Как в Воронеже за круглым столом искали «Источники энергии будущего»

В самом начале лета на площадке производственно-логистического комплекса «Ангстрем» в Масловском индустриальном парке прошел XI Воронежский промышленный форум. В его рамках газета «Коммерсантъ» в Черноземье провела круглый стол на тему «Источники энергии будущего».

Прошло уже больше года, как введен в эксплуатацию инновационный 6-й блок на Нововоронежской АЭС, ожидается ввод 7-го. Но как быть иным регионам? Большинство ТЭС в стране в ближайшие годы подлежат выводу из эксплуатации или модернизации. Проекты по сооружению ВИЭ (возобновляемых источников энергии) в России вроде бы стимулируются государством, но даже по официальным планам их доля к 2020 году может увеличиться в целом по стране до 4,5%.

Каким в перспективе будет рынок энергогенерации в РФ, как на его формирование влияют крупнейшие потребители — предприятия промышленного сектора? На эти и другие вопросы вместе с модератором ответы искали: эксперт отдела технической инспекции и промышленной безопасности филиала АО «Концерн Росэнергоатом» — «Нововоронежская атомная станция» Александр Прытков; помощник директора НВ АЭС Инна Кудряшова; депутат Воронежской областной думы, член комитета по энергетике Николай Назаров; начальник управления науки и инноваций Воронежского государственного техуниверситета Дмитрий Коновалов; доцент кафедры ядерной физики Воронежского госуниверситета Виктор Вахтель; представитель ГК «Чистая энергетика» (Санкт-Петербург) Антон Муравка; общественник Виталий Агеев и главный инженер «Рекон-Энерго» Андрей Андрущенко.

Модератор: Если говорить о будущем энергогенерации в Воронежской области, за него, как я понимаю, в ближайшие 60 лет можно не волноваться. Его должны обеспечить два инновационных блока НВ АЭС. На станцию сегодня приходится выработка около 85% электроэнергии, необходимой региону.

Прытков: Можно сказать и так. В 6-м и 7-м блоках Нововоронежской АЭС с реакторами ВВЭР-1200 поколения «3+» использованы новейшие достижения и разработки, отвечающие всем постфукусимским требованиям. Это самые мощные на сегодняшний день реакторы, которые обладают тремя ключевыми преимуществами: высокая производительность, долговечность и безопасность. И если вспомнить историю нашей АЭС, нет ничего удивительного в том, что первый блок поколения «3+» был запущен в эксплуатацию именно здесь. На НВ АЭС первый энергоблок был сооружен в 1964 году, больше полувека назад. И это был первый в стране блок с водо-водяным реактором (ВВЭР). В 1984 году, после двадцатилетней работы, он был выведен из эксплуатации. Это был энергоблок, на котором отрабатывались технологии отечественной атомной энергетики.

Второй энергоблок, запущенный в 1969 году, тоже уникален в своем роде. Его вывели из эксплуатации в 1990 году. К сожалению, тогда у всех на слуху была трагедия в Чернобыле, она не позволила заняться продлением ресурса второго блока, «заморозила» его, хотя на нем было очень надежное оборудование. Развитие станции продолжилось третьим и четвертым блоками с реакторами типа ВВЭР-440, в эксплуатацию они были введены в 1971 и 1972 годах. Все энергоблоки НВ АЭС являются прототипами серийных реакторов, эксплуатируемых в Восточной Европе — Венгрии, Словакии и даже Финляндии. Сейчас третий блок уже выведен из эксплуатации. Но его системы безопасности используются для продления срока эксплуатации четвертого блока. В 1980 году на НВ АЭС был запущен пятый энергоблок с реактором ВВЭР-1000, который был в два раз мощнее своих предшественников.

Модератор: Тогда и началась эпоха блоков-миллионников.

Прытков: Да, причем продление срока эксплуатации реакторов типа ВВЭР-1000 стало затем новой задачей для работников НВ АЭС. В 2003-2007 годах был проведен комплекс работ для оценки технической возможности, безопасности и экономической целесообразности продления срока эксплуатации пятого энергоблока. В результате было установлено, что незаменяемое оборудование блока обладает остаточным ресурсом и может эксплуатироваться. В 2010 году приступили к реализации проекта, а уже в сентябре 2011-го после масштабной модернизации, испытания вновь смонтированных систем и оборудования первый в России блок-миллионник с реактором ВВЭР снова ввели в эксплуатацию. За короткий период был выполнен беспрецедентный объем основных работ, в результате энергоблок №5 полностью соответствует современным российским стандартам безопасности и рекомендациям МАГАТЭ, относится к третьему, самому современному поколению, а дополнительный срок его эксплуатации увеличился до 30 лет (до 2040 года).

Модератор: И это притом что с 2007 года на площадке НВ АЭС уже велось сооружение двух энергоблоков — №6 и 7 поколения «3+» с реакторной установкой ВВЭР-1200.

Прытков: Именно благодаря синхронной работе по проектам модернизации, с одной стороны, и «АЭС-2006» — с другой, у нас и появился раньше, чем в других странах, в августе 2016 года блок мощностью 1200 МВт. На нем новый уровень безопасности и улучшенные технико-экономические показатели. Их пришлось пересмотреть после печально известных событий в Фукусиме. Наши инженеры проделали колоссальную работу, оценивая безопасность энергоблоков с точки зрения влияния на них самых разных аномалий. В результате были выявлены так называемые дефициты безопасности. В проекты новых блоков включены дополнительное оборудование и системы, предназначенные для преодоления запроектных и маловероятных аварий.

Работающие блоки России также прошли модернизацию в этом направлении. Теперь аналогов шестому блоку, с точки зрения системы безопасности, в мире нет.

Модератор: Насколько известно, блок по расчетам способен выдержать землетрясение максимальной магнитуды — 7 баллов. Но защищен ли он от человеческого фактора?

Прытков: От человеческого фактора энергоблоки защищены, но он всегда присутствует. Во всей промышленности существует принцип, который является основным критерием безопасности. Это наличие физических барьеров в случае аварии. Таких барьеров у нас пять. Главной особенностью проекта ВВЭР-1200 является уникальное сочетание активных и пассивных систем безопасности, делающих станцию максимально устойчивой к внешним и внутренним воздействиям. В частности, энергоблок оснащен двумя защитными оболочками с вентилируемым пространством между ними. Внутренняя защитная оболочка обеспечивает герметичность объема, где расположена реакторная установка. Внешняя оболочка способна противостоять природным (смерчи, ураганы, землетрясения, наводнения), техногенным и антропогенным (взрывы, падение самолета) воздействиям на АЭС. Пассивные системы безопасности станции способны функционировать даже в случае полной потери электроснабжения, могут выполнять все функции обеспечения безопасности без участия активных систем и вмешательства оператора. А в нижней части защитной оболочки станции установлено устройство локализации расплава, предназначенное для охлаждения расплава активной зоны реактора в случае гипотетической аварии. «Ловушка» позволяет сохранить целостность защитной оболочки и тем самым исключить выход радиоактивных продуктов в окружающую среду даже при гипотетических тяжелых авариях.

Модератор: Такие системы безопасности наверняка заметно удорожают проект.

Кудряшова: Но и мощность реакторной установки ВВЭР-1200 по сравнению с предыдущим поколением (ВВЭР-1000) выросла на 20%. Кроме того, за счет масштабной автоматизации и централизации процессов количество персонала по сравнению с энергоблоками предыдущего поколения уменьшено практически на 40% (в пересчете на 1 МВт мощности), а проектный срок службы основного оборудования блока увеличен в два раза, до 60 лет. При сооружении инновационных блоков был применен ряд технологических решений, оптимизирующих капитальные затраты. Так, по проекту возводится одна башенная испарительная градирня на энергоблок вместо двух, как это было на отечественных АЭС ранее. Это позволяет существенно снизить расход электроэнергии, уменьшить территорию площадки АЭС при сохранении всех требований технологии и безопасности.

Вахтель: Вообще проект блоков поколения «3+» обеспечивает возможность строительства референтных атомных станций в районах с различными природно-географическими условиями и техногенными воздействиями. Он предназначен для реализации на площадках с девятью типами различных оснований — от скальных до мягких грунтов. При строительстве АЭС на площадках, характеризующихся более интенсивными внешними воздействиями, проектом предусмотрена возможность усиления конструкций без изменения компоновочных решений зданий и сооружений. Вот вам перспектива отрасли, которую уже рассмотрели многие страны (например, Турция) или изучают такую возможность.

Назаров: Да, пока в Воронежской области лишь два генератора энергии — АЭС и компания «Квадра», которая имеет две электростанции в Воронеже. Она также стремится повышать уровни безопасности на своих объектах, экономичности и надежности. К примеру, на ТЭЦ-2 «Квадры» работает новая парогазовая электростанция. Чем она отличается от ТЭЦ-1? Это традиционный вид энергетики на газе. Если обычно удельные расходы 360-370 г условного топлива на 1 КВт/ч, то новые установки дают 200-220 г. Это экология, уменьшение объемов выбросов, сжигания топлива.

Два генератора электроэнергии в нашей области за прошлый год выработали 18 млрд 857 млн кВт/ч, а потребление составило всего около 11 млрд кВт/ч. Профицит больше 60%. То есть мы сегодня имеем генерации даже больше, чем потребляют в области. Это большой задел с точки зрения наличия электроэнергии. Однако потребителю важно, получит ли он электроэнергию у себя на установке. Ведь хорошо, что она вырабатывается на электростанции в Нововоронеже, но в столице области и в ее районах есть вопросы технологического присоединения потребителей к действующим электрическим сетям. В законодательстве РФ вопросы присоединения поставлены так, что потребитель запрашивает максимальную мощность. А что такое максимум? Это когда работает все, что есть — лампочки, двигатели, микрофоны, как будто одновременно включены и работают больше 8 тыс. часов в год — такого на практике не бывает. Получается, на подстанциях мощность есть, их загрузка не превышает 50%, но официально числится, что эта мощность кому-то отдана. И потребитель испытывает сложности с новыми подключениями.

Модератор: Сложившуюся систему пробуют изменить на законодательном уровне, соответствующие предложения в Госдуму уже занесены. А что делается на региональном уровне?

Назаров: Внутри области впервые за многие годы в установленные сроки разработали схему развития электроэнергетики. В ней предусмотрены основные узлы: каким образом должна выдаваться определенная мощность, как модернизировать сети, расширять их, строить подстанции, проводить учет и анализ прогноза роста электрических нагрузок. Направление развития обращено к потребителю, чтобы не было такого, что де-факто есть мощность на подстанции, но получить ее проблематично.

Что касается альтернативных видов энергии, она, как известно, должна производиться не с помощью органического или ядерного топлива. О ней в нашей области можно говорить больше теоретически. Для солнечной энергетики недостаточно тепло, для водной не настолько расширена сеть рек, для энергии ветра у нас слишком спокойно. Но это не значит, что совсем это направление должно быть исключено. Есть локальные запросы. Например, проектируется кирпичный комбинат: он имеет сезонную нагрузку. Для такого потребителя вполне приемлемо иметь сочетание традиционных и альтернативных источников энергии.

Модератор: В целом же вы не переживаете за будущее региона с точки зрения электроэнергии?

Назаров: Область в этом плане имеет профицитное будущее. И в электросетевой комплекс вкладываются достаточно большие деньги — на уровне 2-3 млрд руб. ежегодно. Главное, чтобы энергия стала доступна каждому потребителю. А традиционная энергетика наиболее эффективна на комбинированном цикле, когда топливо идет на производство двух видов энергий: электричества и тепла. Такая выработка электро-, теплоэнергии весомо влияет на себестоимость продукции и на систему тарифообразования. И эти вопросы, на мой взгляд, должно контролировать государство. Если же мы хотим всерьез развивать альтернативную генерацию, система тарифообразования должна быть разная. Если тариф будет для ветряной, солнечной так же образовываться, как для газовой и атомной энергии, то на большие объемы «альтернативы» сложно будет рассчитывать.

Коновалов: Я бы разделил проблематику на две части. Есть глобальная энергетика и энергетика региона. Одним из решений проблемы на местном уровне является оптимизация потребления электроэнергии и теплоэнергетики. У нас в вузе для этого проводятся разработки систем автоматизации управления, выравнивания графика потребителей и производителей. Результаты исследований показывают, что за счет них возможно выравнивание загрузки мощностей.

Альтернативная же энергетика больше связана с распределением источников тепловой и электрической энергии. В прошлом году два инициативных проекта нами были поддержаны — по ветроэнергетике и по солнечным батареям, но установки получаются пока очень дорогие. Проблемы с ними надо на законодательном уровне регулировать: если потребитель ставит альтернативный источник тепла, то пусть он получает субсидии, налоговые льготы. Альтернативная энергетика пока априори дороже традиционной, исключения составляют регионы, где доставка традиционной энергии потребителю занимает почти год и стоимость ее возрастает в пять-шесть раз. При этом солнечная и ветроэнергетика в таких регионах работают не очень хорошо, по отзывам потребителей. Но мы разрабатываем интересное решение совместно с Курчатовским научно-исследовательским институтом: постройку атомных станций небольшой мощности с энергоблоком мощностью от 5 до 15 МВт. Это локальные станции, которые смогут находиться вблизи населенных пунктов с минимальной санитарно-защитной зоной, но с высокими требованиями по экологичности.

Еще один перспективный проект в этом плане — разработка термоэлектрических генераторов для Крайнего Севера. Что это за генератор: берем две пластинки, спаиваем их, одну нагреваем, другую охлаждаем — вырабатывается электрическая энергия. Появляется возможность использования тепла на газопроводах: эти системы необслуживаемые — готовый модуль монтируется, подключается, вырабатывает электроэнергию. У нас есть индустриальный партнер, который такие вещи производит, мы же их разрабатываем и выводим на открытый рынок. В проектах атомных мини-станций мы работаем над строительной частью и экологией. Но как показывает практика, если есть мини-реакторы на подводных лодках, ледоколах, почему тот же принцип не применить в гражданском назначении? Это еще один вопрос ближайшего будущего.

Муравка: Мы предлагаем рынку скорее гибридную продукцию, которая состоит из солнечных панелей, аккумуляторных батарей, сетевого инвертора, системы автоматического управления, контрольного заряда и дизельного генератора. Он должен запускаться при отсутствии солнца, ветра и при севших аккумуляторах, чтобы подзарядить их. Это экономически выгодное и экологически чистое решение. Продукция обязательно поставляется с резервным генератором, что помогает достичь экономии. В нашей стране еще много населенных пунктов, которые не привязаны к общим сетям совершенно, работают на дизельных генераторах и требуют постоянной заправки топлива. А сегодня это очень дорого. Наша установка днем преобразует солнечную энергию в электрическую, ночью работают ее аккумуляторные батареи, при севших аккумуляторах запускается дизельный генератор, он их заряжает, днем солнечные панели снова принимают энергию. На сегодня наши солнечные батареи используются не только в южных широтах, но и в северных, там даже больше проектов.

Кроме экономии, наши генераторы привлекают своей надежностью, мобильностью, отсутствием шума и вредных выбросов. У них довольно длительный срок эксплуатации — не менее 25 лет, простое использование, для которого не требуется специальная квалификация персонала. Сегодня ГК «Чистая энергетика» возводит такую установку в Якутии примерно в 300 км от Мирного. Пока мы возводим станции с небольшими мощностями — 5-7 кВт, в дальнейшем мощности будут увеличиваться. Наши перспективные рынки сбыта всюду, куда сложно доставить дизельное топливо: Тюменская область, Иркутская.

Назаров: Я все-таки считаю, что в большинстве регионов с умеренным климатом проще получить положительный результат в перспективе при модернизации паросилового оборудования и атомных станций, чем от нетрадиционной энергетики. Однако в отдаленных местах или маленьких точках, например на месте каких-то разработок месторождений, — наоборот. Но всегда, если рядом с вашим объектом есть поблизости разветвленная электрическая сеть и достаточная выработка электроэнергии, при этом вы начинаете использовать более дорогую по себестоимости продукцию из альтернативных источников, остается вопрос: кто это будет финансировать? В целом же перспективы для модернизации объектов электроэнергетики в России большие. Наши показатели по расходу топлива далеки от современных. Та же воронежская ТЭЦ-1 с 1933 года в эксплуатации, как она может быть конкурентоспособной с какой-нибудь пятилетней станцией? Что делать с этой ТЭЦ? Очевидно, что заменять ее более эффективным оборудованием. А альтернативную энергетику искусственно насадить не получится, она должна занять свою нишу там, где будет востребованной.

Андрущенко: Соглашусь, очень важно экономическое обоснование таких проектов. Если оно будет, то, значит, нетрадиционная энергетика должна развиваться. И, конечно, привычные технологии могут работать в паре с альтернативной энергией.

Агеев: С точки зрения общественности, конечно, в первую очередь важны доступность ресурсов и экологическая безопасность.