за горизонтом ~20 лет, что заведомо не годится для перспективных государственных программ;
- применительно к решению задач удовлетворения долгосрочных энергетических потребностей и обеспечения в перспективе лидирующего положения страны на мировом рынке энерготехнологий.
В качестве показателя экономической эффективности, помимо традиционного тарифа безубыточности (Levelized Cost Of Electricity -LCOE), должен рассматриваться аналогичный показатель для генерирующей системы в целом (System LCOE - SLCOE), рассчитываемый на
базе интервала времени, необходимого для ее перестройки и выхода на установившийся режим функционирования.
Исходные данные
Исходные данные для расчета технико-экономических показателей рассматриваемой системы ЯЭ получены в части БР по материалам разработок проекта «Прорыв» 2014-15 гг. [3] и в части ВВЭР - из публикаций [4, 5]. Для головной части ЯТЦ (исходная стоимость природного урана и стоимость работы разделения) использованы данные [6]. Характеристики потребления топлива рассматриваемыми реакторами определялись исходя из известных данных по их тепловой мощности с учетом эволюционного изменения средней глубины выгорания, задаваемой для ВВЭР от 40 до ~60 ГВт. сут./т к 2030 г. и
Технико-экономические пок
для БР от 62 до 114 ГВт. сут./т к 2050 году. Сводка использованных данных по АЭС с ТР и БР представлена в табл. 1, по переделам ЯТЦ - в табл. 2 (все в ценах 2014 г.).
Сценарии развития ЯЭ
Для исследования возможной динамики развития российской ЯЭ с переходом на НТП рассмотрен ряд сценариев в рамках вероятного, по данным ИНЭИ [7], масштаба развития ЯЭ в целом до 2050 г., проэкстраполированного до конца века с выходом на уровень 70 ГВт, а также при более агрессивном оптимистическом варианте с достижением к концу века ~120 ГВт. Результаты исследования по каждому сценарию включают динамику изменения структуры потребления и производства ядерного топлива, баланса продуктов переработки ОЯТ ТР и БР,
Таблица 1
атели АЭС с ВВЭР и ПЭК с БР
Удельные капитальные вложения Единицы изм. Стоимость
ВВЭР-ТОИ ПЭК с БР-1200 долл./кВт(э) 2800 2300
Срок службы
РУ ВВЭР-ТОИ, РУ БР-1200 лет 60
Удельные агрегированные эксплуатационные затраты (без топливных)
АЭС с ВВЭР-ТОИ
ПЭК с БР-1200 долл./кВт (уст. э) 62 61
Стартовая загрузка
РУ ВВЭР-ТОИ (иох, МОКС)
РУ БР-1200 (СНУП) т ТМ 77,0 61,0
Выгорание
РУ ВВЭР (ВВЭР-1000 - ВВЭР-ТОИ)
РУ БР-1200 ГВт.сут/т ТМ 40-60 62-115
Кампания (число перегрузок)
РУ ВВЭР (ВВЭР-1000 - ВВЭР-ТОИ)
РУ БР-1200 Эфф. суток 1200-1350 (3) 1320-2640 (4-8)
Мощность годовой подпитки топливом (при КИУМ = 1)
РУ ВВЭР (ВВЭР-1000 - ВВЭР-ТОИ)
РУ БР-1200 т/год 27.4-20,6 16.5-8,9
Таблица 2
Технико-экономические показатели ЯТЦ (цены 2014 года)
Пристанционный ЯТЦ в составе ПЭК с БР Единицы изм. Стоимость
Удельные капитальные вложения млн долл./(т ТМ/год) ~40
Переработка ОЯТ БР + рефабрикация СНУП топлива млн долл./т ТМ ~6
Хранение ВАО от ОЯТ с выгоранием 7-12% млн долл./т ИТМ 0,058-0,107
Захоронение ВАО от ОЯТ с выгоранием 7-12% млн долл./т ИТМ 0,218-0,403
Централизованный ЯТЦ БР
Удельные КВЛ, завод изготовления свежего СНУП-топлива, 100 т/год млн долл./(т ТМ/год) 14,8
Фабрикация свежего СНУП-топлива, 100 т/год млн долл./т ТМ 2,5
Фабрикация свежего ИМ-топлива БР на действующем заводе масштаба, 1000 т/год млн долл./т ТМ 0,39
Централизованный ЯТЦ ВВЭР
Исходная стоимость природного урана долл./кг 100
Стоимость работы разделения, природный уран регенерат из ОЯТ ТР долл./ЕРР 110 132
Удельные КВЛ, завод изготовления свежего И0Х-топлива,1000 т/год млн долл./(т ТМ/год) 1,68
Удельные КВЛ, завод переработки ОЯТ ВВЭР, 1000 т/год млн долл./(т ТМ/год) 1,91
Фабрикация свежего ИОХ-топлива ВВЭР, 1000 т/год млн долл./т ТМ 0,32
Переработка ОЯТ ВВЭР, 1000 т/год млн долл./т 0,24
Удельные КВЛ в хранилища ОЯТ: мокрое 6000 т сухое 9000 т млн долл./т емкости 0,060 0,044
Хранение ОЯТ во внестанционных хранилищах млн долл./(т ИТМ/год) 0,26 (0,008)
потребления природного урана и объемов работы разделения, а также стоимостных показателей, определяющих топливную составляющую и себестоимость вырабатываемой электроэнергии.
Результаты исследования
Структура генерирующих мощностей АЭС
формируется по-разному в зависимости от двух ключевых факторов: общего масштаба развития и времени прекращения ввода ВВЭР, как показано на рис. 1 и 2. Отчетливо иллюстрируется
результат продления вводов ВВЭР в затягивании перехода ЯЭ на НТП через этап двухкомпо-нентности, что проявляется в неблагоприятном изменении ряда ключевых показателей, рассматриваемых ниже.
Топливный баланс рассматриваемой развивающейся двухкомпонентной системы ЯЭ с замыканием ЯТЦ определяется следующими основными факторами (в соответствии с динамикой изменения действующих мощностей):
- потреблением свежего иОХ-топлива ТР на основе обогащенного урана для пуска
а) ввод ВВЭР до 2040 г.; б) ввод ВВЭР до 2060 г.;
1 - РБМК; 2 - ВВЭР; 3 - БР; 4 - ВВЭР за рубежом; 5 - БР за рубежом
Рис. 1. Установленные мощности АЭС (оптимистичный масштаб развития)
а) ввод ВВЭР до 2035 г.; б) ввод ВВЭР до 2060 г.;
1 - РБМК; 2 - ВВЭР; 3 - БР; 4 - ВВЭР за рубежом; 5 - БР за рубежом
Рис. 2. Установленные мощности АЭС (вероятный масштаб развития)
новых блоков и дальнейшей постоянной подпитки в последующих перегрузках;
- потреблением свежего ИК-топлива БР на основе обогащенного урана для пуска новых блоков и их начальной подпитки до замыкания собственного ЯТЦ;
- использованием продуктов переработки ОЯТ ТР для получения плутоний-содер-жащего стартового топлива БР (смешанное нитридное уран-плутониевое - СНУП-топливо из «стороннего» плутония);
- использованием плутония из ОЯТ ВВЭР с получением МОКС (смешанного оксидного) топлива для добавления к основному ИОХ-топливу ВВЭР с частичным замыканием их собственного ЯТЦ (без дальнейшего рециклирования в ВВЭР);
- использованием (при замыкании собственного ЯТЦ) регенерированного СНУП-топлива БР с коэффициентом воспроизводства —1,05 при неограниченном рециклировании;
- использованием регенерата урана из ОЯТ ТР (приоритетно наряду с отвальным ураном) в качестве сырьевой добавки при изготовлении СНУП-топлива БР, а также для дообогащения при производстве уранового топлива БР и ВВЭР . Переработка ОЯТ ТР. Влияние перечисленных факторов зависит, помимо роста генерирующих мощностей, от выбора времени начала массовой переработки накопленного ОЯТ ТР с ожидаемым вводом завода РТ-2 (вместо либо в дополнение к действующему РТ-1 с относительно небольшой мощностью ~100 т/год). В качестве примера на рис. 3 представлены данные, относящиеся, в рамках оптимистического масштаба развития, к накоплению и переработке ОЯТ ВВЭР при наиболее раннем (2030 г.) и наиболее позднем (2060 г.) сроке ввода РТ-2. Переработка ОЯТ РБМК, имеющего пониженную по сравнению с ВВЭР концентрацию плутония (~0,5%), рассматривается как дополнительная опция с возможной реализацией во второй половине века.
Сдвиг срока ввода РТ-2 (первая очередь мощностью 800 т/год) на 30 лет приводит к увеличению максимума накопления ОЯТ ВВЭР (с учетом возврата от экспортированных АЭС) в три раза - с 10 до 30 тыс. т, что потребует в районе 2040 г. ввода дополнительного хранилища, равного по объему существующему в 15000 т, а также увеличения во второй половине века ско-
рости переработки. При этом окончание утилизации накопленного ОЯТ отодвигается на 15 лет. Однако перечисленные негативные последствия следует оценивать в совокупности с положительными эффектами, которые обсуждаются ниже.
Динамика и структура топливопотребления
ЯЭ в целом при замыкании ЯТЦ зависят как от выхода продуктов переработки накопленного ОЯТ ТР, так и от изменения структуры генерирующих мощностей АЭС. Влияние последнего фактора иллюстрируется рис. 4, где показаны полный объем топливопотребления АЭС России с его составляющими, а также поставки топлива для экспортируемых АЭС (но без учета регенерированного топлива экспортированных БР, производимого в пристанционном ЯТЦ).
Сразу следует обратить внимание, что общий объем топливопотребления к концу века оказывается примерно равным современному, хотя суммарная мощность АЭС в приведенном примере оптимистического масштаба развития возрастает в 4 раза (см. рис. 1). Это объясняется отчасти предполагаемым замедлением темпов наращивания мощностей АЭС (с соответствующим уменьшением затрат топлива на первые загрузки вводимых блоков) по завершении развертывания крупномасштабной ЯЭ, но главным фактором здесь является переход ЯЭ на НТП с доминированием БР, которые потребляют меньше топлива благодаря повышенной сред-
а) ввод РТ-2 в 2030 г.; б) ввод РТ-2 в 2060 г.;
1 - накопленный запас от российских АЭС, т; 2 - накопленный запас от экспортных АЭС, т; 3 - приток от российских АЭС, т/год; 4 - приток от экспортных АЭС, т/год; 5 - переработка, т/год;
6 - емкость хранилища, т
Рис. 3. Накопление и переработка ОЯТ ВВЭР (оптимистичный масштаб развития)
а) ввод ВВЭР до 2040 г.; б) ввод ВВЭР до 2060 г.;
1 - ИОХ-топливо РБМК; 2 - ИОХ-топливо ВВЭР в России; 3 - ИОХ-топливо ВВЭР на экспорт; 4 - СНУП-топливо БР из «стороннего» плутония в России; 5 - регенерированное СНУП-топливо БР в России; 6 - ИК-топливо БР на экспорт; 7 - ИК-топливо БР в России
Рис. 4. Потребление топлива АЭС (оптимистичный масштаб развития)
ней глубине выгорания (до 12% против —6% для ВВЭР), а с учетом экспорта топлива дают также значительную экономию его поставок для БР за рубежом, которые при замыкании их ЯТЦ становятся самодостаточными (требуют подпитки только из практически неограниченных ресурсов отвального урана). Эффект от структурной перестройки ЯЭ при продлении ввода ВВЭР (рис. 4б) снижается, а общий уровень топливо-потребления возрастает (ср. с рис. 4а). При этом увеличенная доля ВВЭР в структуре генерирующих мощностей обусловливает производство большего количества ОЯТ (содержащего —1% плутония), переработка которого увеличивает топливный ресурс «стороннего» плутония для БР. Это видно из рис. 4б, где урановое топливо БР идет только на экспорт, поскольку необходимость его использования на российских АЭС не возникает. Но следует отметить, что экономически для системы в целом такой ресурс мало эффективен: для получения 1 т топлива БР, содержащего 13-15% плутония, необходимо переработать до 15 т ОЯТ ВВЭР, тогда как переработка —1 т собственного ОЯТ равновесного топлива БР с заменой удаляемых продуктов деления сырьевой подпиткой в виде отвального или регенерированного (из ОЯТ ВВЭР) урана тоже дает 1 т регенерированного топлива БР.
Опция МОКС-топлива. Наряду с продлением ввода ВВЭР рассмотрен также сценарий с расширением их топливного ресурса в соответствии с известной концепцией использования МОКС-топлива, обсуждаемой, например, в недавно опубликованной книге [6].
Следуя указанному источнику, в этом сценарии имеющиеся запасы плутония направляются на изготовление МОКС-топлива ВВЭР, «вторичный» плутоний из МОКС ОЯТ (непригодный для рециклирования в ВВЭР) передается на производство топлива БР, а «улучшенный» плутоний из ОЯТ БР используется для нового МОКС-топлива ВВЭР. Сравнительная динамика и структура топливопотребления в сценариях без и с использованием МОКС-топлива ВВЭР показаны на рис. 5.
При использовании МОКС-топлива потребление топлива ВВЭР несколько возрастает из-за ограничения глубины выгорания, связанного с деградацией изотопного состава при рециклировании (принято 50 ГВт.сут/т против 60 ГВт.сут/т для ИОХ). Для БР переход на использование плутония из ОЯТ МОКС ВВЭР вместо ОЯТ ИОХ сокращает ресурс плутония из-за ухудшения его качества после облучения в ВВЭР - концентрация плутония в первой загрузке требуется на 22% больше [8]. Компенса-
а) без МОКС-топлива; б) с МОКС-топливом;
1 - ИОХ-топливо РБМК; 2 - ИОХ-топливо ВВЭР в России; 3 - ИОХ-топливо ВВЭР на экспорт; 4 - МОКС-топливо ВВЭР в России; 5 - СНУП-топливо БР из «стороннего» плутония в России; 6 - регенерированное СНУП-топливо БР в России; 7 - ИМ-топливо БР на экспорт;
8 - ИМ-топливо БР в России Рис. 5. Потребление топлива АЭС без и с МОКС-топливом ВВЭР (оптимистичный масштаб развития, ввод ВВЭР до 2050 г.)
ция этого эффекта достигается увеличением потребления замыкающего уранового топлива (ср. рис. 5а и 5б), что сказывается на общем балансе потребления природного урана. Таким образом, известная точка зрения насчет экономии урана при использовании МОКС-топлива ВВЭР имеет смысл лишь в рамках однокомпонентной ЯЭ на ТР, тогда как в переходном процессе на НТП с БР эта опция дает очевидный негативный эффект. Здесь стоит заметить, что это утверждение справедливо и в отношении концепции экономии урана с использованием РЕМИКС-топлива ВВЭР, которое в данном исследовании непосредственно не рассматривалось. Суть решения, как следует из приведенных примеров, состоит в том, что все имеющиеся топливные ресурсы выгоднее использовать в БР нежели в ТР. Это положение наглядно демонстрируется при сравнении ключевых интегральных показателей всех рассмотренных сценариев.
Интегральное потребление урана. По внутреннему потреблению урана в России (рис. 6) наименее экономными, с интегральным потреблением 630-650 кт, оказываются сценарии с продлением ввода ВВЭР до 2050-60 гг. и с использованием МОКС-топлива. Прекращение ввода ВВЭР после 2040 г. и пуск РТ-2 в это же время с отказом от использования МОКС-топлива ВВЭР (сценарий 2) позволяют снизить интегральное потребление до 470 кт.
Наибольшую экономию потребления урана в рамках оптимистичного масштаба развития обеспечивает сценарий 7 с предполагаемым вводом в 2060 г. переработки ОЯТ РБМК (через 10 лет после пуска РТ-2 для переработки ОЯТ ВВЭР), интеграл потребления снижается до 400 кт. Механизм экономии (при неизменном потреблении урана в ВВЭР) состоит в том, что переработка ОЯТ РБМК дает дополнительный ресурс плутония для топлива БР, которые во второй половине века используют некоторое количество замыкающего уранового топлива. Сокращение этого потребления и дает экономию. Если переработку ОЯТ РБМК сдвинуть на более поздний срок - 2080 г., как в сценарии 8, то экономия будет меньше, интеграл потребления возрастает до 460 кт.
При вероятном масштабе развития ЯЭ с разумно ранним прекращении ввода ВВЭР (сценарий 9) запасы урана сберегаются наиболее эффективно. Однако продление ввода ВВЭР до 2060 г. (сценарий 10) приводит к существенным потерям национального энергоресурса - интеграл потребления возрастает до 500 кт, что хуже указанного выше для сценария 2, то есть ЯЭ масштаба 70 ГВт с помощью ВВЭР к концу века может «съесть» урана больше, чем ЯЭ масштаба 120 ГВт.
Интегральное внутреннее потребление урана в России по мере перехода ЯЭ на НТП прибли-
1 - интегральное потребление с учетом экспорта ядерного топлива; 2 - в том числе для России; 3 - ограничение по национальным запасам (включая зарубежные активы)
Рис. 6. Интегральное потребление урана до конца века
жается в конце века к насыщению, тем самым успешно решается проблема ресурсов для национальной ЯЭ. Однако в то же время потребность в уране с учетом предполагаемого экспорта топлива ВВЭР и БР, показанная на рис. 6, выходит за пределы национальных запасов, достигая 800 кт, а в ряде сценариев приближаясь к 1 млн т, и продолжает расти. Это требует, очевидно, особого рассмотрения в плане политики использования национальных ресурсов.
Интегральные затраты. На рис. 7 представлено сравнение различных сценариев по интегральным затратам на развитие системы ЯЭ до конца века, отнесенным к достигаемой в каж-
дом сценарии мощности генерации на НТП, что отражает суть целевого назначения этих затрат.
Из этого рисунка видна прежде всего неэффективность продления ввода ВВЭР как при оптимистичном масштабе развитии ЯЭ (сценарий 5), так и особенно при вероятном (сценарий 10). Неэффективен и сценарий 6 с внедрением МОКС-топлива ВВЭР. С другой стороны, реализация во второй половине века переработки накопленного ОЯТ РБМК (сценарии 7, 8) может способствовать (благодаря экономии урана, см. рис. 6) некоторому снижению относительных затрат на развитие НТП.
ю
15
20 25
млрд долл./ГВт
30
Рис. 7. Относительные затраты на НТП ЯЭ России
1. Оптимистичный масштаб развития, ВВЭР до 2040, РТ-2 2030
2. ВВЭР до 2040, РТ-2 2040
3. ВВЭР до 2040, РТ-2 2050
4. ВВЭР до 2040, РТ-2 2060
5. ВВЭР до 2060, РТ-2 2050 6 ВВЭР(+МОКС) до 2050, РТ-2 2050
7. ВВЭР до 2040, РТ-2 2050 + РБМК 2060
8. ВВЭР до 2040. РТ-2 2050 + РБМК 2080
9. Вероятный масштаб развития, ВВЭР до 2035. РТ2-2050
10. ВВЭР до 2060, РТ2-2050
уччччччччччччч^ 4 7? ^ччччччччч^з
Чччччччччччч4^ 4 67 кччччччччччч^
чЧЧЧЧЧЧЧЧЧЧЧЧУ 4^^чччччччч^^я
ччччччччччччч1д71 ^ччччччччч^
3.5
4.0 4.5
ц/кВтч
5.0
Рис. 8. Общесистемный тариф безубыточности (SLCOE)
В целом с точки зрения эффективности затрат очевидна предпочтительность оптмистич-ного масштаба развития.
Общесистемный тариф безубыточности
Общесистемный тариф безубыточности (SLCOE - рис. 8) в данном исследовании, при заданном одинаковом для всех сценариев росте генерирующих мощностей (в рамках каждого из двух предполагаемых масштабов развития), является одновременно и формой выражения приведенных затрат на развитие системы ЯЭ.
По критерию достижения минимальной SLCOE сценарии 5 и 6 с продлением ввода ВВЭР и использованием в них МОКС-топлива выглядят наихудшим образом. В отношении срока пуска завода РТ-2 для массовой переработки ОЯТ ВВЭР можно отметить, что выбор 2030 г. по сценарию 1 (или даже более раннего срока в районе 2025 г., как предполагается в [6]) не является необходимым, минимум SLCOE приходится на 2040 г. (сценарий 2).
Следует указать также, что снижение SLCOE в сценариях 9 и 10, относящихся к вероятному масштабу развития, по отношению к аналогичным сценариям 3 и 5 оптимистичного масштаба развития отнюдь не свидетельствует об оптимальности первых. Указанные пары сценариев относятся к решению задач разного масштаба в части удовлетворения потребностей страны в электроэнегии, и каждая из них имеет свою «цену», которая может быть минимизирована
в своих рамках. Развитие по оптимистичному варианту дает значительно больший вклад ЯЭ в общий топливный баланс страны, но требует больших инвестиций, эффект от которых должен оцениваться при анализе более широкой энергетической системы страны, вмещающей ЯЭ.
Заключение
На основе сценарных системных исследований развития ЯЭ России (с учетом экспорта на уровне 30-50% от внутренних мощностей) показано преимущество скорейшего перехода на НТП с доминированием БР естественной безопасности и ЗЯТЦ (проект «Прорыв»), исходя из критериев: общей безопасности системы ЯЭ (полнота перехода на НТП с полной переработкой ОЯТ и минимизацией радиоактивных отходов);
энергобезопасности (самодостаточность в пределах располагаемых национальных ресурсов);
минимизации абсолютных затрат на единицу мощностей НТП; минимизации общесистемного тарифа безубыточности (SLCOE).
При условии подтверждения работоспособности и ожидаемых характеристик головных блоков БР-1200 на рубеже 2030 г. целесообразно прекратить ввод ВВЭР к 2040 году. Топливный баланс замкнутого ЯТЦ следует ориентировать на поступление продуктов массовой переработки ОЯТ ВВЭР не ранее 2040 года.
Концепцию использования МОКС-топлива в реакторах ВВЭР с передачей плутония из ОЯТ МОКС для получения топлива БР необходимо признать неэффективной; выигрыши от использования МОКС- и РЕМИКС-технологий, дающие до 30% экономии урана в однокомпонентной ЯЭ на ТР, в двухкомпонентной ЯЭ с БР теряют
свое значение, а главным фактором становится быстрейшая замена ТР на БР с полным замыканием ЯТЦ. До начала экспорта технологий БР и ЗЯТЦ должна быть определена политика использования национальных ресурсов урана с учетом их ограниченности.
ЛИТЕРАТУРА
1. Стратегия развития атомной энергетики России в первой половине XXI века. Основные положения. М.: Минатом России, 2000. Одобрена Правительством РФ 25.05.2000 г.
2. Аналитическая записка «Крупномасштабная двухкомпонентная ядерная энергетика с замкнутым ЯТЦ на базе реакторов на быстрых нейтронах». М.: ГК «Росатом», Проектное направление ««Прорыв», 2017.
3. Толстоухов Д.А. Конкурентоспособность быстрых реакторов с ЗЯТЦ. Научно-практическая конференция ««Проектное направление ««ПРОРЫВ». Результаты реализации новой технологической платформы», 2015.
4. С.Б. Рыжов, В.А. Мохов, И.Н. Васильчен-ко. Конструкция активных зон новых ВВЭР и опыт эксплуатации ближайших прототипов. В материалах конференции ««Обеспечение без-
опасности АЭС с ВВЭР», ОАО ОКБ «ГИДРОПРЕСС», 17-20 мая 2011.
5. Технико-экономические исследования эффективности РЕМИКС-технологии в ядерно-энергетической системе с замкнутым топливным циклом. Госрегистрация № 4178. СПб, АО «АТОМПРОЕКТ» ГК «Росатом», 2014.
6. Двухкомпонентная ядерная энергетическая система с тепловыми и быстрыми реакторами в замкнутом ядерном топливном цикле / под ред. Н.Н. Пономарева-Степного, М.: Техносфера, 2016.
7. Прогноз развития энергетики мира и России 2016. М.: ИНЭИ РАН, Аналитический центр при Правительстве РФ. 2016.
8. В.И. Рачков. Формирование двухкомпо-нентной ЯЭ в рамках стратегии развития ЯЭ России. Доклад на совместном заседании НТС-1 и НТС-8 ГК «Росатом», Москва, 23.03.2017.
Поступила в редакцию 22.05.2017 г.
E.V. Muravyev2
THE CONCEPT OF TWO-COMPONENT NUCLEAR POWER INDUSTRY IN RUSSIA AS PART OF THE DEVELOPMENT STRATEGY
A system research was conducted in order to determine an economically optimal scenario for implementation of a new technology platform for the nuclear power industry based on the Proryv (Breakthrough) Project developments taking into account the interaction of fuel cycles of thermal and fast reactors when getting onto the deployment of a large-scale nuclear power industry with inherent safety. The paper provides recommendations on the choice of economically optimal solutions for implementation of the Proryv Project technologies.
Key words: nuclear power industry development, system modeling, closure of nuclear fuel cycle, fast reactors, SNF, SNF reprocessing, fast reactor fuel.
2 Evgeny V. Muravyev - Head of Department at the Innovation and Technology Center for the Proryv Project of the State Atomic Energy Corporation Rosatom, Doctor of Engineering, e-mail: meb@proryv2020.ru
