CC BY
387
УДК 621.311:69
Б.К. Пергаменщик
ФГБОУ ВПО «МГСУ»
ПРОБЛЕМЫ И ПЕРСПЕКТИВЫ СТРОИТЕЛЬСТВА АЭС
В мире функционирует 437 энергоблоков мощностью более 373 ГВт. Факторы, способствующие сооружению АЭС: ограниченные запасы органического топлива, отсутствие загрязняющих выбросов в атмосферу, в т.ч. углекислого газа. Сдерживающие факторы: опасность аварий, радиоактивные отходы, отработанное топливо, высокая стоимость и продолжительность строительства. Успешность современных конкурирующих проектов (EPR-1600, AP1000, ABWR, ВВЭР-ТОИ и др.) в значительной степени определяется строительно-технологическими решениями. Основные направления совершенствования: внешнее листовое армирование, крупноблочный монтаж, комплектно-блочное изготовление и монтаж оборудования и др. Один из важнейших факторов — подготовка высококвалифицированных кадров инженеров-строителей.
Ключевые слова: сдерживающие факторы, безопасность, проекты АЭС, продолжительность строительства, строительная технологичность, атомная электростанция, энергоблок.
В 2014 г. атомной энергетике исполняется 60 лет. 27 июня 1954 г. в Обнинске, в 105 км от Москвы, была введена в эксплуатацию первая в мире атомная станция электрической мощностью 5 МВт. Великобритания ввела свой первый энергоблок мощностью 50 МВт на АЭС Calder Hall 1 в 1956 г., Франция — 40 МВт на АЭС Marcoule, а США только в 1960 г. — блок 265 МВт на АЭС Dresden 1.
Сегодня в мире мощность 437 энергоблоков (эб) АЭС составляет почти 373300 МВт (РИА Новости 17.01.2014): в США — 104 эб мощностью 102 тыс. МВт, во Франции — 58 и 63,1; в Японии — 51 и 46,6; России — 33 и 25,2; Южной Корее — 23 и 20,8; Украине — 15 и 13,8 соответственно [1].
По доле АЭС в общем производстве электроэнергии первенство уже много лет принадлежит Франции — 78 %, далее Бельгия и Словакия — по 54 %, Украина — 48 %, затем по 40.. .42 % Швеция, Швейцария, Венгрия, в Южной Корее — 34,6 %, в США — 19,2 %. В России в 2012 г. на АЭС произведено 177,3 млрд кВтч, что составляет более 17 % от всей выработанной электроэнергии, менее 16 % на гидроэлектростанциях, остальное на тепловых.
Относительный застой в атомном энергетическом строительстве, характерный для последнего десятилетия прошлого века, сменился своего рода ренессансом. Сегодня в стадии строительства в мире находятся 72 эб общей мощностью почти 70 тыс. МВт, в т.ч. в Китае — 28, России — 8, Индии — 6, Южной Корее — 5, по одному-два энергоблока в США, Франции, Финляндии, Болгарии, Словакии, Пакистане, Саудовской Аравии и ряде других стран. Многие страны, которые до сих пор не имели АЭС, заявили о намерении их строить. Можно упомянуть Турцию, Египет, Марокко, Нигерию, Чили, Бангладеш, Индонезию, Вьетнам, Таиланд, Австралию, Малайзию.
По мнению большинства аналитиков в ближайшие десятилетия альтернативы атомной энергетики нет. По данным МАГАТЭ1 к 2030 г. мощность АЭС в мире возрастет не менее чем на 17 %, по максимальной оценке на 94 %.
Последнее десятилетие атомная энергетика возрождается и в нашей стране. В сентябре 2012 г. введен в эксплуатацию эб № 4 мощностью 1000 МВт на Тверской (Калининской) АЭС, в 2009 г. такой же энергоблок на Ростовской АЭС, где в ближайшие годы будет закончено сооружение еще двух блоков. В разгаре строительство по новым проектам Нововоронежской АЭС и Ленинградской АЭС. Строится АЭС с реактором на быстрых нейтронах БН-800 на Урале. Рассматривается сооружение электростанций на площадках Курской и Смоленской АЭС взамен завершающих свой жизненный цикл блоков с реакторами РБМК.
Значительные работы по Российским проектам ведутся за рубежом. Построена и несколько лет успешно эксплуатируется АЭС Tianwan в Китае с двумя эб по 1060 МВт. Следует заметить, что это первая в мире АЭС, отвечающая самым последним требованиям по безопасности. Сегодня станция расширяется строительством еще двух блоков: первый бетон в фундамент блока № 3 уложен в декабре 2012 г., а в фундамент блока № 4 — в октябре 2013. Близко к завершению сооружение двух энергоблоков на АЭС Kudankulam в Индии. Физпуск первого из них состоялся летом 2013 г., второй будет готов в 2014 г. Начаты подготовительные работы на АЭС Akkuyu в Турции. Намечается строительство станции во Вьетнаме — АЭС Ninh Thuan с двумя эб по 1200 МВт. В июле 2012 г. заключен контракт на строительство АЭС в Белоруссии с пуском первого блока в ноябре 2018 г.
В октябре 2013 г. начались работы в Бангладеш на АЭС Ruppur. Российско-чешский консорциум с проектом ВВЭР-1200 участвует в тендере на строительство АЭС Temelin в Чехии. 14 января 2014 г. подписано соглашение о строительстве двух энергоблоков в Венгрии, на АЭС Пакш. Задействован российский проект и в тендере в Иордании. Ведутся переговоры с Финляндией, где намечается строительство АЭС Hanhikivi.
Один из пионеров атомной энергетики — Великобритания — тоже проявляет интерес к российским проектам. Намечается к 2015 г. пройти лицензирование и получить сертификат на проект АЭС с нашей реакторной установкой.
В странах Западной Европы по-разному относятся к атомной энергетике. В свое время, в 1970-е гг. строительству АЭС в Европе, как и во всем мире, способствовало резкое увеличение цен на нефть. Интенсивное сооружение атомных станций началось в США, Великобритании, Канаде, Германии и других странах. Крупномасштабная программа при участии государства была разработана во Франции. Здесь последовательно совершенствовались и сооружались серии АЭС с реакторами типа PWR. Было построено 18 однотипных эб по 900 МВт серии СР1, затем 10 по 900 МВт серии СР2, далее 8 по 1300 МВТ серии Р4, 12 такой же мощности серии Р'4, а в конце 90-х гг. XX — нач. XXI вв. серии № 4 — 1400 МВт.
Сегодня Франция — один из лидеров в области атомного энергетического строительства. Синдром «Чернобыля», охвативший страны Западной Европы
1 Nuclear.Ru. Режим доступа: http://nuclear.ru. Дата обращения: 18.09.2013.
после 1986 г., практически ее не коснулся. В период с 1987 по 1997 гг. в стране введено в эксплуатацию 15 атомных энергоблоков. Бедная энергетическими ресурсами страна обеспечила электроэнергией не только себя, значительная ее часть экспортируется соседям.
Работы в этой области не прекращаются. Французская AREVA разработала проект крупнейшей в мире АЭС с реактором мощностью 1630 МВт. Первые энергоблоки близки к завершению на площадках в Финляндии — АЭС Olkiluoto-3 и самой Франции — АЭС Flamanville-3.
Великобритания, которая уже давно ничего не строила, лишь завершила в 1995 г. один блок 1188 МВт на АЭС Sizewell, объявила о возобновлении интереса к атомной энергетике. Первой, по-видимому, будет станция с двумя французскими реакторами EPR-1600 — расширение АЭС Hinkley Point.
В США после 1986 г. не начиналось нового строительства. Последний блок на АЭС Watts Bar 1 был введен в эксплуатацию в 1996 г. Сегодня по проекту АР1000 фирмы Westinghouse сооружаются эб в США — АЭС Vogtle, АЭС V.C.Sammer и в Китае — АЭС Sanmen.
При этом Германия объявила о завершении атомной эпохи. Последний эб планируется вывести из эксплуатации в 2020 г. Разрабатываются программы поэтапной замены АЭС на возобновляемые источники энергии — ветроэнергетические и солнечные установки, на тепловые электростанции с парогазовыми установками и с высокоэффективными паросиловыми на твердом топливе.
В Бельгии предполагается остановить последнюю станцию в 2025 г. Швейцария, построившая первый реактор еще в 1957 г., а сегодня эксплуатирующая 5 энергоблоков, при доле АЭС в производстве электроэнергии 41 %, собирается поэтапно отказываться от этого источника. Последняя АЭС Leibstadt мощностью 1030 МВт после 50 лет эксплуатации должна быть остановлена в 2034 г.
Италия после Чернобыля отказалась от атомной энергетики. К 1990 г. были остановлены все АЭС. В Швеции, которая пострадала от радиоактивных осадков Чернобыля, на основе референдума было объявлено о постепенном закрытии АЭС. Однако сегодня это решение пересматривается. После Фукусимы была прекращена эксплуатация всех АЭС в Японии. Тайвань пересматривает свое отношение к атомной энергетике. Что же способствует, а что сдерживает развитие атомной энергетики?
Факторы, способствующие развитию атомной энергетики
1. Ограниченность запасов органического топлива. Прогнозы по запасам весьма неопределенны и меняются каждые несколько лет. По данным BP Statistical Review of Energy 2003 г. при существующем уровне добычи разведанных запасов нефти хватит на 41 год, газа — на 61 год. По исследованиям Всемирного энергетического совета, нефти в мире осталось на 56 лет2, запасов угля, по некоторым оценкам, примерно на 140 лет.
2. Неравномерность распределения запасов органического топлива по континентам и странам. Развитие атомной энергетики в Великобритании, Франции
2 Исследование: нефть в России может закончиться уже через 15 лет // Russia Today. Экономика. Режим доступа: http://russian.rt.com/article/16949. Дата обращения: 13.10.2013.
и ряде других стран в свое время было связано в значительной степени с отсутствием или высокой стоимостью добычи органического топлива.
3. Стремление ряда стран со значительным объемом импортируемых углеводородов обеспечить надежность энергоснабжения в случае форс-мажорных обстоятельств.
4. Минимальные выбросы парниковых газов при работе АЭС. Средние в мире удельные выбросы углекислого газа пылеугольными блоками тепловых электростанций (ТЭС), доля которых в производстве электроэнергии составляет 41 %, — 1100 г/кВтч. В США, где на пылеугольных ТЭС производится около 40 % всей электроэнергии, плата за выбросы углекислого газа — 30... ...60 долл./т. Снижение выбросов и соответствующей платы приводит к росту капиталовложений и текущих затрат. Отмечается, что при росте капитальных затрат сверх 2500 долл./кВт для паросиловых ТЭС на угле и 1000 долл./кВт — для парогазовых (ПГУ) энергокомпаниям будет невыгодно инвестировать в строительство таких станций. Затраты на сооружение ТЭС с ПГУ при наличии установок для газификации угля и систем связывания углекислого газа увеличиваются более чем на 35 %, КПД снижается до 34 % [2, 3].
5. Все более жесткие ограничения к выбросам загрязняющих веществ. Работа ТЭС сопровождается выбросами оксидов серы, азота, летучей золы, парниковых газов. Возрастает стоимость отчуждаемой под золоотвалы территории. Расходы на мероприятия по ограничению влияния ТЭС на окружающую среду сегодня достигает 40 % от стоимости станции.
6. Проблемы, связанные с использованием возобновляемых источников, в частности ветроэнергетических установок (ВЭУ). ВЭУ, по мнению ряда специалистов, должны заменить АЭС. Одна из наиболее серьезных проблем — необходимость создания резервной мощности. При высокой доле ветроэнергетики в балансе мощность традиционных источников: ТЭС и АЭС — должна быть достаточно велика, с соответствующими капиталовложениями и текущими расходами.
Факторы, сдерживающие развитие атомной энергетики
1. Противодействие населения, «зеленой» оппозиции, вызванное, главным образом, страхом перед последствиями тяжелых аварий. Первая крупная авария наивысшего 7 уровня по классификации МАГАТЭ произошла 28 марта 1979 г. на АЭС Three Mile Island в США. Схема АЭС двухконтурная, реактор корпусной типа PWR (ВВЭР) тепловой мощностью 2772 МВт, электрической — 905 МВт. Причины аварии (не вдаваясь в детали) — отказ техники и ошибки персонала. В результате произошло частичное оплавление тепловыделяющих сборок с ядерным топливом и выброс в окружающую среду через систему вентиляции значительной активности, хотя целостность реактора и первого контура не были нарушены. Существовала опасность взрыва корпуса реактора из-за появления водорода.
Активность радионуклидов, выброшенных в атмосферу, в основном радиоактивных благородных газов, составила по разным оценкам от 2,5 до 13 млн кюри. Была рекомендация беременным женщинам и детям покинуть восьмикилометровую зону. Средняя эквивалентная доза радиации для людей, живущих в 16-километровой, зоне составила 80 мкЗв. Это относительно немного,
если учесть, что для персонала категории А максимально допустимая годовая доза в 250 раз больше. Только в 1984 г. удалена крышка корпуса реактора. К 1990 г. завершено удаление топлива. В августе 1993 г. завершена переработка 8,5 млн л радиоактивной воды. Устранение последствий аварии оценивалось в 975 млн долл. Несоизмеримо большая сумма была затрачена на технологические и строительные решения по совершенствованию систем безопасности на всех АЭС в США и в мире [4].
26 апреля 1986 г. произошла авария на четвертом энергоблоке Чернобыльской АЭС. Схема АЭС одноконтурная. Реактор водографитовый, канальный тепловой мощностью 3200 МВт, электрической — 1000 МВт. Причина аварии — грубое нарушение персоналом технического регламента эксплуатации при исследовании возможности получения электроэнергии от генератора в режиме «выбега», а также, по мнению некоторых специалистов, недостатки конструкции реактора. В результате аварии с взрывом был разрушен реактор, а также покрытие и ограждение (в верхней части) реакторного здания. Значительная часть графита, топлива, фрагментов активной зоны были выброшены за пределы здания. Газообразные радиоактивные продукты, аэрозоли оказались в атмосфере. В окружающую среду поступило около 1 МКи (3,7-1016 Бк) наиболее долгоживущего изотопа цезия-137 с периодом полураспада более 30 лет. Радиоактивными осадками были загрязнены большие участки территории в Белоруссии, в Брянской, Калужской областях РФ. Пострадала Швеция и другие страны.
Число летальных исходов после лучевой болезни 3 и 4-й степеней тяжести (более 4,2 Зв или 420 рентген) — 26. Средняя эквивалентная доза 530 тыс. человек участников ликвидации аварии — 171 мЗв, 98000 тыс. чел. в Белоруссии, Украине, России — 1,3 мЗв, 500 млн жителей отдаленных стран — 0,3 мЗв [5, 6]. Вокруг АЭС была создана 30-километровая зона. По некоторым оценкам материальный ущерб составил 200 млрд долл.
11 марта 2011 г. произошла еще одна авария 7-го максимального уровня на АЭС Fukushima Daiichi. В составе АЭС 4 энергоблока с корпусными кипящими реакторами (BWR). Один электрической мощностью 460 и три по 784 МВт. Схемы АЭС одноконтурные. В момент аварии три энергоблока работали, один находился в плановом ремонте, но выгруженные кассеты с топливом охлаждались в бассейне. Причина аварии — землетрясение и последующее цунами, волны которого вывели из строя дизель-генераторы — источники аварийного электроснабжения. Топливные сборки в реакторе и бассейне выдержки остались без охлаждения, они оплавились. Имели место взрывы водорода, который образовался при взаимодействии циркония (оболочка тепловыделяющего элемента) с парами воды. Были разрушены здания реакторов трех энергоблоков.
Авария стала возможна из-за просчетов при проектировании, недооценки экстремальных природных воздействий. Здания дизель-генераторов были расположены слишком близко к береговой линии, а высота волн цунами оказалась значительно выше расчетной. В докладе эксплуатирующей компании ТЕРКО отмечалась растерянность, недостаточная подготовка персонала. Кроме того, отсутствовал план мероприятий, учитывающий указанное исходное событие аварии.
В окружающую среду было выброшено почти 2-1017 Бк активности. После аварии из 20-километровой зоны по некоторым данным эвакуировано 80000 чел. Облучение персонала, рабочих относительно невелико: из обследованных 18846 чел. дозу более 100 мЗв получили только 171 человек при предельной годовой дозе для лиц категории А 20 мЗв [7—10].
Итак, в течение 32 лет произошли 3 аварии 7-го уровня на АЭС с различными технологическими схемами и реакторами принципиально разных типов. Несколько лет назад специалисты Массачусетского технологического института (США) прогнозировали в период 2005—2055 г., с учетом ожидаемого роста ядерной энергетики, 5 серьезных аварии максимального 7 уровня.
Необходимо отметить, что при нормальном функционировании АЭС создаваемый ею в приземном слое атмосферы радиационный фон значительно меньше естественного. У некоторых тепловых электростанций, работающих на твердом топливе, выбросы радионуклидов в атмосферу на единицу вырабатываемой электроэнергии гораздо выше, чем на АЭС.
2. Ограниченность запасов урана. Ядерно-топливной базой практически всех современных энергетических реакторов, которые работают на тепловых нейтронах, является изотоп — уран-235. Содержание его в металлическом уране всего 0,7 %, а в топливе реактора — не более 4,5 %. Остальное — уран-238. Следует заметить, что одновременно с делением ядер урана-235 имеет место процесс воспроизводства ядерного топлива. Ядра урана-238 захватывают нейтроны с образованием плутония-239. Этот процесс в свое время использовался для наработки плутония с последующим изготовлением атомной бомбы. В реакторах на тепловых нейтронах на каждый 1 кг «сгоревшего» урана-235 образуется около 0,7 кг плутония. В реакторах же на быстрых нейтронах наработка плутония составляет не менее 1,3 кг. Таким образом, появляется возможность переработать «балластный» уран-238 в хорошее ядерное топливо. В нашей стране работает крупнейшая в мире АЭС с реактором БН-600, завершается строительство еще более крупной АЭС с БН-800, ведутся разработки проекта БН-1200. По некоторым данным, установленных запасов урана-235 хватит примерно на 85 лет, но при использовании реакторов на быстрых нейтронах с замкнутым циклом АЭС будут обеспечены ядерным топливом на 5.. .6 тыс. лет [11].
Аргументация противников этого направления:
стоимость, эксплуатационные расходы БН заметно выше, чем тепловых реакторов; технология дорогостоящая и сложная;
в мире реакторов БН — единицы. Французский Fenix электрической мощностью 250 МВт окончательно остановлен в 2009 г. после малоэффективной работы в течение 35 лет при многочисленных сбоях и утечках теплоносителя — натрия. Superfenix мощностью 1200 МВт был пущен в 1986 г. и остановлен в 1998 г. при коэффициенте использования мощности всего 7 %;
выделение плутония из отработанного в БН высокоактивного топлива, как и его транспортировка на радиохимические заводы, связано с большими затратами. Кроме того, требуется значительное время и мощности БН, чтобы осуществить замкнутый цикл — наработанный плутоний использовать затем в реакторах на тепловых нейтронах.
3. Проблема отработанного ядерного топлива (ОЯТ). Кампания современного реактора, т.е. время работы на одной загрузке топлива, составляет 3 года. Каждые 3 года из реактора типа ВВЭР-1000 выгружают около 80 т отработанного высокоактивного топлива (из реактора РБМК — почти 200 т), которое некоторое время содержится в бассейнах выдержки рядом с реактором, а затем в хранилищах непосредственно на АЭС или транспортируется на специальные комбинаты для долговременного хранения. Объем переработанного топлива у нас и за рубежом относительно небольшой. Этот процесс сложный, дорогой и, при современных ценах на уран, экономически не выгоден.
По данным Окриджской национальной лаборатории (США) сегодня на территории страны 70 тыс. т отработанного топлива. На его переработку по нынешним технологиям потребуется более 20 лет, но к тому времени накопится еще 40 тыс. т. В нашей стране в 2002 г. в хранилищах на АЭС содержалось более 18 тыс. т ОЯТ и ежегодно около 750 т выгружалось из реакторов. При хранении ОЯТ предусматриваются биологическая защита, охлаждение, вентиляция, а также меры физической защиты. В отличие от золоотвалов, которые со временем рекультивируются, хранилища ОЯТ останутся на столетия и по исчерпании их проектной емкости.
4. Проблема радиоактивных отходов. Работа АЭС сопровождается появлением жидких и твердых радиоактивных отходов. Удельное, на единицу выработанной энергии, количество таких отходов сокращается, совершенствуются технологии по их переработке, однако увеличивается и емкость хранилищ. Такие объекты сооружаются, расширяются на территории АЭС, нуждаются в эксплуатации и после заполнения.
5. Проблема вывода из эксплуатации, демонтажа. С каждым годом в мире увеличивается количество отработавших энергоблоков. У нас в стране это первые два блока Нововоронежской и Белоярской АЭС. Близки к прекращению эксплуатации блоки № 3, 4 Нововоронежской АЭС, блоки № 1, 2 Кольской АЭС, все четыре блока Билибинской АЭС, первые два блока Ленинградской АЭС, блок № 1 Курской. Процесс демонтажа многоэтапный, растянутый во времени, крайне сложный, дорогостоящий. Стоимость, по некоторым оценкам, составляет около 30 % от начальных капиталовложений [12]. В противоположность АЭС демонтаж объектов тепловой электростанции, особенно выполненных в металлическом каркасе, серьезных технических проблем не представляет. Более того, в ряде случаев есть возможность модернизировать ТЭС, установив в существующем здании новые агрегаты.
6. Высокая удельная (на кВт мощности) материалоемкость, стоимость, значительные удельные трудозатраты и продолжительность строительства. Например, удельный расход железобетона на Нововоронежской АЭС-2 (два блока по 1200 МВт) — 325 м3/МВт, арматуры — 66,8 т/МВт, облицовок и закладных — 39 т/МВт, металлоконструкций — 13,5 т/МВт. Аналогичные показатели для паросиловой станции на органическом топливе с крупными энергоблоками существенно ниже, по железобетону — в 6.. .8 раз, по суммарному расходу металла — в 4-5 раз.
Высокие материалоемкость и стоимость АЭС в значительной степени определяются архитектурно-строительными и функционально-технологиче-
скими решениями, которые обеспечивают радиационную и ядерную безопасность. После аварии 1979 г. в США и особенно после Чернобыльской катастрофы требования к безопасности существенно возросли. Их реализация привела к совершенствованию ряда технологических и строительных решений, что продолжается и сегодня, приводя к дальнейшему увеличению объемов работ. Можно выделить следующие новации, ставшие обязательными для современных проектов.
Защитная оболочка. Сегодня это двойная оболочка, причем наружная железобетонная, рассчитанная, в числе прочего, на падение самолета. Еще сравнительно недавно на самолет массой 5, сегодня — 20 т, рассматривается падение «Боинга» массой 400 т. Толщина оболочки для указанных самолетов соответственно 800, 1200 и 1800 мм, расход бетона/арматуры по данным Московского «Атомэнергопроекта» — 4800 м3/820 т, 11100 м3/1950 т, 13000 м3/2300 т. Удельный расход арматуры — более 170 кг/ м3.
Система удержания и охлаждения расплава активной зоны («ловушка»). Ловушка предусмотрена на случай аварии с расплавлением тепловыделяющих сборок с топливом нижней части корпуса реактора и компонуется под реактором. Масса металлоконструкций ловушки, без «наполнения», — 760 т. Ее стоимость на 30 % больше, чем стоимость корпуса реактора и составляет почти 5 % от стоимости всей реакторной установки. Высота ловушки более 8 м, что приводит к увеличению отметки расположения реакторной установки, вспомогательного оборудования, полярного крана и верха защитной оболочки. Возрастают усилия в элементах конструкций, особенно от сейсмических воздействий и, как следствие, расход арматуры. Надо отметить, что есть зарубежные решения без ловушки, когда предусмотрено охлаждение корпуса реактора, не допускающее его расплавления.
Система пассивного отвода тепла от реактора. Эта система, в отличие от активной, обеспечивает охлаждение тепловыделяющих сборок с топливом путем подачи в реактор воды без использования насосов. Вспомним, что расплавление топлива при авариях в США и Японии произошло из-за отсутствия охлаждения. В основе решения большинства пассивных систем — емкости с водой, расположенные выше отметки реактора. До недавнего времени продолжительность функционирования таких систем ограничивалась 8 ч. Затем продолжительность их действия была увеличена до 24 ч. Сегодня — 72 ч. В современных отечественных проектах, в т.ч. реализованных на АЭС в Китае, Индии, в качестве одного из элементов пассивной защиты предусмотрены своего рода «сухие» градирни, компонуемые на наружной защитной оболочке.
Увеличение числа каналов, обеспечивающих надежное энергоснабжение ответственных потребителей. Когда-то таких каналов было два, затем три, сегодня их четыре. В частности, на Нововоронежской АЭС-2 предусмотрена установка 4 дизель-генераторов, мощность каждого из которых достаточна, чтобы обеспечить расхолаживание реактора в аварийных ситуациях (на предыдущих АЭС с энергоблоками ВВЭР-1000 было 3 дизель-генератора).
По некоторым оценкам до 50 % стоимости современных АЭС составляют затраты по обеспечению безопасности, в т.ч. связанные со строительными решениями. В конце 1970-х гг. аналогичные затраты составляли не более 20.30 %.
Проектная стоимость современной АЭС мощностью 1000.. .1500 МВт, как правило, не ниже 3-4 млрд долл., удельная стоимость — 3000.4000 долл./кВт. Аналогичный показатель паросиловой (паротурбинной) ТЭС на угле, с учетом всех мероприятий по экологической безопасности, не превышает 2500 долл./кВт. Последние 10.15 лет в нашей стране и во многих странах за рубежом предпочтение отдается электростанциям с парогазовыми установками. Среди преимуществ электростанций этого типа можно выделить высокий коэффициент полезного действия, который для лучших установок уже 60 % и более. Стоимость же электростанций такого типа относительно не велика. По данным, опубликованным в 2010.2011 г., в т.ч. по отечественным источникам, стоимость ТЭС с ПГУ редко превышает 1000.1200 долл./кВт.
Большая продолжительность строительства — еще один фактор, ухудшающий способность АЭС конкурировать с тепловой энергетикой. Крупные энергоблоки АЭС редко строились менее чем за 50 мес., как правило, больше 60.70. Шаг ввода, при нескольких энергоблоках на площадке, как правило, не менее 1.1,5 лет.
Тепловые электростанции сооружаются гораздо быстрее: энергоблок ПГУ 412 МВт на ТЭЦ Timelkom (Австрия) построен в 2006—2008 г. за 25 мес.; два блока ПГУ по 1200 МВт на ТЭС West County (США) — за 33 мес.; энергоблок ГТУ на ТЭС Panoch мощностью 100 МВт в 2008—2009 г. — за 16 мес. [13]. В СССР в конце 1960-х гг. на Бурштынской ТЭС в течение года было введено в эксплуатацию 5 паросиловых блоков мощностью по 200 МВт. Сегодня, при относительно благоприятных условиях, продолжительность строительства энергоблока ПГУ мощностью 400.450 МВт не превышает 20.24 мес. При нескольких энергоблоках на площадке шаг ввода — 3.4 мес.
Как правило, реальные сроки строительства АЭС заметно превышают плановые, что приводит к росту общих издержек. По оценкам превышение срока строительства на 1 год сопровождается увеличением стоимости на 3.10 %. Наиболее характерный пример — сооружаемые сегодня АЭС проекта EPR-1600. Стоимость АЭС Olkiluoto-3 в Финляндии по контракту 2005 г. с завершением строительства в 2010 г. составила 3 млрд евро, или 1880 евро/кВт (около 2600 долл./кВт). К 2009 г. бюджет проекта вырос до 5 млрд евро (около 4400 долл./кВт) в значительной мере из-за задержек в строительстве. Пуск энергоблока состоится не ранее 2014 г. Полагают, что к окончанию строительства смета будет превышена на 70.100 %. Сооружение аналогичного энергоблока во Франции (АЭС Flamanville-3) было начато в 2007 г. с окончанием в 2012 г. Сметная стоимость к середине 2010 г. увеличилась в 1,5 раза и достигла 5 млрд евро. Пуск энергоблока отложен до 2016 г.
По данным ВНИИАЭС, дисконтированный период окупаемости проекта АЭС при сроке строительства 80 мес. составляет 43,2 года в случае бюджетного финансирования и превышает длительность всего проекта с учетом периода эксплуатации в условиях кредитования [14].
На рынке АЭС сегодня, как никогда, обострилась борьба между конкурирующими фирмами. Можно выделить следующие проекты, реализация которых на некоторых площадках близка к завершению.
EPR 1600 (AREVA, Франция). Самый мощный в мире энергоблок — 1630 МВт, с водо-водяным реактором под давлением. Помимо упомянутых выше площадок в Финляндии и Франции, сооружается АЭС Taishan в Китае, где отставание всего 5 мес.
АР1000 (Westinghouse, США). Водо-водяной реактор под давлением, 1000 МВт. Близок к завершению первый энергоблок в Китае — АЭС Sanmen, в разгаре строительство АЭС Haiyang. Строятся АЭС в США — Vogtle, V.C.Sammer.
ABWR (Toshiba). Усовершенствованный кипящий реактор мощностью 1400 МВт. Несколько энергоблоков построены в Японии и успешно эксплуатируются: АЭС Kashiwazaki-Kariwa блоки 6 и 7, АЭС Hamaoka блок 5.
ESBWR (Hitachi-General Elektric). Реактор повышенной безопасности с естественной циркуляцией, мощностью 1550 МВт. Планируется строительство в Индии и других странах.
APR-1400 (Южная Корея). Водо-водяной реактор под давлением мощностью 1400 МВт. Энергоблоки сооружаются на двух площадках в Южной Корее и в Объединенных Арабских Эмиратах. Разработана усовершенствованная конструкция — EU-APR-1400.
АЭС-2006 (Россия). Водо-водяной реактор под давлением мощностью 1200 МВт. Строятся Нововоронежская АЭС-2, Ленинградская АЭС-2. Проектные разработки частично использованы на построенной и успешно эксплуатируемой АЭС в Китае, а также на АЭС в Индии. Перспективна разработка АЭС ВВЭР-ТОИ мощностью 1255 МВт.
ACR-1000 (Корпорация AECL, Канада). АЭС с тяжеловодным усовершенствованным реактором Candy мощностью до 1200 МВт.
Среди факторов, которые определяют конкурентную способность АЭС, в т.ч. и в отношении тепловой энергетики, необходимо выделить строительно-монтажную технологичность. Именно этот показатель, который в процессе реализации проекта в своем интегральном выражении трансформируется в трудозатраты и продолжительность строительства, часто является определяющим (в настоящей работе не затрагиваются вопросы влияния мощности энергоблока, эффективности поточного строительства многоблочной АЭС на одной площадке и ряд других).
Доля строительно-монтажных работ в объеме капиталовложений АЭС, как правило, не больше 35 %, из которых только половина — материалы. Не вызывает сомнения, что можно пожертвовать таким показателем, как расход (удельный расход) металла, и рядом других, если продолжительность строительства может быть уменьшена.
Заявленные в свое время сроки строительства по ряду перечисленных выше проектов (от даты укладки первого бетона до физического пуска реактора): АР1000 — 36 мес., ABWR — 36 мес., ESBWR — 42 мес. Проектный срок возведения первого энергоблока ВВЭР-ТОИ — 48 мес., последующих — 40. Сокращение сроков связывают с индустриализацией строительства.
Можно выделить следующие решения, которые в той или иной степени используются на АЭС, в основном при возведении здания реактора, его гер-мообъема, который определяет продолжительность строительства всей АЭС.
1. Замена традиционного стержневого армирования железобетонных конструкций на внешнее, листовое с использованием стального листа и в качестве несъемной опалубки. Помимо прочего, появляется возможность использовать автоматическую и полуавтоматическую сварку, создать сверхкрупные монтажные блоки. Такие конструкции, технологии используются в проектах АР1000, частично в проектах Японии и Южной Кореи. Аналогичное решение было разработано «Атомэнергопроектом» в 1970-е гг. и использовалось при возведении АЭС с ВВЭР-1000. Необходимо отметить, что в 2011 г. в Японии на АЭС Ohma с реактором ABWR при возведении фундамента турбоагрегата (16^69 м, высота — 26 м) нашли применение, по-видимому, впервые в мире для такого сооружения конструкции с внешним листовым армированием. Колонны и ригели фундамента сваривались из листовой стали. Предусмотрены ребра жесткости и связи. После объединения элементов на высокопрочных болтах внутреннее пространство заполнялось бетоном. Предварительная сборка осуществлялась на заводе [15].
2. Широкое использование блочного монтажа строительных конструкций. Технология достаточно хорошо известна и заключается в переносе части работ в цеха и на площадки строительно-монтажной базы. Сегодня при сооружении АР1000 используются блоки массой более 800 т. Данная технология широко применялась в свое время и в нашей стране. Масса отдельных строительных блоков на Балаковской АЭС превышала 300 т. Есть информация, что нарушения в поставках приводят к задержкам в строительстве АР1000 в Китае. В 1980-е гг. при возведении в Болгарии АЭС Козлодуй по этим причинам не удалось в полном объеме реализовать технологию крупноблочного монтажа [16].
3. Комплектно-блочное изготовление и монтаж оборудования. Оборудование и связывающие коммуникации (трубопроводы, кабели) заранее монтируются на жесткой раме, размеры которой соответствуют транспортному средству. Монтаж таких блоков осуществляется в готовое помещение, как правило, с последующими работами по перекрытию. Оборудование в ряде случаев включается в состав строительных блоков. В конце 1960-х гг. в нашей стране был разработан проект ТЭЦ ЗИГМ (заводского изготовления, газомазутная), по которому был построен ряд теплоэлектроцентралей. Значительная часть оборудования была скомпонована в виде монтажных блоков, рассчитанных для транспортировки на стандартных железнодорожных платформах. Успехи фирмы Toshiba при сооружении АЭС с реакторами BWR и ABWR в значительной степени связывают с использованием производственной базы в г. Иокогама на берегу моря. Блоки практически без ограничения размеров и массы транспортировались на площадку строительства морским путем.
4. Использование совмещенного монтажа. Монтаж оборудования осуществляется одновременно с выполнением строительных работ. Особенно эффективна такая технология на АЭС, когда тяжеловесы (корпус реактора, парогенераторы и др.) монтируются строительно-монтажным краном через открытый верх защитной оболочки, до возведения ее купольной части. Такой способ по зарубежным оценкам позволяет сэкономить до полугода. Штатный способ через транспортный шлюз с использованием полярного крана достаточно длителен и сопровождается помехами проведения других видов работ.
Здесь не рассматриваются проблемы и дополнительные затраты, связанные с использованием указанных технологий: противопожарные ограничения на внешнее листовое армирование, необходимость полного завершения строительных работ в помещении и сдача его под монтаж оборудования, необходимость в сверхмощном кране и специальных транспортных средствах, увеличение продолжительности подготовительного периода, повышение точности изготовления блоков с увеличением их размеров, своевременная поставка на площадку всех технологических и строительных элементов, входящих в состав крупного монтажного блока и др.
Негласное соревнование идет сегодня между перечисленными выше АЭС и вновь появляющимися проектами. Итоги его по результатам строительства головных энергоблоков могут определить генеральные направления в развитии АЭС на многие годы.
Трудно переоценить роль строителей проектировщиков и производственников в этом соревновании, ведь продолжительность строительства на 60.80 % определяется общестроительными работами — монтажом специальных строительных конструкций, бетонными работами. Известно выражение «Кадры решают все». Здесь оно более чем уместно. Квалификация инженера-строителя, атомэнергостроителя закладывается в высшей школе, в т.ч. в МГСУ, в Институте гидротехнического и энергетического строительства. Квалификация определяет уровень проектных решений, успешность их реализации, высокие конечные результаты.
Библиографический список
1. ВихревЮ.В. Атомная энергетика // Энергетика за рубежом. 2013. N° 4. С. 33—38.
2. СаламовА.А. Новости энергетики // Энергетика за рубежом. 2012. № 3. С. 47—56.
3. Саламов А.А. Стоимость ПГУ с газификацией угля // Энергетика за рубежом. 2012. № 6. С. 46—52 (перевод из журнала Gaz Turbine World. 2009. No. 6)
4. Билозор Я.С. Авария на Три-Майл-Айленд // Строительство АЭС. 2010. № 3 (4). С. 63—68.
5. Гуськова А.К. Медицинские последствия аварии на Чернобыльской АЭС. Основные итоги и нерешенные проблемы // Атомная энергия. 2012. Т. 113. Вып. 2. С. 109—116.
6. Гуськова А.К. Медицинские последствия аварии на Чернобыльской АЭС. Основные итоги и нерешенные проблемы // Атомная энергия. 2012. Т. 113. Вып. 3. С. 168—173.
7. Корниенко А.Г. Обзор аварии на АЭС Фукусима-1 в Японии. Часть 1 // Электрические станции. 2012. № 1. С. 2—15.
8. Корниенко А.Г. Обзор аварии на АЭС Фукусима-1 в Японии. Часть 2 // Электрические станции. 2012. № 2. С. 13—28.
9. Корниенко А.Г. Обзор аварии на АЭС Фукусима-1 в Японии. Часть 3 // Электрические станции. 2012. № 3. С. 2—8.
10. Корниенко А.Г. Обзор аварии на АЭС Фукусима-1 в Японии. Часть 4 // Электрические станции. 2012. № 4. С. 2—8.
11. Хмелевский А.Г. Мировые ресурсы ядерного топлива // Атомная техника за рубежом. 2010. № 1 (перевод из журнала Nukleonika. 2008. No. 53, pp. 11—14).
12. Кузнецов В. Поминки по АЭС влетят в копеечку // Мировая энергетика. 2005. № 4. С. 100—101.
13. Интересные ТЭС на газе — взгляд журнала Power // Энергетика за рубежом. 2012. № 5. С. 3—5. (из журнала Power. 2010. No. 9).
14. Сколько стоит атомная энергия / А.В. Баукин, М.А. Иванкова, О.В. Колтун, А.Е. Крошилин, А.С. Павлов, В.Б. Строганов, Р.Р. Темишев // Энергополис. 2013. № 1—2 (65—66). С. 40—43.
15. Маяновский М.С. Разработка и внедрение некоторых усовершенствований в ядерной энергетике Японии // Атомная техника за рубежом. 2012. № 10. С. 17—26 (из журнала Denki hyoro. 2012. No. 1, vol. 97, p. 253).
16. ФеникБ.С. Опыт сооружения 111 очереди АЭС «Козлодуй» в Народной республике Болгарии : обзорная информация. М. : Информэнерго, 1990. Вып. 1. 56 с. (Сер. Атомные электростанции).
Поступила в редакцию в январе 2014 г.
Об авторе: Пергаменщик Борис Климентьевич — кандидат технических наук, профессор кафедры строительства тепловых и атомных электростанций, Московский государственный строительный университет (ФГБОУ ВПО «МГСУ»), 129337, Россия, г. Москва, Ярославское шоссе, д. 26, 8(499)183-25-83, stae@mgsu.ru.
Для цитирования: Пергаменщик Б.К. Проблемы и перспективы строительства АЭС // Вестник МГСУ. 2014. № 2. С. 140—153.
B.K. Pergamenshhik
PROBLEMS AND PROSPECTS OF NUCLEAR POWER PLANTS CONSTRUCTION
60 years ago, in July 1954 in the city of Obninsk near Moscow the world's first nuclear power plant was commissioned with a capacity of 5 MW. Today more than 430 nuclear units with a total capacity of almost 375000 MW are in operation in dozens of the countries worldwide. 72 electrical power units are currently under construction, 8 of them are located in the Russian Federation. There will be no alternative to nuclear energy in the coming decades. Among the factors contributing to the construction of nuclear power plants reckon limited fossil fuel supply, lack of air and primarily carbon dioxide emissions. The holding back factors are breakdown, hazard, radioactive wastes, high construction costs and long construction period. Nuclear accidents in the power plant of «Three-Mile-Island» in the USA, in Chernobyl and in Japan have resulted in termination of construction projects and closure of several nuclear power plants in the Western Europe. The safety systems have become more complex, material consumption and construction costs have significantly increased. The success of modern competing projects like EPR-1600, AP1000, ABWR, national ones AES-2006 and VVER-TOI, as well as several others, depends not only on structural and configuration but also on construction and technological solutions. The increase of the construction term by one year leads to growth of estimated total costs by 3—10 %. The main improvement potentials include external plate reinforcement, prefabricated large-block assembly, production and installation of the equipment packages and other. One of the crucial success factors is highly skilled civil engineers training.
Key words: deterrents, security, nuclear power plants projects, duration of the construction, construction manufacturability, nuclear power plant, energy unit.
References
1. Vikhrev Yu.V. Atomnaya energetika [Nuclear Energy]. Energetika za rubezhom [Energy Abroad]. 2013, no. 4, pp. 33—38.
2. Salamov A.A. Novosti energetiki [Energy News]. Energetika za rubezhom [Energy Abroad]. 2012, no. 3, pp. 47—56.
3. Salamov A.A. Stoimost' PGU s gazifikatsiey uglya [The Cost of Combined Cycle Coal Gasification]. Energetika za rubezhom [Energy Abroad]. 2012, no. 6, pp. 46—52.
4. Bilozor Ya.S. Avariya na Tri-Mayl-Aylend [Three Mile Island Accident]. Stroitel'stvo AES [Construction of Nuclear Power Plants]. 2010, no. 3 (4), pp. 63—68.
5. Guskova A.K. Medical Consequences of the Chernobyl Accident: Aftermath and Unsolved Problems. Atomic Energy. 2012, vol. 113, no. 2, pp. 135—142. DOI: 10.1007/s10512-012-9607-5.
6. Guskova A.K. Medical Consequences of the Chernobyl Accident: Aftermath and Unsolved Problems. Atomic Energy. 2012, vol. 113, no. 3, pp. 209—213. DOI: 10.1007/s10512-012-9618-2.
7. Kornienko A.G. Obzor avarii na AES Fukusima-1 v Yaponii. Chast' 1 [Overview of the Accident at Fukushima-1 in Japan. Part 1]. Elektricheskie stantsii [Electric Stations]. 2012, no. 1, pp. 2—15.
8. Kornienko A.G. Obzor avarii na AES Fukusima-1 v Yaponii. Chast' 2 [Overview of the Accident at Fukushima-1 in Japan. Part 2]. Elektricheskie stantsii [Electric Stations]. 2012, no. 2, pp. 13—28.
9. Kornienko A.G. Obzor avarii na AES Fukusima-1 v Yaponii. Chast' 3 [Overview of the Accident at Fukushima-1 in Japan. Part 3]. Elektricheskie stantsii [Electric Stations]. 2012, no. 3, pp. 2—8.
10. Kornienko A.G. Obzor avarii na AES Fukusima-1 v Yaponii. Chast' 4 [Overview of the Accident at Fukushima-1 in Japan. Part 4]. Elektricheskie stantsii [Electric Stations]. 2012, no. 4, pp. 2—8.
11. Chmielewski A.G. Nuclear Fissile Fuels Worldwide Reserves. Nukleonika. 2008, 53(S2), pp. S11—S14.
12. Kuznetsov V. Pominki po AES vletyat v kopeechku [Commemorating NPP Costing a Pretty Penny]. Mirovaya energetika [World Power Engineering]. 2005, no. 4, pp. 100—101.
13. Interesnye TES na gaze — vzglyad zhurnala Power [Interesting Thermal Power Plans on Gas — Overview of Power Magazime]. Energetika za rubezhom [Power Energy Abroad]. 2012, no. 5, pp. 3—5.
14. Baukin A.V., Ivankova M.A., Koltun O.V., Kroshilin A.E., Pavlov A.S., Stroganov V.B., Temishev R.R. Skol'ko stoit atomnaya energiya [What is the Price for Nuclear Energy]. Ener-gopolis. 2013, no. 1—2 (65—66), pp. 40—43.
15. Mayanovskiy M.S. Razrabotka i vnedrenie nekotorykh usovershenstvovaniy v yad-ernoy energetike Yaponii [Development and Implementation of Some Improvements in Nuclear Power in Japan]. Atomnaya tekhnika za rubezhom [Nuclear Engineering Abroad]. 2012, no. 10, pp. 17—26.
16. Fenik B.S. Opyt sooruzheniya 111 ocheredi AES «Kozloduy» v Narodnoy respub-like Bolgarii: obzornaya informatsiya [Experience of Construction Line 111 NPP "Kozloduy" in Bulgaria. Overview]. Moscow, Informenergo Publ., 1990, no. 1, 56 p.
About the author: Pergamenshchik Boris Klimentyevich — Candidate of Technical Sciences, Professor, Department of Thermal and Nuclear Power Plants Construction, Moscow State University of Civil Engineering (MGSU), 26 Yaroslavskoe shosse, Moscow, 129337, Russian Federation; +7(499)183-25-83; stae@mgsu.ru.
For citation: Pergamenshchik B.K. Problemy i perspektivy stroitel'stva AES [Problems and Prospects of Nuclear Power Plants Construction]. Vestnik MGSU [Proceedings of Moscow State University of Civil Engineering]. 2014, no. 2, pp. 140—153.
