Россия, как преемница СССР, имеет около 25 тыс. тактических и стратегических ядерных боеголовок (согласно другим источникам, число боеголовок составляет около 30 тыс.). В соответствии с международными соглашениями по сокращению стратегического и тактического ядерного вооружения, стране предстоит демонтировать 16–18 тыс. ядерных боеголовок. Согласно заявлению, сделанному министром по атомной энергии В. Михайловым в апреле 1997 г., Россия уже демонтировала около 50% боеголовок. Расщепляющиеся материалы (уран и плутоний), извлекаемые при демонтаже из боеголовок, являются не только национальной, но и международной проблемой с точки зрения как экологической безопасности, так и политики нераспространения.

Диаграмма 1. Динамика мировых запасов плутония в послевоенный период*.

* Все данные округлены либо до ближайшей круглой цифры, либо до ближайшего количества тонн, кратного 5.
¹ Выделенный энергетический плутоний принадлежит государствам, до сих пор занимающимся его переработкой или заключившим контракты по его переработке с Великобританией и Францией. Страны, обладающие собственными запасами плутония: Бельгия, Германия, Италия, Нидерланды и Швейцария. Соединенные Штаты Америки обладают относительно небольшими запасами энергетического плутония, наработанного на радиохимическом предприятии в Уэст-Вэлли, штат Нью-Йорк, которое было закрыто в 1972 г.
² Помимо США, ни одно государство не рассекретило данные по производству плутония. Все остальные данные по военному плутонию являются приблизительными оценками. Оценки запасов по 1990 и 1995 гг. основаны на предположении, что российские запасы военного плутония составляли 150 т.

В то время как обращение с высокообогащенным ураном, выделяемым при демонтаже, не составляет больших трудностей – этот материал может быть переработан и использован в качестве топлива для АЭС, – пути обращения с плутонием, период полураспада которого составляет 24 тыс. лет и который является высокотоксичным материалом, до сих пор не определены.

К концу этого столетия количество ядерных боеголовок в России не будет превышать 5 тыс. единиц. Демонтаж ядерных боеголовок производится на заводах, которые их когда-то создавали: Екатеринбург-45, Пенза-19 и Златоуст-36. При полной загрузке эти предприятия способны демонтировать до 2 тыс. боеголовок в год. Стоимость демонтажа одной боеголовки составляет 10–15 тыс. долл. США в зависимости от степени ее сложности. Общие затраты на ликвидацию запланированного количества боеприпасов с учетом транспортных и иных расходов составят около 2 млрд долл. США.

В результате демонтажа из боеголовки извлекается таблетка ядерного материала, так называемый «пит», в котором используются уран-235 (с обогащением 90%) и плутоний-239 (с обогащением более 90%).

Высокообогащенный уран может производиться на четырех заводах: в Екатеринбурге-44, Красноярске-45, Ангарске и Томске-7. Оружейный плутоний производился на заводе в Челябинске-65. На сегодня в эксплуатации находятся три промышленных реактора в Красноярске-26 и Томске-7, нарабатывающие плутоний.

После демонтажа боеголовок должны высвободиться сотни тонн высокообогащенного урана (ВОУ) и десятки тонн плутония. В настоящее время запасы ВОУ в России оцениваются в 900 т, в то время как запасы оружейного плутония, – в 140–160 т (по другим источникам – 150 т оружейного плутония и около 30 т энергетического плутония). Эти данные не включают запасы плутония, который может быть извлечен из ядерного топлива, нарабатываемого реакторами АЭС, транспортными ядерными установками, а также промышленными реакторами.

Обращение с высокообогащенным ураном

В 1994 г. инвентарное количество российского ВОУ, по оценкам, достигало 1270 т. При заданном условии дальнейшего развития ядерной энергетики (этот вопрос не является темой настоящего доклада) обращение с высокообогащенным ураном не является существенной проблемой. Этот материал может быть разбавлен до низкого уровня обогащения и использован в качестве топлива для АЭС.

События 11 сентября 2001 г. предоставили возможность существенно ускорить уже идущие работы по обеднению российского высокообогащенного урана (ВОУ). Предлагается начать работы по обеднению дополнительного ВОУ в количествах, достаточных для производства более тысячи ядерных бомб ежегодно. ВОУ – это самый удобный материал для производства ядерной бомбы. Уничтожение как можно большего количества ВОУ – это самый лучший способ предотвратить его попадание в чужие руки. Оплачивая России затраты по обеднению ВОУ и приведению урана к состоянию, непригодному для оружия, США пытаются тем самым регулировать попадание обедненного урана на рынок в течение определенного времени, проводя его хранение в России.

Работы по ускоренному обеднению урана строятся на основе Соглашения о покупке ВОУ – самого всестороннего и успешного (несмотря на большое количество затруднений и проблем с реализацией) и, возможно, самого важного договора между Россией и США в деле совместных усилий по борьбе с опасностью незаконного использования ядерных материалов.

По этому соглашению, 500 т ВОУ, полученного со списанного российского ядерного оружия, обедняются до состояния низкообогащенного урана (НОУ), который не может поддерживать цепную реакцию. Это соглашение было подписано в 1993 г. сроком на 20 лет. Как предполагается, сделка принесет России 10 млрд долл., поэтому она была названа Минатомом «сделкой века». Одновременно сделка о покупке урана предоставляет финансовые стимулы для списания тысяч боеголовок, разрушения сотен тонн ядерных материалов, которые могут быть использованы в создании оружия и поэтому могут быть украдены. Договор позволяет создать дополнительные рабочие места для тысяч российских работников ядерного комплекса и предоставляет ежегодно сотни миллионов долларов для вывода российского ядерного комплекса из бедственного положения. Все это делается с минимальным обременением для американских налогоплательщиков, т.к. деньги на приобретение НОУ зарабатываются при использовании его в качестве топлива для атомных электростанций.

К марту 2002 г. 141 т ВОУ была обеднена до уровня НОУ и доставлена в США, а Россия получила более 2 млрд долл. выручки с продаж. Большую часть 2001 г. осуществление операции ВОУ – НОУ не производилось. В начале 2002 г. были внесены некоторые поправки в существующий контракт, что позволит возобновить начатое дело через некоторое время.

Договор об ускорении исполнения операции ВОУ – НОУ может стать дополнением, но не заменой существующего соглашения. С точки зрения проблемы нераспространения очень важно убедиться, что существующий договор четко выполняется, а ускоренный перевод ВОУ в НОУ не противоречит действующему договору по ВОУ.

В настоящее время ежегодно около 30 т российского ВОУ обедняется в НОУ. Эта цифра была определена степенью насыщенности коммерческого рынка, а не потребностями национальной безопасности. Придерживаясь в дальнейшем заданного темпа, Россия избавится от трех четвертей имеющихся 1000 т ВОУ за 25 лет. С точки зрения национальной безопасности было бы желательно уничтожить каждый дополнительный килограмм ВОУ уже завтра. Имеется прекрасная возможность отделить цели национальной безопасности от ограничений, продиктованных законами рынка, просто оплачивая России стоимость работ быстрее, чем это делается сейчас. Очень вероятно, что за цены намного меньшие, чем стоимость одного бомбардировщика В-2, количество урана, достаточное для производства десятков тонн ядерного оружия, будет уничтожено.

Плутоний

В 1940 г. американскими учеными Г. Сиборгом, Дж. Кеннеди и А. Валем был открыт Pu²³⁸. Весной 1941 г. Сиборг с сотрудниками обнаружили и впервые выделили четверть микрограмма Pu²³⁹ после распада Np²³⁹, образовавшегося при облучении U²³⁸ нейтронами. Вслед за ураном и нептунием новый элемент получил свое имя в честь открытой в 1930 г. планеты Плутон. (В греческой мифологии Плутон, он же Аид, – бог царства мертвых.)

На ядерные исследования и создание атомной промышленности в США, как позднее и в СССР, были брошены огромные силы и средства. В короткий срок были изучены ядерные и физико-химические свойства плутония, организованы его реакторное производство и химико-металлургическая переработка. В июле 1945 г. взорвали первую американскую плутониевую бомбу.

Работы по созданию ядерного оружия в СССР развернулись ударными темпами сразу после войны. Первые эксперименты с «импульсными» количествами плутония и нептуния были начаты в Ленинграде и Москве в 1944–1945 гг., в 1947 г. технология получения плутония была отработана на опытной установке в Москве, а зимой 1948/49 г. на заводе Б комбината № 817 (теперь ПО «Маяк») получили первый промышленный плутоний.

До пуска в 1942 г. первого ядерного реактора Э. Ферми в г. Чикаго (США) во всей земной коре и в растворенном виде в воде Мирового океана находилось менее 50 кг плутония. За счет несовершенных технологий переработки плутоний попал в окружающую среду в местах расположения ядерных производств США, СССР, Великобритании и других стран. По оценкам Комитета по окружающей среде ООН, около 3,9 т суммы изотопов Pu²³⁹ и Pu²⁴⁰ выпало на земную поверхность.

При тщательном изучении в руде богатых урановых месторождений плутоний все-таки обнаруживается, хотя и в ничтожно малой концентрации. Можно вспомнить и такой природный источник плутония, как ядерный реактор в Окло (Африка), действовавший в естественных условиях многие миллионы лет назад на богатейшем урановом месторождении и нарабатывавший плутоний, в те далекие годы никому ненужный и позднее благополучно распавшийся.

Наконец, плутоний образуется из урана при действии всепроникающих космических лучей. Уран на нашей планете был всегда, причем раньше его было гораздо больше – значительная часть за прошедшие миллиарды лет распалась. В малых количествах уран рассеян везде: в гранитах, фосфоритах, апатитах, морской воде, почве и т.д., так что говорить об абсолютной чужеродности плутония для биосферы не вполне корректно.

Важно подчеркнуть, что в настоящее время ученые могут достаточно быстро и точно определить присутствие радиоактивных элементов в воде, почве, растениях.

     Таблица 22

Основные элементы цепи распада плутония-239

Плутоний-239
(период полураспада: 24 110 лет)
альфа-распад
я
Уран-235
(период полураспада: 704 000 000 лет)
альфа-распад
я
Торий-231
(период полураспада: 25,2 ч)
бета-распад
я
Протактиний-231
(период полураспада: 32 700 лет)
альфа-распад
я
Актиний-227
(период полураспада: 21,8 года)
бета-распад
я
Торий-227
(период полураспада: 18,72 дня)
альфа-распад
я
Радий-223
(период полураспада: 11,43 дня)
альфа-распад
я
Радон-219
(период полураспада: 3,96 с)
альфа-распад
я
Полоний-215
(период полураспада: 1,78 миллисекунды)
альфа-распад
я
Свинец-211
(период полураспада: 36,1 мин)
бета-распад
я
Висмут-211
(период полураспада: 2,15 мин)
альфа-распад
я
Таллий-207
(период полураспада: 4,77 мин)
бета-распад
я
Свинец-207
(период полураспада: стабильный элемент)

Источник: Данные по периодам полураспада взяты из CRC Handbook of Chemistry and Physics, 1988.

     Токсичность плутония

Токсичность плутония связана прежде всего с его радиологическими свойствами – при попадании Pu в организм происходит облучение альфа-частицами тех тканей, в которых он «застрял». Это потенциально чревато возникновением онкологических заболеваний. Химическая токсичность плутония несопоставима с радиологической. Если радиологическую токсичность U238 принять за единицу, этот же показатель для плутония и некоторых других элементов образует ряд:

U²³⁵ 1,6 – Pu²³⁹ 5,0 – Am²⁴¹ 3,2 – Sr⁹⁰ 4,8 – Ra²²⁶ 3,0

Критерием выбрана предельно допустимая массовая концентрация элемента в воде, установленная действующими нормами по радиационной безопасности. Можно видеть, что плутоний – отнюдь не самый «самый» среди радионуклидов в отношении радиологической угрозы.

Повышенные меры предосторожности при работе с плутонием и постоянный контроль персонала плутониевых производств связаны со способностью этого элемента задерживаться в организме, прежде всего в печени и скелете, что ведет к его переоблучению. Период биологического выведения половины накопленного плутония из печени составляет 20 лет, а из скелета – 50 лет, что сопоставимо с длительностью человеческой жизни. Токсичность этого элемента сильно зависит от пути его поступления в организм. Плутоний, попавший в желудочно-кишечный тракт, менее ядовит, чем хорошо известные яды цианид или стрихнин. Для получения летальной дозы необходимо проглотить 0,5 г Pu (цианида хватило бы 0,1 г). При вдыхании его химическая токсичность сопоставима с парами ртути или кадмия.

Большое количество экспериментальных данных получено за прошедшие годы по поведению Pu в природе. Так, например, выяснено, что во многих случаях он очень плохо (с коэффициентами 10^-5 – 10^-8) переходит из почвы в растения. Этот элемент быстро и прочно фиксируется частицами почвы, а затем очень медленно мигрирует с водными потоками. Попавший в моря и океаны плутоний постепенно осаждается и закрепляется в донных слоях.

Мировые запасы

После Второй мировой войны ядерными реакторами мира было наработано около 1200 т плутония.

Для справки: 250 т – это оружейный плутоний, из которых 150 т принадлежат России, 85 т – США, 7,6 т – Великобритании, 6–7 т – Франции, 1,7–2,8 т – Китаю, 300–500 кг – Израилю, 150–250 кг – Индии (приведены данные Министерства энергетики США). Также следует учитывать, что было произведено более 200 т гражданского (энергетического) плутония: у Франции накоплено 70 т, у Великобритании – 50, у России – 30, у Японии – 21, у Германии – 17, у США – 14,5, у Аргентины – 6, у Индии – 1 и т.д. (также данные Министерства энергетики США). По сообщению ИТАР–ТАСС от 4 сентября 2001 г., Япония уже сейчас располагает 48,2 т плутония, а к 2010 г. будет иметь более 80 т.

Энергетический плутоний может быть использован для создания атомных бомб.

Их конструкция будет сложнее, мощность на порядок меньше, но поражающие факторы, характерные для ядерного оружия, остаются. Испытания подобных бомб в 1962 г. в Неваде и в 1974 г. в Индии подтвердили теоретические расчеты возможности применения энергетического плутония для создания атомного оружия. Таким образом, энергетический плутоний также является предметом политики нераспространения.

Ядерно-физические свойства плутония

Плутоний обладает уникальным комплексом ядерных и физико-химических свойств. Так, плотность чистого плутония при нагревании уменьшается от 19,82 до 14,7 г/см³ и вновь растет до 16,52 г/см³. Поэтому для ядерных зарядов металлический плутоний легируют специальными добавками. В растворе плутоний может одновременно находиться в степенях окисления от +3 до +6, что делает его химию исключительно сложной.

В ядерных реакторах за счет комплекса параллельных и последовательных ядерных реакций образуется набор изотопов плутония от 236-го до 244-го. Их химические свойства одинаковы, а ядерные существенно различаются. Изотопы имеют разные периоды полураспада Т^1/2 (время, за которое распадается половина атомов): Pu²³⁸ – 87,7 года, Pu²⁴¹ – лишь 14,1  года, а период полураспада самого «знаменитого» Pu²³⁹ составляет 24,1 тыс. лет. Изотопы Pu²³⁹ и Pu²⁴¹ хорошо делятся тепловыми нейтронами, поэтому «нечетный» плутоний и образуется, и одновременно «выгорает» в реакторах АЭС типа ВВЭР, PWR, CANDU, РБМК; четные изотопы при этом накапливаются. Различия в ядерных свойствах изотопов приводят к изменению состава плутония, образующегося в разных реакторах и даже в разных зонах одного реактора. В таблице 23 приведены периоды полураспада и некоторые характеристики основных изотопов плутония. Полураспадом называется период времени, в течение которого распадается половина атомов каждого отдельно взятого образца. Активность (тесно увязанная с периодом полураспада) показывает уровень радиоактивности материала.

     Таблица 23

Чем дольше работает ядерное топливо в активной зоне реактора типа ВВЭР, тем больше в нем четных изотопов и тем ниже энергетическая ценность этого плутония для использования в качестве вторичного ядерного топлива. В реакторах на быстрых нейтронах делятся (выгорают) как нечетные, так и четные изотопы. Поэтому состав плутония в топливе «быстрых» реакторов относительно стабилен.

В отработавшем топливе реакторов ВВЭР-1000 или PWR содержится ориентировочно от 0,8 до 1% невыгоревшего U²³⁵ и от 0,95 до 1,2% плутония; примерно 3–4% массы топлива составляют продукты деления, остальные 94–95% – U²³⁸. Плутоний неизбежно нарабатывается, «горит» в топливе АЭС и вырабатывает электроэнергию даже тогда, когда первоначально в реактор загружается только урановое топливо. Изотопный состав плутония в отработавшем топливе разных реакторов различен. Плутоний из энергетических реакторов обычно называют «гражданским» или «энергетическим», а наработанный в специальных (промышленных) реакторах – «оружейным». Как нетрудно заметить, это материалы, существенно различающиеся по изотопному составу. В разных реакторах при разном выгорании топлива образуется плутоний, состав которого значительно варьируется. Кроме того, в мире существуют сотни различных исследовательских реакторов, отработавшее топливо которых может иметь совсем другой состав. Поэтому, если обнаружен, например, контрабандный плутоний, по его изотопному составу можно ориентировочно оценить, из топлива какого реактора он выделен и, что самое важное, имеет ли он отношение к ядерному оружию.

Если состав отличается от приведенного, то, вообще говоря, идентифицировать источник такого плутония непросто. Каждый ядерный материал имеет «свое лицо». Он несет в себе отпечаток того завода, на котором получен, и тех задач, для которых предназначается. Дополнительную информацию о происхождении и истории плутония можно получить, измерив количество Am²⁴¹, накопившегося в ядерном материале при хранении за счет распада Pu²⁴¹: чем больше его превратилось в Am²⁴¹, тем дольше лежал материал после переработки. В качестве «отпечатков пальцев» помимо изотопного состава могут быть использованы те свойства ядерного материала, которые меняются в зависимости от его предыстории: из какого соединения и как его получили, какие радиоактивные и нерадиоактивные примеси остались в нем после очистки и т.д.

Временные хранилища оружейного плутония

Оружейный плутоний может храниться в трех различных формах. Во-первых, в виде недемонтируемых таблеток (пит), которые представляют собой металлический плутоний, герметично запакованный в оболочку из тугоплавкого металла. Во-вторых, это может быть плутоний в металлической форме. В-третьих, в виде оксида.

В виде пит плутоний может храниться длительное время, хотя при этом не исключаются коррозия таблеток и нарушение герметичности металлической оболочки.

Хранение металлического плутония может привести к самовозгоранию. Хранение в виде оксида относительно безопасно, но требует дополнительных затрат по переводу металлического плутония в оксид.

Сразу после демонтажа боеголовки плутоний в виде пит поступает в хранилище предприятия по производству и демонтажу боеголовок. По мере заполнения хранилища плутоний должен передаваться в специально оборудованное долгосрочное хранилище.

Обращение с плутонием

На сегодня в мире, в принципе, существуют две точки зрения на дальнейшее обращение с плутонием. В США большинство экспертов склоняются к захоронению плутония в глубоких геологических формациях в остеклованном виде, смешанного с высокоактивными отходами; Россия, в лице Минатома, рассматривает плутоний, в первую очередь, как энергетический материал, который можно использовать в качестве топлива для АЭС. При этом наиболее приемлемым считается смешанное урано-плутонивое топливо, так называемое MOКС-топливо. Исследования в области использования чистого плутония в качестве топлива в реакторах на быстрых нейтронах, проводившиеся с 60-х гг. ХХ в., оказались безуспешными и, очевидно, будут прекращены.

Использование быстрых реакторов

В США Л. Сцилардом в январе 1943 г. была высказана идея о расширенном воспроизводстве ядерного горючего. С 1949 г. в СССР под руководством А.И. Лейпунского велась многоплановая исследовательская работа по созданию реакторов на быстрых нейтронах.

Первый промышленный бридер – экспериментальный реактор 1 – тепловой мощностью 0,2 МВт был введен в действие 20 декабря 1951 г. в ядерном центре в Айдахо, США. В СССР похожий реактор был введен в эксплуатацию четырьмя годами позже в г. Обнинске.

На данный момент в России эксплуатируются ядерные исследовательские установки (бридеры), расположенные в ФЭИ г. Обнинска (БР-10 запущен в эксплуатацию в 1959 г., реконструирован в 1982 г.) и в НИИАРе Димитровграда (БОР-60 запущен в эксплуатацию в 1968 г.).

В 1956 г. консорциум компаний США приступил к сооружению 65 МВт демонстрационного реактора-бридера «Ферми-1» (г. Детройт).

Интерес промышленности США к бридерам упал после того, как в 1966 г. вскоре после пуска реактора «Ферми-1» на нем из-за блокады в натриевом контуре произошла авария с расплавлением активной зоны; в конце концов этот бридер был демонтирован.

Германия первый бридер построила в 1974 г. и закрыла в 1994 г. Реактор большей мощности SNR-2, строительство которого началась еще в начале 70-х гг. ХХ в., так и не был введен в эксплуатацию после завершения строительства в конце 90-х гг.

Во Франции в 1973 г. был введен в эксплуатацию первый бридер «PHENIX», а в 1985 г. – полномасштабная АЭС с реактором на быстрых нейтронах «SUPERPHENIX» (стоимость строительства – 5 млрд долл.).

Япония в 1977 г. закончила строительство опытного бридера «Дзёё», на эксплуатацию которого до сих пор не получена лицензия. Большой демонстрационный реактор на быстрых нейтронах «Мондзю», введенный в эксплуатацию в 1994 г., в декабре 1995 г. закрыт после пожара из-за утечки теплоносителя натрия и откроется ли опять, неизвестно.

В СССР первый промышленный бридер – БН-350 – был построен на берегу Каспийского моря для снабжения энергией установки опреснения воды. В 2000 г. реактор был остановлен, принято решение о снятии его с эксплуатации.

В 1956 г. на ВМФ СССР был пущен прототип реактора с жидкометаллическим теплоносителем (ЖМТ) и началось обучение экипажа для АПЛ с ЖМТ К-27 (проект 645). В ее реакторах теплоносителем являлся сплав свинца и висмута.

24 мая 1968 г. АПЛ К-27 находилась в Баренцевом море. Проверялись параметры ГЭУ на ходовых режимах после выполнения модернизационных работ. Мощность реактора самопроизвольно начала снижаться. Личный состав, не разобравшись в ситуации, попытался поднять мощность ЯР, но безуспешно. В это время гамма-активность в реакторном отсеке возросла до 150 Р/час и произошел выброс радиоактивного газа в реакторный отсек буферной емкости. Радиационная обстановка на АПЛ ухудшилась. Личный состав сбросил аварийную защиту реактора. Как выяснилось позже, в результате аварии разрушилось около 20% тепловыделяющих элементов активной зоны. Причиной аварии стало нарушение теплосъема с активной зоны. Официальных данных об уровнях загрязнения подводной лодки, окружающей среды и уровнях облучения личного состава нет. АПЛ была затоплена в Карском море в 1981 г. на глубине 50 м.

На базе АПЛ пр. 645 была создана серия из 7 скоростных АПЛ проектов 705 и 705К («Альфа»). Лодки строились в г. Северодвинске на ПО «Севмаш». Первая подводная лодка после завершения строительства во время заводских испытаний и непродолжительной опытной эксплуатации показала низкую надежность и в результате ряда крупных поломок была разрезана. Реактор с невыгруженной активной зоной, залитой фурфуролом и битумом, находится на заводе «Звездочка» в г. Северодвинске. Остальные шесть кораблей этой серии эксплуатировались в течение 10 лет. За это время корабельные ЯЭУ с ЖМТ наработали около 70 реакторо-лет. По состоянию на сегодняшний день все они выслужили свой срок и выведены из боевого состава, кроме К-123.

Освоение кораблей с ЯЭУ на ЖМТ было трудным. Специфика заключалась в том, что существовала опасность затвердевания сплава, что привело бы к выводу из строя атомной установки. В Западной Лице, где базировались корабли класса «Альфа», был создан целый береговой комплекс для кораблей этого проекта. Построена специальная котельная для подачи пара на корабли, а также к пирсам поставлены плавказарма и эсминец, которые давали пар от своих котлов. Однако в связи с низкой надежностью берегового комплекса подводные лодки «грелись» от своего тепла, т.е. ядерные реакторы работали на минимально контролируемом уровне мощности. Это приводило к быстрому износу реакторов и необходимости постоянного присутствия экипажа на борту лодки. Трудности с обеспечением внешним теплом привели к тому, что практически все АПЛ этого класса к концу 80-х гг. были выведены из эксплуатации. Перегрузка ядерного топлива не осуществлялась, из-за чего ЯЭУ этого класса АПЛ получили название – «реакторы одноразового использования».

Рис. 6. Принципиальная схема быстрого реактора типа БН-600.

Вторая ядерная авария произошла на АПЛ К-123, заказ № 105, – головной АПЛ северодвинской постройки, принятой в эксплуатацию 26 декабря 1977 г. 8 апреля 1982 г. на К-123 произошла авария, которая закончилась выходом ЖМТ из первого контура в отсек и распространением радиоактивности. Ремонт занял 9 лет и закончился заменой реакторного отсека.

Одним из главных недостатков АПЛ с ЖМТ явилось использование теплоносителя «свинец–висмут» в I контуре реакторной установки. При реакции захвата нейтрона висмутом идет наработка полония-210. На конец кампании активность полония-210 в теплоносителе I контура составляла 28,8 Кu/л. Высокая активность и проникаемость полония-210 (являющегося альфа-излучателем) существенно влияли на радиационную обстановку при эксплуатации реакторной установки и производстве работ по обращению с отработанным ядерным топливом.

В настоящее время в России единственный промышленный реактор на быстрых нейтронах работает на Белоярской АЭС – БН-600 (ОК-505). Его строительство было начато в 1966 г., введен в эксплуатацию 8 апреля 1980 г., а вывод из эксплуатации намечен после 2010 г.

В 1987 г. начали строить четвертый блок с экспериментальным реактором БН-800. В 1988 г. строительство было прекращено в связи с протестами общественности, а в июне 1992 г. по распоряжению Б. Ельцина строительство было продолжено.

Инциденты на БН-600

Ниже приведено описание наиболее серьезных инцидентов, происшедших на Белоярской АЭС:
  • в августе 1992 г. экспедицией Госкомчернобыля России в районе Белоярской АЭС обнаружены аномальные концентрации цезия-137, кобальта-60. Максимальная мощность излучения зарегистрирована на уровне около 1200 мкР/час и сформирована в основном излучением Со⁶⁰;
  • 22 декабря 1992 г. на станции при перекачке жидких радиоактивных отходов на спецводоочистку для ее переработки из-за халатности персонала было затоплено помещение обслуживания насосов ХЖО. Вода поступила в страховочный поддон и из-за его неплотности и переполнения попала в грунт под ХЖО, а затем по специальной дренажной сети, предназначенной для отвода грунтовых вод, – в водоем-охладитель. Общее количество ЖРО, попавших в поддон, около 15 м³ суммарной активностью 6 Кu. Суммарная активность Cs¹³⁷, попавшего в пруд-охладитель, около 6 мКu. Этому инциденту был присвоен третий уровень опасности по международной шкале INES;
  • 7 октября 1993 г. в 11 часов 19 минут третий блок Белоярской АЭС был остановлен по признакам повышения радиационного фона в вытяжной вентиляционной сети. Причина остановки – утечка теплоносителя в одной из вспомогательных систем. Также, по словам директора станции, произошло незначительное возгорание. Происшествие оценено как инцидент первого уровня по шкале INES;
  • 6 июня 1994 г. во время капитального ремонта произошла утечка нерадиоактивного натрия из второго контура, из-за чего начался пожар. Персонал станции своими силами справиться не смог и вызвал пожарную бригаду. У нее также не оказалось средств для тушения натрия. После того как утечка натрия была остановлена, уже вышедший натрий выгорел и пожар прекратился.

Особенности реакторов на быстрых нейтронах

Главная особенность реакторов на быстрых нейтронах состоит в том, что они открывают возможность использования не делящихся в реакторах на тепловых нейтронах изотопов тяжелых элементов. В топливный цикл могут быть вовлечены запасы U²³⁸ и Th²³², которых в природе значительно больше, чем U²³⁵ – основного горючего для реакторов на тепловых нейтронах. В том числе может быть использован и так называемый «отвальный уран», оставшийся после обогащения ядерного горючего U²³⁵.

Реакторы на быстрых нейтронах дают возможность расширенного воспроизводства ядерного горючего. Это значит, что, например, на 100 разделившихся ядер горючего в реакторах на быстрых нейтронах образуется примерно 120–140 новых ядер, способных к делению.

Активные зоны реакторов на быстрых нейтронах (БН) весьма существенно отличаются от активных зон реакторов на тепловых нейтронах.

Экономически необходимая средняя глубина выгорания урано-плутонивого топлива в БН должна составлять 100–150 МВтбсут/кг, т.е. она должна быть в 2,5–3 раза выше, чем в реакторах на тепловых нейтронах, что обусловлено высокой стоимостью топлива БН. Для достижения указанной глубины выгорания требуется высокая радиационная стойкость ТВЭЛ и ТВС БН, необходимая стабильность геометрических параметров, сохранение герметичности и пластичности оболочек ТВЭЛ, их совместимость с продуктами деления и устойчивость к коррозионному воздействию теплоносителя и т.п. Активная зона БН окружена в радиальном и осевом направлениях зонами воспроизводства (экранами), заполненными воспроизводящим материалом – обедненным ураном, содержащим 99,7–99,8% U²³⁸.

Главная особенность использования урано-плутониевого топлива в БН состоит в том, что в его активной зоне процесс деления ядер быстрыми нейтронами сопровождается большим выходом (на 20–27%) вторичных нейтронов, чем в реакторах на тепловых нейтронах. Это создает основную предпосылку для получения высокого значения коэффициента воспроизводства и обеспечивает расширенное воспроизводство ядерного топлива в реакторах-размножителях.

Использование в качестве теплоносителя натрия ставит перед эксплуатацией АЭС следующие задачи:
  • чистота натрия: используемого в БН. Возможно достичь даже 99,95%, т.е. не более 5б10^-4 примесей. Больше проблем вызывают примеси кислорода из-за участия кислорода в массопереносе железа и коррозии компонентов;
  • натрий является очень активным химическим элементом. Он горит в воздухе и других окисляющих агентах. Горящий натрий образует дым, который может вызвать повреждение оборудования и приборов. Проблема усложняется в случае, если дым натрия радиоактивен. Горячий натрий в контакте с бетоном может реагировать с компонентами бетона и выделять водород, который, в свою очередь, взрывоопасен. Для устранения опасности натрий и продукты его сгорания следует тщательно контролировать;
  • возможность реакций натрия с водой и органическими материалами. Особенно это важно для конструкции парогенератора, т.к. утечка из водяного контура в натриевый приводит к быстрому росту давления.

     Таблица 24

Стабильность быстрых реакторов зависит от параметров, перечисленных ниже:
  • пустотный натриевый коэффициент. Изменение в реактивности происходит при изменении плотности натриевого теплоносителя (или полного оголения АЗ). Натриевый пустотный коэффициент может быть положительным или отрицательным, что зависит от размеров активной зоны, геометрии и состава материалов;
  • механически расширенный ТВЭЛ. При увеличении уровня мощности реактора происходит тепловое расширение топливных сборок. Это эффективно увеличивает размеры АЗ, тем самым уменьшается ее реактивность;
  • радиоактивность первого контура.

Радиоактивные изотопы Nа^{24, 22} (азот) являются продуктами активации, возникающими вследствие нейтронного облучения натрия I контура, периоды его полураспада составляют, соответственно, 15 ч и 2,6 года. Как результат радиоактивность натрия I контура остается высокой в течение значительного времени после остановки реактора. Касаясь только Nа²⁴, отметим, что требуется более четырех суток после остановки реактора, прежде чем персонал может находиться вблизи больших количеств натриевого теплоносителя.

Переход к серийному сооружению АЭС с БН осложнен многими неотработанными в промышленном масштабе технологическими процессами и нерешенными вопросами оптимальной организации их ядерного топливного цикла, который должен базироваться на плутонии и может быть только замкнутым с очень коротким (до 1 года) временем внешнего цикла (химическая переработка отработавшего топлива и дистанционно управляемое изготовление «свежего» топлива).

Удельные капиталовложения в АЭС с БН в настоящее время значительно (в 1,5–2 раза) превышают удельные капиталовложения в АЭС с реакторами на тепловых нейтронах. Сдерживающее влияние на развитие БН оказывает также пока благополучное положение в мире с ресурсами относительно дешевого урана.

Проект энергоблока с реактором БН-600 разработан без учета требований действующих правил и норм по безопасности. В нем не решены вопросы обеспечения независимости каналов управления и электроснабжения систем безопасности, оснащения ряда элементов оборудования I контура страховочными корпусами на случай течи натрия.

Отдельные проблемы и задачи при эксплуатации БН-600 носят общий характер для любых натриевых установок. Одной из них является принципиальная возможность межконтурной неплотности парогенераторов натрий–вода. Для ее решения принята концепция секционного парогенератора (отключается только секция с межконтурной неплотностью, парогенератор остается в работе), обоснованы и применены системы обнаружения течи и защиты от последствий течи натрия. За время эксплуатации было выявлено 12 межконтурных неплотностей.

Другой серьезной проблемой, влияющей на безопасность БН-600, являются течи натрия. За время эксплуатации энергоблока произошло 27 течей, пять из них на системах с радиоактивным натрием, 14 сопровождались горением натрия, пять были вызваны неправильным ведением ремонтных работ или операциями ввода/вывода в ремонт. Количество вытекшего натрия составляло в разных случаях от 0,1 до 1000 кг при среднем показателе в 2 кг.

Основными причинами течи натрия являлись: для трубопроводов – недостаточная компенсация и дефекты изготовления, для арматуры – конструктивное несовершенство, для системы приемки натрия – фланцевые соединения.

По параметру «воздействие на площадку», как и по параметру «ухудшение эшелонированной защиты» наиболее серьезным нарушением явилась течь теплоносителя 7октября 1993 г. на трубопроводе диаметром 48 мм системы очистки натрия I контура (первый уровень по INES). Данное событие привело к выходу радиоактивности через вентиляционную трубу.

Проект БН-800

Экспертиза «Бизнес-плана сооружения энергоблока БН-800 Белоярской АЭС»

Осуществляемая Минатомом политика в области ядерной энергетики определена «Программой развития атомной энергетики РФ на 1993–2005 гг. и на период до 2010 г.». В ней поставлены задачи обеспечения безопасного и конкурентоспособного функционирования ядерно-энергетического комплекса и создания усовершенствованных АЭС для сооружения в следующем десятилетии. В частности, стратегия предусматривает сооружение и ввод в эксплуатацию до 2009 г. энергоблока БН-800 Белоярской АЭС.

Проект энергоблока БН-800 Белоярской АЭС был разработан еще в 1983 г. и с тех пор дважды пересматривался:
  • в 1987 г., после аварии на Чернобыльской АЭС;
  • в 1993 г., в соответствии с новой нормативной документацией по безопасности.

Проект энергоблока БН-800 прошел все необходимые экспертизы и согласования, в том числе независимую экспертизу комиссии Свердловской обл. (1994 г.). Результаты всех экспертиз и согласований положительные, 26 января 1997 г. получена лицензия Госатомнадзора РФ № ГН-02-101-0007 на сооружение блока 4 Белоярской АЭС с реакторной установкой БН-800.

Проектом предусмотрено сооружение на площадке Белоярской АЭС энергоблока с реактором на быстрых нейтронах, охлаждаемым натрием. Применение в реакторе БН-800 урано-плутониевого топлива позволяет не только использовать запасы энергетического плутония, но и утилизировать оружейный плутоний, а также «сжигать» долгоживущие изотопы (актиниды) из облученного топлива тепловых реакторов.

Реакторная установка БН-800, как декларируется, обладает такими физическими и конструктивными характеристиками безопасности, как стабильность характеристик активной зоны, высокая теплоемкость и наличие естественной циркуляции в I и II контурах, позволяющие в течение длительного времени отводить остаточное тепловыделение реактора, низкое рабочее давление 1 контура, наличие промежуточного нерадиоактивного натриевого контура.

По сравнению с прототипом БН-600 в проекте БН-800 реализованы следующие новые решения по безопасности:
  • рехканальная защитная система безопасности аварийного отвода тепла от реактора к воздуху (САРХ ВТО);
  • активная зона с нулевым пустотным эффектом реактивности;
  • поддон для сбора расплава активной зоны в случае запроектных аварий;
  • пассивная система автоматической защиты;
  • система периодической очистки натрия от цезия;
  • герметичный кожух вокруг напорной камеры реактора.

Сейсмостойкость основных зданий и сооружений в усовершенствованном проекте повышена на 1 балл, а ресурс оборудования увеличен до 40 лет.

Строительство энергоблока № 4 осуществляет генеральный подрядчик АО «Уралэнергострой», имеющий опыт сооружения энергоблока БН-600 и других энергетических объектов на территории Свердловской области. Всего с начала работ по реализации проекта энергоблока БН-800 освоено около 10% стоимости всего строительства.

В течение 2001 г. впервые в отечественной практике независимых экспертиз экспертами Российского Зеленого Креста (РЗК) и экономистами ООО «Алкона», специализирующегося на аудите предприятий отечественной энергетики, была проведена экономическая оценка декларируемой величины себестоимости отпускаемой электроэнергии строящейся реакторной установки БН-800. Экспертизе подвергнут «Бизнес-план сооружения энергоблока БН-800 Белоярской АЭС» разработанный станцией 15 июня 1995 г., который содержал следующие разделы:
  • анализ состояния атомной энергетики России и регионального энергетического рынка (Урал);
  • оценку потребности в кредитных ресурсах для финансирования строительства блока БН-800 и основных источников и условий погашения кредитов и процентов по ним;
  • описание текущего состояния проекта 3-й очереди расширения Белоярской АЭС, в том числе проведенных к моменту подготовки бизнес-плана работ;
  • анализ документационной обеспеченности технического проекта 3-й очереди расширения Белоярской АЭС и основные направления ее корректировки и доработки, направленной на улучшение проекта;
  • предлагаемый план-график строительства энергоблока БН-800, обеспечивающий сокращение сроков строительства по сравнению с заложенными в проект, с оценками необходимого числа рабочих на строительстве;
  • организационную структуру управления строительством;
  • описание рисков, возможных при реализации проекта.

Рис. 7. Места расположения быстрых реакторов на территории бывшего СССР.

В Приложении к бизнес-плану приведена переписка между областными и федеральными органами управления, решения, постановления и другие документы, связанные с реализацией проекта. Из переписки с очевидностью следует, что от решения вопроса о финансировании строительства АЭС чиновники – распорядители бюджетных средств – уклоняются. При этом особых, кроме традиционного «отсутствия денег» в бюджете, причин невыполнения бюджетных обязательств не приводится.

Бизнес-план содержит проектные технико-экономические показатели производства электроэнергии на энергоблоке БН-800, рассчитанные в ценах 1991 г., а также сравнительные данные по тарифам на электроэнергию, произведенную на Белоярской АЭС и в тепловой энергетике на 1 апреля1995 г.

С целью обеспечения сопоставимости экономических показателей, учета инфляционных процессов и улучшения восприятия экономических выкладок потенциальными инвесторами осуществлен пересчет показателей (себестоимость электроэнергии, тепла, потребность в капитальных вложениях и др.) в долл. США по курсу, установленному Государственным Банком СССР в конце 1991 г. и составившему 1,7 руб. за 1 долл. (газета «Известия», № 299, 18 декабря 1991 г.).

Бизнес-план не содержит целого ряда существеннейших разделов, характеризующих экономику проекта. В документе отсутствуют:
  • план по освоению капитальных вложений и вводу объектов основных фондов;
  • план по труду и заработной плате в период эксплуатации блока БН-800;
  • производственный план;
  • план по реализации продукции;
  • план по себестоимости продукции;
  • план по прибыли;
  • план денежных потоков АЭС (финансовый план).

Отсутствует расчет дисконтированных денежных потоков, что необходимо для оценки реальной окупаемости проекта.

Для серьезного обоснования эффективности проекта названные разделы должны быть представлены в поквартальном разрезе, хотя бы на начальный период промышленной эксплуатации блока (2–3 года), и в полугодовом разрезе на весь оставшийся период функционирования до момента возврата заемных средств (кредитов). При этом каждый раздел должен содержать развернутый перечень затрат, поступлений и других статей, отражающих динамику изменения состояния объекта.

Фактически имеющийся документ является пояснительной запиской к бизнес-плану (технико-экономическим расчетам) и не может рассматриваться в качестве серьезного основания для привлечения инвесторов и обоснования окупаемости капитальных вложений.

В бизнес-плане используются только результирующие цифры с отсылками к проекту, в котором расчеты осуществлялись с использованием «тех же методик и фактических результатов коммерческой эксплуатации блока Белоярской АЭС».

Следует отметить, что за период с 1991 г. по настоящее время произошли достаточно существенные структурные сдвиги в экономике. Темпы роста заработной платы, стоимости транспортных услуг, металлоизделий, топлива, других затратных статей, непосредственно влияющих на себестоимость конечной продукции АЭС, изменялись неравномерно. Особенно существенно изменились ценовые соотношения после августовского кризиса 1998 г. В частности, произошло существенное удорожание импортной продукции по сравнению с отечественной. В то же время реализация проекта предполагает поставки оборудования из-за рубежа (раздел 3.2).

Другими словами, произошли значимые сдвиги в структуре затрат, что не позволяет представленные в бизнес-плане оценки себестоимости продукции, объемов реализации, рентабельности и прибыли принять сегодня в качестве актуальных и абсолютно достоверных.

С целью подготовки более мотивированного заключения об экономической эффективности проекта был осуществлен оценочный расчет прогнозируемой себестоимости электроэнергии на энергоблоке БН-800 на Белоярской АЭС. При этом использовались данные бизнес-плана, «Временные методические указания о порядке расчета тарифов на электрическую и тепловую энергию на потребительском рынке», сведения из доклада Федерального экологического агентства Австрии «Ядерные реакторы Хмельницкой и Ровенской АЭС» и другие источники информации.

Для расчета прогнозируемой себестоимости были использованы следующие допущения:
  • среднегодовые затраты на оплату ядерного топлива приняты на уровне 36,4 млн долл. (см. табл. 7 бизнес-плана);
  • среднегодовые затраты на вспомогательные материалы и услуги производственного характера приняты на уровне 5,5 млн долл., что соответствует приведенным в бизнес-плане общецеховым затратам;
  • среднемесячная заработная плата персонала АЭС принята на уровне 150 долл.;
  • коэффициент амортизации принят на уровне 3%, что соответствует возможному сроку службы реактора. Стоимость самого объекта – 1 млн долл., что соответствует сумме капитальных вложений в его строительство;
  • общестанционные расходы приняты на уровне 9 млн долл. (см. табл. 7 бизнес-плана). Мы исходим из предположения, что этих средств достаточно для обслуживания выведенных из эксплуатации первого и второго энергоблоков АЭС, а также для содержания аппарата управления. Вместе с тем названная сумма, вероятно, не учитывает затрат, которые будут необходимы для обслуживания трех остановленных (к моменту пуска БН-800) энергоблоков, подлежащих выводу из эксплуатации, т.е. в расчете принята «очень» оптимистичная оценка размеров общестанционных расходов;
  • налог на имущество принят на уровне 10 млн долл. (исходя из ставки налога: 1% от стоимости основных фондов блока 4). Однако данная сумма не учитывает стоимости других объектов основных фондов станции, налог на имущество по которым также полностью ляжет на себестоимость продукции БН-800 после вывода из эксплуатации третьего энергоблока, т.е. данная оценка тоже должна рассматриваться как оптимистичная;
  • базовый расчет (вариант 1) себестоимости осуществлен с учетом 6-процентной ставки платы за кредит, которая принята в бизнес-плане и должна рассматриваться как весьма оптимистичная;
  • годовой отпуск энергии по энергоблоку принят на уровне, приведенном в бизнес-плане (см. табл. 1 бизнес-плана);
  • отнесение затрат на электроэнергию и на тепло осуществлялось в той же пропорции, что и в бизнес-плане.

Укрупненный расчет себестоимости электроэнергии Белоярской АЭС в тыс. долл. представлен в таблице 24.

К сожалению, при подготовке экспертного заключения эксперты РЗК и ООО «Алкона» испытывали серьезные трудности в получении информации о себестоимости электроэнергии, вырабатываемой на АЭС, ТЭС и ГЭС. Соответствующие сведения тщательно оберегаются ведомствами, однако различные косвенные источники позволили сформировать некоторую сравнительную базу.

Так, по данным годового отчета АО «Каскад Таймырских ГЭС» за 1997 г., себестоимость электроэнергии здесь составляла от 11 до 12 долл. за 1 МВтбч. А по данным компании «Стоун и Вебстер», осуществлявшей экспертизу проекта строительства на Украине блоков ХАЭС-2/РАЭС-4, себестоимость производства электроэнергии на Хмельницкой и Ровенской АЭС может составить около 13 долл. за 1 МВтбч. При этом мощность украинских АЭС составляет 1000 МВт, а не 800 МВт в случае с БН-800. Кроме этого, топливная составляющая себестоимости несоизмерима (оксидное урановое топливо для ВВЭР-1000 с урано-плутонивым топливом для БН-800). С этими величинами сопоставима величина себестоимости, полученной нами при расчете по варианту 1. При этом следует иметь в виду, что данный вариант расчета не предполагает обслуживания кредита на строительство блока БН-800. Только в этом случае себестоимость производства электроэнергии будет сопоставимой с вышеприведенными значениями.

Уже в варианте 2, который учитывает необходимость выплаты 6% годовых по кредитам (оптимистичная ставка, принятая разработчиками бизнес-плана), себестоимость 1 МВтбч возрастает до 21,8 долл.

Вариант 3 предполагает, что плата за кредит составит не менее 24% годовых, что, на наш взгляд, гораздо ближе к сегодняшней реальности. В этом случае получено значение себестоимости, не позволяющее говорить о конкурентоспособности Белоярской АЭС – 45,71 долл. за МВтбч.

Косвенным подтверждением того, что полученные оценки близки к реальности, является тот факт, что при увеличении среднемесячной заработной платы до 1500 долл. (уровень США) получена себестоимость электроэнергии, равная 26,1 долл. (вариант 4). Эта величина близка к официальным данным США для американских атомных станций – 26 долл. за 1 МВтбч (см. «Ядерные реакторы на Хмельницкой и Ровенской АЭС». Доклад правительству Австрии). Делая данное сравнение, эксперты осознавали, во-первых, несопоставимость налоговых систем и, во-вторых, наличие различных ценовых пропорций в США и РФ. Однако, когда сопоставление ведется в столь укрупненном виде, различия дифференцируются и полученные итоговые значения вполне могут рассматриваться как объекты для сравнения.

Как видно, одним из самых значимых факторов увеличения себестоимости электроэнергии в нашем случае является стоимость кредитов. При условии беспроцентного финансирования строительства энергоблока есть возможность добиться его конкурентоспособности с первых лет эксплуатации. Любое ухудшение условий финансирования проекта делает его убыточным при сравнении со сложившимся сегодня уровнем себестоимости электроэнергии. Однако окончательное заключение о конкурентоспособности следует принимать, во-первых, с учетом прогнозируемых к моменту завершения строительства тарифов на электроэнергию в регионе и, во-вторых, после гораздо более детального обоснования себестоимости.

Следует также иметь в виду, что оценки затрат, принятые разработчиками бизнес-плана, по ряду статей мы рассматриваем как очень оптимистичные, что, при уточнении их значений, может привести к резкому ухудшению общей картины.

Таким образом, основной вывод о конкурентоспособности энергоблока БН-800 сегодня не может быть принят как абсолютно обоснованный.

При обосновании возвратности средств авторами бизнес-плана принята плата за кредиты на уровне 6%. Такая ставка процента по кредиту является приемлемой при долгосрочном кредитовании на мировом рынке. Однако в российских условиях сегодня получение валютного кредита по такой цене маловероятно, если вообще возможно. Стоимость рублевого коммерческого кредита сегодня не ниже 28%. Учитывая, что курс рубля по отношению к доллару в последнее время достаточно стабилен, можно предположить, что получение валютного коммерческого кредита реально при ставке не ниже 18–20%. Соответственно, действительная сумма к возврату значительно превысит приведенную в бизнес-плане (1522 млн долл.). По предварительным оценкам (при ставке 18%), общая сумма выплат по обслуживанию кредита составит не менее 2500 млн долл. Снижение стоимости заемных средств по сравнению со сложившимися условиями коммерческого кредитования возможно только при создании особого режима финансирования (например, бюджетное финансирование) или привлечении стратегических инвесторов, ориентированных на долгосрочную (постоянную) работу на российском энергетическом рынке. Практика последних лет, однако, показывает, что надежды на иностранные инвестиции в такой ситуации призрачны.

Как было сказано выше, приведенные в бизнес-плане оценки рентабельности и себестоимости не представляются достоверными, поэтому сумма средств, направляемых на погашение кредита из прибыли, требует дополнительного и более тщательного обоснования.

Из сказанного следует также, что приведенный на стр. 30 расчет отпускного тарифа на электроэнергию (4,4 цент/кВтбч) требует корректировки, по результатам которой он возрастет (за счет роста затрат на обслуживание кредита).

Кроме того, приведенный в табл. 7 годовой баланс поступлений и выплат носит слишком укрупненный характер и не отражает полной структуры платежей действующего предприятия. Если верить приведенным в таблице данным, то с момента пуска блока БН-800 65% от поступающих средств предприятие будет направлять на погашение кредитов, а оставшихся 35% будет достаточно для обеспечения его устойчивого функционирования, что выглядит чрезмерно оптимистично. В частности, расчет учитывает завышенную сумму налога на прибыль в размере 35% от проектной прибыли (сегодня – 30%), но при этом, вероятно, занижена сумма прочих федеральных и местных налогов (строка 10), составляющая в соответствии с расчетом всего лишь 0,2% от выручки. Такой уровень отчислений сегодня вряд ли возможен даже в отраслях, имеющих серьезные льготы по налогообложению. Так, только налог на пользователя автодорог, не учтенный в бизнес-плане, составляет 2,5% от выручки от реализации, т.е. с учетом планируемой выручки – 2,9 млн долл.

Для окончательного заключения об обоснованности приведенного баланса поступлений и выплат необходимо рассмотреть детальную структуру платежей, а также иметь информацию об исчислении налогооблагаемых баз. Выполненный экспертами расчет себестоимости электроэнергии также позволяет предположить, что Белоярской АЭС не сможет направлять на обслуживание и погашение кредита столь значительные средства, какие запланированы авторами бизнес-плана.

Реальный план погашения кредитов может быть сформирован только на основе детального и тщательно проработанного плана денежных потоков.

С учетом изложенного, приведенные в разделе «2.2. Оценка конкурентоспособности и рентабельности энергоблока БН-800 Белоярской АЭС» расчеты по обоснованию возвратности кредитов, процентов по ним в течение 10 лет и отпускного тарифа на электроэнергию выглядят неоправданно оптимистичными, недостаточно обоснованными и убедительными.

Следует отметить, что подвергнутый экспертизе бизнес-план не учитывает современное состояние объекта и меру его готовности к началу строительства. Вместе с тем в 1995 г. для возобновления работ требовались 1–1,5 года на восстановление «исходной позиции». При этом не указано, потребует ли такое восстановление дополнительных средств и в каком объеме. Разумно предположить, что к 2002 г. ситуация не улучшилась. А из этого предположения следует, что потребность в средствах на осуществление проекта за истекшие годы возросла по сравнению с цифрами, приведенными в бизнес-плане.

Таким образом, в бизнес-плане занижены:

во-первых, сумма средств, которые необходимо отвлекать в первые годы функционирования энергоблока на обслуживание и возврат заемных средств;

во-вторых, отпускной тариф на электроэнергию;

в-третьих, срок окупаемости инвестиций.

Учитывая изложенное, при реализации проекта не имеет смысла делать ставку на привлечение внешних инвесторов, т.к. срок окупаемости инвестиций превысит 10 лет (даже без учета факторов риска), что вряд ли может быть привлекательным сегодня для инвесторов, особенно иностранных.

К наиболее значимым рискам в процессе реализации проекта авторы бизнес-плана относят:
  • возможные задержки при разработке проектно-сметной документации. Можно ожидать, что с момента разработки бизнес-плана кадровая ситуация в проектных институтах ухудшилась, поэтому риск задержек стал более реальным;
  • возможные «перебои в сроках поставки оборудования от заводов стран СНГ из-за свертывания производства и отсутствия комплектующих изделий, а также увеличение стоимости оборудования из-за таможенных и ценовых неопределенностей». Очевидно, что за прошедшее с 1995 г. время риск перебоев в сроках поставки оборудования и др. не уменьшился;
  • возможность возникновения потребности в дополнительных ассигнованиях «на подготовку (восстановление) производства и корректировку конструкторской документации (приведение ее в соответствие с новыми стандартами, нормами и правилами)». Существенно, что и в этом плане ситуация за последние пять лет могла только ухудшиться, т.е. соответствующий риск возрос.

Фото 1. Панорама Белоярской АЭС.

К сожалению, разработчики бизнес-плана не осуществили количественную оценку влияния рисков на экономику проекта. Однако с большой долей уверенности можно утверждать, что они приведут к дополнительному удорожанию проекта и увеличению срока его реализации и в конечном счете к снижению эффективности капитальных вложений, росту срока окупаемости. Снижение эффективности вряд ли будет значимым, но отсутствие подробных и реальных экономических выкладок может стать серьезным препятствием в деле привлечения к участию в проекте серьезных инвесторов.

Представленный экспертизе документ не может рассматриваться в качестве серьезного основания для привлечения инвесторов и обоснования окупаемости капитальных вложений.

Приведенные в бизнес-плане оценки себестоимости продукции, объемов реализации, рентабельности и прибыли сегодня не могут быть приняты в качестве актуальных и абсолютно достоверных.

Конкурентоспособность энергоблока БН-800 во многом определяется выбранным режимом финансирования строительства объекта, стоимостью кредитов и сроками их возврата. При льготном режиме может быть обеспечен приемлемый уровень конкурентоспособности производства, а при жестких условиях предприятие в течение по меньшей мере 12–15 лет не будет иметь свободных средств в количестве, достаточном для нормального функционирования объекта, что может снизить безопасность объекта.

Кроме этого, авторами бизнес-плана не включены в расчет себестоимости электроэнергии следующие составляющие:
  • полная стоимость обращения с радиоактивными отходами (хранение, переработка и транспортировка);
  • стоимость начальной загрузки урано-плутониевого ядерного топлива, а также эксплуатационной перегрузки;
  • стоимость доставки и хранения «свежего» топлива, а также транспортировка и переработка отработавшего ядерного топлива;
  • инфляционное удорожание ядерного топлива за период эксплуатации БН-800;
  • снятие с эксплуатации АЭС с БН-800 необходимо включить в расчет себестоимости электроэнергии БН-800;
  • стоимость страхования рисков и компенсации возможного радиационного ущерба, связанного с работой АЭС с БН-800 на всех этапах жизненного цикла станции.

Приведенная экспертиза экономики проекта БН-800 позволяет сделать вывод о том, что при реализации подобных проектов нельзя руководствоваться, например, только осознанием необходимости потребности во введении дополнительных энергетических мощностей и уничтожения оружейного плутония.

Создателями проекта допущено немало ошибок и отступлений при расчетах себестоимости электроэнергии. Кроме этого, в материалах бизнес-плана отсутствуют расчетные данные по возможной альтернативе БН-800 со стороны тепловых станций на органическом топливе.

Рис. 8. Схема производства и «сжигания» МОКС-топлива в быстрых реакторах.

Разработчиками проекта БН-800 фактически большинство обоснований, будь то обоснование ядерной, радиационной или экологической безопасности, заменены декларативными ссылками на «большой и положительный опыт эксплуатации» БН-600.

Однако даже по наличию опыта эксплуатации не всегда можно судить о соответствии проекта современным нормативным документам и о достаточной оптимизации тепловой схемы станции, а также экономической эффективности АЭС.

Фото 2. Панорама Балаковской АЭС.

     Проект быстрого реактора «БРЕСТ-300»

В последнее время Минатомом России усиленно проталкивается проект быстрого реактора «БРЕСТ» с топливом UN-PuN и со свинцовым охлаждением.

Стремление руководства атомной отрасли России внедрить проект «БРЕСТ» понятно, как понятно и стремление как можно быстрее через самый верх внедрить свои намерения. Причем такие увлечения уже проходила атомная энергетика экс-СССР. Академик А.П. Александров с самих высоких трибун декларировал безопасность реакторов типа РБМК, заявляя, что «...их можно строить на Красной площади...». Потом его уверенность без достаточной экспериментальной проверки обернулась Чернобыльской катастрофой.

К настоящему времени в России выполнен 1-й этап технического проекта демонстрационного блока АЭС «БРЕСТ-300» с топливным циклом, завершение которого вместе с основными расчетными и опытными обоснованиями намечено на 2002 г. Планируется сооружение блока на площадке Белоярской АЭС в пределах 2010 г. Затраты на разработку программы НИОКР и сооружение «БРЕСТ-300» с опытным производством топливного цикла оценены для случая выполнения этой работы Россией на сумму около 1 млрд долл. На основе опыта «БРЕСТ-300» в пределах 2030 г. намечены разработка и сооружение головной АЭС этого типа.

Утверждается, что «БРЕСТ» способен решить все проблемы крупномасштабной ядерной энергетики:
  • неограниченное обеспечение ядерным топливом;
  • кардинальное решение проблемы нераспространения ядерных материалов;

Диаграмма 2. Распределение на АЭС России за период
с 1 января 1991 г. по 31 декабря 2000 г.

  • естественную безопасность;
  • способность обеспечить сжигание радиоактивных элементов;
  • снятие проблем радиоактивных отходов.

Эти намерения не только не доказаны научными и техническими работами, но и спорны по ряду основных положений.

Ниже приведен только малый перечень наиболее «узких мест» использования свинцовой технологии на быстрых реакторах:
  • в большом объеме интегральной схемы «БРЕСТ» не обеспечивается равномерность поддержания кислородного потенциала в узком разрешенном диапазоне (если он будет подтвержден). Чтобы обеспечить работоспособность тепловыделяющих элементов, необходимо найти оптимальное для заданного уровня и диапазона изменения температур содержание кислорода в теплоносителе и стабильно поддерживать его на этом уровне в течение всего срока эксплуатации реакторной установки;

 
Диаграмма 3. Распределение инцидентов по атомным станциям за
период 1 января 1991 г. по 31 декабря 2000 г.

  • не обоснована работоспособность конструкционных материалов в свинце при принятой температуре и при высоком облучении нейтронами;
  • не изучено влияние облучения в реальных реакторных условиях на поведение в свинце тепловыделяющих элементов и топливной композиции. Сама по себе проблема смешанного нитридного топлива требует значительных усилий и времени для ее решения;

Диаграмма 4. Распределение отказов по типу оборудования.
Основные конкретные причины нарушений в работе АЭС.

• технические решения по переработке топлива находятся на начальной стадии разработки.

И последнее и самое главное.

Декларируемые разработчиками реактора «БРЕСТ» крайне ущербные для обеспечения ядерной и радиационной безопасности АЭС «свойства внутренней самозащищенности реакторной установки» позволили разработчикам проекта существенно сократить площадь территории санитарно-защитной зоны и, соответственно, сократить финансовые и материально-технические затраты на мероприятия по защите населения в случае возникновения запроектной аварии на этом реакторе. Вместе с тем проектирование АЭС, опирающееся на «свойства внутренней самозащищенности реакторной установки», сводится к созданию более опасных АЭС, по сравнению с тем, если бы в этих проектах не содержалось некоторых послаблений при наличии указанных «свойств». Соответственно, в процессе технического проектирования «БРЕСТ» требуется определить меры и масштабы территорий для защиты населения в случае возникновения тяжелых аварий в априори без учета указанных выше свойств активной зоны ядерного реактора. Данное обстоятельство существенно увеличит стоимость атомной станции с данным типом установки.

Диаграмма 5. Основные конкретные причины нарушений в работе АЭС.

Диаграмма 6. Распределение отказов по типу реакторной установки.

Самым пагубным на нынешнем этапе существования атомной энергетики России может стать объявление волевым путем какого-то технологического решения лучшим с вложением в него всех сил и средств, оставив все остальные направления без внимания и главным образом без финансирования.

Производственные мощности для МОКС-топлива
Минатом не заинтересован в строительстве долговременных хранилищ плутония, предлагая хранение в форме, допускающей быстрое его использование в качестве топлива для АЭС. Таким образом, временные хранилища плутония располагаются на площадках, где в дальнейшем будут построены (или уже строятся) заводы по производству урано-плутониевого топлива.

Первый завод, который строится в Челябинске-65 на ПО «Маяк», с проектной мощностью 1,3 т плутония, должен быть введен в эксплуатацию в 2000 г. Проект осуществляется совместно с Францией с 1993 г. Новый завод по производству MOКС-топлива будет пятым по счету на ПО «Маяк».

Первые исследования по использованию плутония в качестве топлива в реакторах на быстрых нейтронах проводились в 60–70-х гг. ХХ века, при этом было использовано около одной тонны плутония для создания экспериментальных топливных сборок для реакторов типа БН. На сегодня все четыре установки остановлены.

Второй завод по производству MOКС-топлива предполагается построить в Красноярске-26, но проект находится в начальной стадии разработки.

MOКС-топливо планируется использовать на строящейся Южно-Уральской АЭС (расположенной в Челябинске-65), которая будет состоять из трех энергоблоков с реакторами типа БН-800.

Экспериментальное использование плутония в качестве топлива было осуществлено в нескольких реакторах. В экспериментальном реакторе на быстрых нейтронах БР-10 в Физико-энергетическом институте прошли испытания двух активных зон из оксида плутония оружейного состава. В реакторе БОР-60 в Научно-исследовательском институте ядерных реакторов в г. Димитровграде были испытаны и исследованы большие партии ТВЭЛов из смешанного урано-плутониевого топлива, изготовленного по разным технологиям с плутонием различного изотопного состава. Этот реактор был пущен в 1969 г. и в течение многих лет работает на смешанном оксидном топливе на основе энергетического плутония. В реакторе БН-350 на Шевченковской АЭС в Казахстане прошли реакторные испытания смешанного топлива, содержащего 350 кг оружейного плутония. Реактор был пущен в 1973 г. К настоящему времени в реакторах БН-350 АЭС в Казахстане и БН-600 Белоярской АЭС испытано около 2 тыс. ТВЭЛов на основе плутониевого топлива.

Проект реактора БН-800 Южно-Уральской АЭС рассчитан на использование 2,3 т плутония для начальной загрузки и 1,6 т для ежегодной подпитки.

Производство и технология изготовления таблеточного оксидного урано-плутониевого топлива для ТВЭЛов энергетических реакторов. Краткое описание

Технология предусматривает два варианта подготовки топлива для изготовления таблеток:
– путем механического смешивания исходных порошков диоксидов урана и плутония;
– путем изготовления таблеток из химически соосажденных порошков (U, Pu)О2 в присутствии поверхностно-активных веществ.

Основные технические характеристики

В первом варианте применен смешивающий аппарат, что позволило сократить время смешивания с 16–24 ч до нескольких минут при одновременном измельчении и уплотнении частиц порошка. Этот вариант обеспечивает получение гомогенной структуры таблеток с повышенной плотностью.

По второму варианту производится соосаждение солей урана и плутония из раствора с образованием малопылящих гранул.

При прессовании таблеток применена сухая связка – стеарат цинка, что позволило существенно улучшить технологический процесс и повысить качество таблеток.

В настоящее время рассматривается возможность строительства установки промежуточной производительности для обеспечения МОКС-топливом восьми реакторов типа ВВЭР-1000 и быстрых реакторов БН-600 и БН-800. Установка проектируется на основе опыта, технологии и оборудования по производству МОКС-топлива в г. Ханау (Германия). При масштабе производства ~1 т по плутонию в год стоимость МОКС-топлива почти вдвое превышает стоимость уранового топлива. Возможности по созданию долговременного МОКС-производства на основе установки ограничены в основном из-за малого ресурса основного оборудования. Для обеспечения экономичности эффективного использования такой установки в программе должны быть осуществлены дополнительные мероприятия по повышению ее производительности и увеличению ресурса.

Использование МОКС-топлива. Нераспространение ядерных материалов

Минатом России разворачивает работы по утилизации российского плутония, извлекаемого из ядерного оружия, и использованию его в виде МОКС-топлива для реакторов различного типа, в том числе для использования в быстрых реакторах.

В связи с предстоящим переходом от ограниченного использования технологий обращения с плутонием, извлекаемым из боеприпасов, к крупномасштабным работам по разборке боеприпасов, растворению плутония, конструированию и изготовлению МОКС-топлива, его промышленному использованию на АЭС с реакторами типа ВВЭР и БН, обращению с отработавшим МОКС-топливом и образующимися при этом РАО, а также к регулярным перевозкам плутоний-содержащих материалов необходимо сразу отметить, что:
  • федеральные нормы и правила обеспечения ядерной и радиационной безопасности при реализации перечисленных работ отсутствуют;
  • ведомственная нормативная база не может быть использована, т.к. носит закрытый характер («секретно» и «совершенно секретно») и охватывает узкий круг технологий оружейного характера, не предусматривавших использование оружейного плутония в качестве компонента топлива АЭС;
  • вопрос обеспечения ядерной и радиационной безопасности при утилизации плутония (в том числе контроль состояния защиты персонала, населения, окружающей среды) изучен недостаточно. Особого внимания требует вопрос об обращении с радиоактивными отходами, содержащими соединения оружейного плутония.

В таблицах 25 и 26 приведены радиационные характеристики необлученных ТВС БН-600 с различными видами топлива и радиационные характеристики отработавших ТВС БН-600, соответственно.

     Таблица 25

     Таблица 26

Из выступления В. Михайлова на заседании РАН: «...Оружейный плутоний получен с колоссальными затратами труда. Он в 4 раза дороже 90-процентного урана-235...

...стоимость вырабатываемого ими электричества достаточно высока, причем 1 кВт•ч, полученный на реакторе на быстрых нейтронах, в 2 раза дороже по сравнению с легководным...

...1% плутония-240 в 1 кг материала дает 104 нейтронов в секунду. Работа с промышленным плутонием, в том числе изготовление топлива, перевозка и т.д., очень сложна».

На пути использования МОКС-топлива в реакторах существуют экономические препятствия. МОКС-топливо дороже топлива из обогащенного урана. В чем причина высокой стоимости плутониевого топлива (которая остается таковой даже в предположении, что переработка топлива производится бесплатно)? Прежде всего в обилии на мировом рынке дешевого природного урана и дешевизне и доступности его обогащения. Эти два фактора приводят к тому, что стоимость обогащенного урана достаточно низка. Если предположить, что стоимость природного урана составляет 40 долл. за 1 кг и стоимость обогащения – 100 долл. за единицу разделительных работ (ЕРР), то обогащенный уран будет стоить около 1100 долл. за 1 кг. Цена же производства топливных элементов с МОКС-топливом оказывается заметно выше. Минимальная стоимость производства 1 кг МОКС-топлива составляет 1300–1600 долл. На практике стоимость оказывается еще выше. Стоимость МОКС-топлива еще более возрастает при включении в нее стоимости осуществления мероприятий по обеспечению безопасности хранения и транспортировки плутония, которая заметно выше аналогичной стоимости для уранового топлива.

В таблице 27 приведены отечественные расчеты о стоимости стандартной урановой ТВС РБМК, там же для сравнения приведены аналогичные данные о стоимости стандартной урановой ТВС легководного реактора и эквивалентной ей по энерговыработке ТВС со смешанным урано-плутониевым топливом легководного реактора. Расчет выполнен на основе современных мировых цен по регенерации отработавшего ядерного топлива и изготовлению таких ТВС.

Как следует из данной таблицы, стоимость ТВС РМБК и, соответственно, выработанной электроэнергии примерно в 10 раз больше стоимости эквивалентной ей по энерговыработке стандартной урановой ТВС. Основной вклад в стоимость ТВС со смешанным урано-плутониевым топливом вносят затраты на выделение плутония из ОЯТ. Поэтому стоимость ТВС, изготовляемой из урана и плутония, который выделен из ОЯТ легководного реактора с более высокой концентрацией плутония в нем, будет превышать стоимость стандартного уранового топлива в меньшее число (5 раз). Затраты на хранение урановых ОТВС, отсутствующие в случае переработки ОЯТ, немного уменьшат указанные соотношения (до восьми для РБМК и четырех для легководных реакторов).

Стоимость начальных загрузок быстрых реакторов будущего может достичь 800 млн долл. на блок (примерно 4 т делящегося плутония на 1 ГВт).

Согласно расчетам, выполненным Национальной академией наук (НАН) США в 1995 г., стоимость переработки и производства реакторного топлива на базе низкообогащенного оксида урана (с обогащением 4,4%) составляет 1400 долл. за 1 кг в ценах 1992 г., при условии, что цена 1 кг природного урана составляет 55 долл. за 1 кг. Стоимость производства МОКС-топлива, даже при условии наличия бесплатного плутония (т.е. извлеченного из избыточных ядерных боезарядов), составит 1900 долл. за 1 кг в ценах 1992 г., исключая налоги и страховку. Более высокая стоимость МОКС-топлива означает, что ежегодные затраты на полную загрузку реактора мощностью в 1000 МВт данным видом топлива будут на 15 млн долл. выше, чем на урановое топливо для реактора аналогичной мощности. В течение всего срока эксплуатации реактора разница между МОКС- и урановым топливом будет выше на 450 млн долл. (в ценах 1992 г.), даже если плутоний будет бесплатным. Это эквивалентно примерно 500 млн долл. в ценах 1995 г. Стоимость утилизации отработавшего МОКС-топлива также, вероятно, будет выше стоимости утилизации уранового топлива, поскольку оно более радиоактивно и содержит в 2–3 раза большее количество остаточного плутония.

Ясно, что до тех пор, пока цены на уран относительно низки, использование МОКС-топлива нерентабельно даже при наиболее благоприятных условиях: когда сам плутоний бесплатен, а цены на уран превышают нынешние рыночные цены «спот». Разница в стоимости еще более увеличится, если принять во внимание затраты на репроцессинг, т.к. он потребует в течение всего срока эксплуатации реактора выделения дополнительно сотен миллионов долларов на каждый реактор.

Как отметила НАН США в докладе 1994 г., тот факт, что плутоний представляет собой энергетическую ценность с физической точки зрения, не означает его экономической рентабельности. Нефть, содержащаяся в сланцах, также физически можно использовать в качестве топлива. Но стоимость ее извлечения по сравнению с затратами на добычу нефти из обычных месторождений не позволяет использовать ее, как и плутоний, в качестве экономически выгодного источника энергии. Кроме того, плутоний представляет угрозу с точки зрения распространения ядерного оружия, что также сопряжено со значительными убытками, хотя их и трудно измерить.

Энергетический плутоний имеет другой изотопный состав по сравнению с оружейным, однако его можно использовать в ядерном взрывном устройстве, как это было продемонстрировано Комиссией по атомной энергии США в ходе успешного ядерного испытания, проведенного в 1962 г. Продолжающийся репроцессинг и использование плутония несут двоякую угрозу. Во-первых, растущие запасы коммерческого наработанного плутония подрывают международно-правовые обязательства по разоружению. Репроцессинг плутония, даже если он ведется в коммерческих целях, может восприниматься как создание дополнительных запасов оружейных материалов. В краткосрочной перспективе это может подорвать эффективные глобальные переговоры по прекращению производства расщепляющихся материалов, а в долгосрочном плане – Договор о нераспространении ядерного оружия, согласно статье VI которого государства-участники приняли обязательство вести переговоры в духе доброй воли по выработке эффективных мер по скорейшему прекращению гонки вооружений и ядерному разоружению.

Другая опасность заключается в проникновении плутония на черный рынок. Энергетическая стоимость плутония определяется ценой на уран. Предполагая, что цена 1 кг урана составляет 40 долл., стоимость 1 кг урана-235 достигает 5 600 долл. Поскольку выделение энергии на единицу распада у плутония-239 и урана-235 примерно одинаково, теоретическая цена расщепляющегося плутония эквивалентна примерно 5 600 долл. за 1 кг. Реакторный плутоний также содержит нерасщепляющиеся изотопы, что снижает цену до 4400 долл. за 1 кг. От 6 до 10 кг реакторного плутония достаточно для создания ядерной бомбы, что определяет ее цену в плутониевом эквиваленте от 26 400 до 44 000 долл. Однако ценность плутония на потенциальном черном рынке, где основным стимулом выступает приобретение доступа к ядерному оружию, несомненно, намного превышает приведенные оценки. Опасность проникновения плутония на черный рынок особенно остра в России, где угроза несанкционированного использования возрастает в связи с ослаблением централизованного контроля в сочетании с ростом организованной преступности и трудным экономическим положением.

На рис. 8 представлена схема производства и «сжигания» МОКС-топлива. Утилизация же плутония в реакторах на быстрых нейтронах происходит путем «сжигания» его в активной зоне, что превращает реактор из производителя плутония в его потребителя (необходимо принять во внимание, что это вовсе не означает, что потребляется весь плутоний: в отработанном топливе его содержится лишь немного меньше, чем в «свежем»). С точки зрения ядерного распространения одна из проблем, связанных с бридерами, состоит в том, что ядерные материалы, входящие в ядерное топливо, могут быть использованы снова, и это позволит применять данные реакторы для производства большего количества плутония, включая оружейный.

Концентрация плутония в МОКС-топливе для бридеров существенно выше, чем для легководных реакторов. В целях утилизации плутония Минатом РФ предлагает построить еще два реактора на Южно-Уральской АЭС.

Минатом РФ утверждает, что реакторы БН-800 могут полностью работать на МОКС-топливе. Так, согласно совместному российско-американскому исследованию, они способны на утилизацию 50 т плутония в течение 30 лет. Однако, учитывая серьезность данной проблемы, необходимо провести новые и независимые исследования по этому вопросу.

Состояние работ по использованию МОКС-топлива на АЭ
с реакторами типа ВВЭР-1000

В настоящее время в России имеется 8 действующих и 2 строящихся реактора ВВЭР-1000, расположенных на площадках четырех АЭС в Европейской части России.

Некоторые статистические данные безопасности российских АЭС. Аварии и инциденты на АЭС с ядерными реакторами ВВЭР-1000

     Таблица 28

Атомные электростанции, расположенные на территории России

№ п/п	АЭС	Номер энергоблока АЭС и тип реактора
		1	2	3	4	5
1	Балаковская АЭС	ВВЭР-1000	ВВЭР-1000	ВВЭР-1000	ВВЭР-1000	ВВЭР-1000
2	Белоярская АЭС	АМБ-100	АМБ-200	БН-600	БН-800
3	Билибинская АЭС	ЭГП-6	ЭГП-6	ЭГП-6	ЭГП-6
4	Калининская АЭС	ВВЭР-1000	ВВЭР-1000	ВВЭР-1000
5	Кольская АЭС	ВВЭР-440	ВВЭР-440	ВВЭР-440	ВВЭР-440
6	Курская АЭС	РБМК-1000	РБМК-1000	РБМК-1000	РБМК-1000	РБМК-1000
7	Ленинградская АЭС	РБМК-1000	РБМК-1000	РБМК-1000	РБМК-1000
8	Нововоронежская АЭС	ВВЭР-210	ВВЭР-365	ВВЭР-440	ВВЭР-440	ВВЭР-1000
9	Смоленская АЭС	РБМК-1000	РБМК-1000	РБМК-1000
10	Волгодонская АЭС	ВВЭР-1000	ВВЭР-1000

Примечание: энергоблоки 1 и 2 Белоярской и Нововоронежской АЭС находятся в стадии снятия с эксплуатации; блок 5 Курской АЭС, блок 3 Калининской АЭС, блок 2 Волгодонской АЭС и блок 4 Белоярской АЭС находятся в стадии строительства.

За период с 1 января 1991 г. по 31 декабря 2001 г. на российских АЭС произошло 1246 нарушений в их работе.

     Таблица 29

Распределение отказов по типу оборудования

     Таблица 30

     Таблица 31

Распределение отказов по типу реакторной установки
(в процентах от общего количества отказов)

     Таблица 32

АЭС с реакторной установкой ВВЭР-1000

Реактор ВВЭР-1000 представляет собой следующее поколение легководных реакторов большой мощности. Электрическая мощность энергоблоков составляет 1000 МВт. Реактор состоит из корпуса, верхнего блока, внутрикорпусных устройств и активной зоны. Корпус с верхним блоком представляет собой сосуд под давлением с размещенным в нем внутрикорпусными устройствами и активной зоной. Активную зону реактора охлаждают четыре петли с теплоносителем.

Для предотвращения перегрева топлива в случае обезвоживания активной зоны смонтирована система, позволяющая быстро залить активную зону водным раствором борной кислоты. При этом не только охлаждается сама активная зона, но в результате попадания бора прекращается цепная реакция. Активная зона состоит из 163 ТВС шестигранной формы с ТВЭлами. В 61 ТВС установлены органы регулирования реактора, каждый состоит из 18 поглощающих элементов. В таблице 33 приведены основные технические характеристики ядерного реактора ВВЭР-1000.

     Таблица 33

Основные технические характеристики ядерного реактора ВВЭР-100

Параметр	Значение
Мощность тепловая номинальная, МВт	3000
Продолжительность работы между перегрузками топлива, месяц	12
Внутренний диаметр корпуса реактора, м	4,136
Количество насосов I контура, шт.	4
Давление теплоносителя I контура, МПа	15,7
Общий расход теплоносителя I контура, м3/час	84800
Температура теплоносителя I контура на входе в реактор, °С	290
Температура теплоносителя I контура на выходе из реактора,°С	320
Количество парогенераторов, шт.	4
Давление пара, МПа	6,27
Температура пара, °С	278,5
Паропроизводительность, т/час	1470
Количество гидроемкостей системы аварийного охлаждения, шт.	4
Количество высоконапорных насосов системы аварийного охлаждения, шт.	3
Количество низконапорных насосов системы аварийного охлаждения, шт.	3
Количество генераторов надежного электропитания, шт.	3

Технические недостатки реакторов типа ВВЭР

Водо-водяные реакторы, в принципе, не могут быть достаточно безопасными.

Если в I контуре реактора типа ВВЭР происходит неконтролируемая течь воды (в таких реакторах вода является замедлителем нейтронов и теплоносителем) или она по другим причинам перестает циркулировать в системе охлаждения, то возможно с определенной степенью вероятности утверждать, что произойдет разрушение активной зоны и последующий выход радиоактивных продуктов. А гарантии, что не произойдет разгерметизации системы и теплоноситель не перестанет охлаждать активную зону, как показывает практика, никто не в состоянии дать.

Ниже приведен неполный перечень причин аварийных ситуаций, возможных на водоохлаждаемых реакторах:
  • при потере герметичности тепловыделяющих элементов продукты деления выходят в теплоноситель, при этом повышается радиоактивность I контура. Для справки: для реакторов типа В-230, В-179 средняя доля разгерметизации составляет 3.5б10^-5. Для реакторов типа В-1000 средний уровень разгерметизации по АЭС России составляет 2.5б10^-5, а по АЭС Украины 6.8б10^-5. Общее число выгруженных ТВС в ВВЭР-1000 (по всем блокам) составляет 1798 шт. Число ОТВС, признанных негерметичными по методике КГО: новой – 18, старой – 53. Примечание: по старым нормам негерметичными считались ТВС, активность которых в пенале КГО на 3 s превышает фон. По новым нормам, кроме указанного условия, активность ТВС должна превышать 1б10^-6 Кu/кг;
  • под воздействием ионизирующего излучения вода разлагается на кислород и водород. При определенном соотношении эта смесь образует гремучий газ и поэтому на водоохлаждаемой АЭС всегда остается опасность возникновения химического взрыва (Калининская АЭС, 1990 г. – разрушение внутрикорпусных устройств реактора);
  • по самым разным причинам может возникнуть интенсивное парообразование в I контуре и произойти паровой взрыв; энергии при этом будет достаточно, чтобы сбросить крышку реактора или разрушить I контур;
  • в конструкционных материалах стенок корпуса реактора и трубопроводов неизбежно возникают трещины, развитие которых может привести к аварии;
  • известно, что большая часть аварий на АЭС происходит в результате ошибок или несанкционированных инструкций действий персонала;
  • на АЭС с реактором типа ВВЭР не предусмотрено достаточно надежное предотвращение осушения активной зоны при разрыве какого-либо элемента I контура;
  • остается проблема отказа систем САОЗ из-за неоднократных переносов сроков реализации мероприятий по замене теплоизоляции оборудования и трубопроводов, расположенных в гермообъеме, и/или по установке защиты приямков (фильтров) на входе насосов аварийного охлаждения активной зоны для АЭС с ВВЭР.

На четырех атомных электростанциях России с ВВЭР-1000 эксплуатируется 8 энергоблоков. Характеризуя состояние безопасности действующих атомных станций с ВВЭР, можно отметить, что эксплуатация их осуществляется в соответствии с требованиями правил и норм по безопасности, которые были заложены на период их создания и реализованы в соответствующих проектах, но на настоящий момент ни одна из станций не отвечает современным требованиям безопасности в полной мере.

Ни одна из действующих АЭС не имеет процедурно законченного обоснования безопасности, содержащего выводы о состоянии безопасности и анализ возможных последствий нарушений эксплуатации энергоблоков. Кроме этого, необходимо отметить, что отечественные активные зоны ВВЭР-1000 уступают западным аналогам по своим экономическим показателям.

Главными факторами являются:
  • использование в качестве конструкционного материала для дистанционирующих решеток и направляющих каналов нержавеющей стали (около 2 т в активной зоне ВВЭР-1000);
  • применение в активной зоне для компенсации избыточной реактивности стрежней выгорающего поглотителя (ВВЭР-1000) или топливных компенсаторов (ВВЭР-440), в отличие от введенного в топливо поглотителя нейтронов, используемого в большинстве PWR;
  • значительная утечка нейтронов вследствие неоптимальной схемы перегрузок топлива;
  • использование сплавов циркония с высоким содержанием гафния.

На сегодня имеются проблемы, связанные с обеспечением безопасности на АЭС с ВВЭР-1000, основными из которых являются:
  • проблема выработки ресурса оборудования систем, важных для безопасности, отсутствие утвержденных методик по управлению ресурсными характеристиками оборудования;
  • снижение темпов модернизации объектов использования атомной энергии, увеличение количества мероприятий по повышению безопасности, сроки выполнения которых переносятся из года в год;
  • недостаточен прогресс работ по обоснованию возможности продления срока службы блоков АЭС первого поколения;
  • проблема обращения с радиоактивными отходами, медленные темпы внедрения современных технологий их переработки;
  • проблема обращения с отработавшим ядерным топливом, связанная с хранением, и низких темпов вывоза его с АЭС;
  • превышение времени падения и застревание ОР СУЗ;
  • разрывы мембраны предохранительного устройства СПП;
  • отказы насосов аварийного и планового расхолаживания;
  • нарушения водно-химического режима.

Рис. 9 Принципиальная схема АЭС с ВВЭР-1000

Кроме этого, целый ряд нарушений повторяется из года в год из-за недостаточности корректирующих мер и финансирования работ по их реализации. Анализ непосредственных причин нарушений в работе АЭС показал, что более 70% всех причин приходится на механическое повреждение элементов оборудования, из них 65% – коррозионные дефекты сварных соединений различных трубопроводов; остальные дефекты обусловлены усталостным разрушением, деформацией стержней, штанг, износом и исчерпанием ресурса.

Другую группу причин (около 20%), составляют неисправности в электротехнической части: нарушение изоляции, короткое замыкание, обрыв цепи, внутренние повреждения, помехи, наводки.

На причины, обусловленные «человеческим фактором» – неправильными действиями персонала, приходится 6%.

Рис. 10. Разрез реактора ВВЭР-1000. 1 – верхний блок; 2 – привод СУЗ; 3 – шпилька; 4 – труба для загрузки; 5 – уплотнение; 6 – корпус реактора; 7 – блок защитных труб; 8 – шахта; 9 – выгородка; 10 – топливные сборки; a -теплоизоляция реактора; b – крышка реактора; c – регулирующие стержни; d – топливные стержни.

Рис. 11. Разрез герметичной оболочки реакторного отделения.
1 – горизонтальный парогенератор; 2 – главный циркуляционный насос

Проблемы топливоиспользования на АЭС с реакторами ВВЭР

Затирания органов регулирования системы управления и защиты (СУЗ) на реакторах ВВЭР-1000 приняли массовый характер в начале 90-х гг., что явилось следствием перехода с двухгодичного на трехгодичный топливный цикл. При этом наблюдалось превышение допустимого времени падения (4 сек.) и застревание органов регулирования СУЗ в нижней части активной зоны. Кроме того, из-за увеличения величины межкассетных зазоров выросли локальные энерговыделения, в связи с чем Госатомнадзор России ограничил мощность блоков ВВЭР-1000 до 90% до тех пор, пока не будет разработано обоснование безопасности эксплуатации в сложившихся условиях.

На основании приказа министра Российской Федерации по атомной энергии были разработаны необходимые мероприятия и проведены работы на Балаковской и Калининской АЭС по повышению надежности работы органов регулирования СУЗ.

В соответствии с планом мероприятий во время эксплуатации энергоблоков Балаковской и Калининской АЭС проводились периодические проверки проходимости направляющих каналов ТВС (тепловыделяющих сборок) методом индивидуального сброса каждого органа регулирования СУЗ. Были также проведены работы по доработке штанг приводов СУЗ и замене поглощающих стержней СУЗ на утяжеленные. В результате проведенных работ в настоящее время все штанги приводов СУЗ Калининской и Балаковской АЭС полностью доработаны и отвечают предъявляемым к ним требованиям.

Параллельно проводилась замена обычных поглощающих стержней СУЗ на поглощающие стержни СУЗ «утяжеленной» конструкции. Эта работа также на данный момент полностью завершена на Балаковской и Калининской АЭС.

В соответствии с мероприятиями во время планово-предупредительных ремонтов на блоках ВВЭР-1000 проводились работы по измерению кривизны направляющих каналов ТВС, разновысотности положения головок ТВС, характеристик пружинных блоков ТВС и усилий перемещения поглощающих стержней СУЗ в направляющих каналах ГВС. На основании полученной информации главным конструктором и научным руководителем были разработаны обоснования безопасной эксплуатации реакторов на номинальном уровне мощности, содержащие прогноз искривления ТВС в процессе топливной кампании и дополнительные ограничения на неравномерности энерговыделения в активной зоне в связи с искривлением ТВС.

До начала проведения этой работы максимальные искривления доходили до 30 мм, а средние равнялись 12 мм, то в настоящее время средние искривления на энергоблоке 1 Балаковской АЭС составляют около 8 мм, а на энергоблоке 1 Калининской АЭС – около 3 мм.

На базе статистической обработки большого массива измерений, проведенных на АЭС России и Украины, разработана методика «обобщенного» реактора (которая направлена на экспертизу в Госатомнадзор России), позволяющая отказаться от частных обоснований и прогнозировать зазоры и дополнительные ограничения на энерговыделение расчетным путем.

В настоящее время падение органов регулирования СУЗ на блоках происходит за 3 сек., что позволило отказаться в 2001 г. от проверок времени падения органов регулирования СУЗ во время работы блока (эта проверка проводится только в начале и в конце работы). В то же время выросли усилия трения при перемещении ГВС во время разборки активной зоны (Балаковская АЭС), но безопасность их перемещения с возросшими усилиями обоснована.

Для решения задачи по выпрямлению ТВС, входящих в состав активной зоны, ОКБМ разработало ТВС альтернативной конструкции (ТВСА), обладающую повышенной изгибной жесткостью за счет введения уголков, приваренных к дистанционирующей решетке. Это позволило на энергоблоке 1 Калининской АЭС практически всю активную зону загрузить ТВСА, что дало возможность уменьшить среднюю величину прогибов с 9 до 3 мм (результаты измерений, проведенных в ходе планово-предупредительного ремонта в 2001 г.).

В процессе реализации мероприятий по уменьшению искривления ТВС реакторов ВВЭР-1000 ОКБ «Гидропресс» разработало усовершенствованную тепловыделяющую сборку (УТВС), модернизировав конструкцию пружинного блока и головки ТВС.

Для реализации четырехгодичного топливного цикла на энергоблоках ВВЭР-1000 с целью повышения уровня безопасности эксплуатации и эффективности топливоиспользования в состав УТВС и ТВСА были введены ТВЭлы (тепловыделяющие элементы), содержащие гадолиний в качестве интегрированного в топливо выгорающего поглотителя (урано-гадолиниевое топливо – УГТ).

Урано-гадолиниевое топливо в настоящее время внедряется и на блоках ВВЭР-440 (блок 4 Кольской АЭС), что обеспечит его эксплуатацию в режиме пятигодичного топливного цикла.

Следует отметить, что при эксплуатации первых опытных партий УТВС были выявлены факты смещения дистанционирующих решеток (на расстояние до 650 мм), что привело к досрочной выгрузке 12 ТВС во время планово-предупредительного ремонта в 1999 г. и потребовало дополнительных обоснований безопасности эксплуатации. Как выяснилось, смещения решеток были вызваны недостатками конструкции УТВС в части крепления дистанционирующей решетки на центральной трубке. В результате проведенных работ эти недостатки устранены, но в целом конструкция УТВС обладает меньшей по сравнению с ТВСА жесткостью и сопротивляемостью изгибу. Поэтому в настоящее время начата разработка ТВС новой конструкции – ТВС-2, которая по замыслу ОКБ «Гидропресс» будет обладать повышенной изгибной жесткостью за счет применения широких «мягких» дистанционирующих решеток и закрепления их не только на центральной трубке, но и на направляющих каналах.

По-видимому, необходимо отметить пониженную надежность топлива для ВВЭР-440. Это особенно заметно проявилось при массовой разгерметизации кассет в ходе планово-предупредительных ремонтов в 1998 г. (23 шт.), а также в 2001 г. (9 шт.).

С учетом данного обстоятельства в ОКБ «Гидропресс» для реакторов ВВЭР-440 разрабатывается кассета второго поколения на основе находящихся сейчас в опытной эксплуатации кассет с виброустойчивой конструкцией пучка ТВЭлов и кассет автоматического регулирования с модернизированным стыковочным узлом.

Проблемы эксплуатации парогенераторов ПГВ-1000.

Парогенераторы ВВЭР образуют третий физический барьер распространения радиоактивной среды и эксплуатируются в наиболее тяжелых коррозионных условиях.

В процессе эксплуатации в 1986–1991 гг. отмечены повреждения металла холодных коллекторов ПГВ-1000 в перемычках между отверстиями в перфорированной зоне. Комплекс экспериментально-исследовательских работ, выполненных в ОКБ «Гидропресс», ЦНИИТМАШе, ЦНИИКМе «Промстей», ВНИИАЭС, НИИАРе, ЦКТИ, МЭИ, решил в основном проблему коллекторов. При этом использовались различные пути ее решения:
  • реабилитация действующих парогенераторов;
  • изменения в технической документации и технологии производства;
  • новые схемные решения по реконструкции коллекторов водопитания и продувки;
  • эксплуатационные решения в части ужесточения требований к качеству теплоносителя контура II, проведение химической отмывки.

Параллельно с этим была проведена модификация конструкции парогенераторов.

За последние годы повреждения коллекторов не выявлено, однако появились случаи повреждения 111 сварных швов, являющихся наиболее нагруженными элементами конструкции парогенератора.

В последнее время отмечаются негативные результаты, полученные в результате объединения линий продувки карманов коллекторов и днища, – появление локальных зон повышенного солесодержания и шлама в районе 2–4-й решетки «горячего» канала, в карманах коллекторов парогенератора. На ряде атомных станций эта проблема решена весьма эффективно, на других АЭС ведется реконструкция линий продувки.

Для обеспечения диагностики металла парогенераторы АЭС оснащены установками вихретокового контроля для коллекторов и трубок, новыми приборами УЗК (ультразвукового контроля) для контроля коллектора.

С 1999 г. в концерне «Росэнергоатом» действуют «Нормы дефектов (критерии глушения) теплообменных трубок парогенераторов реакторной установки типа ВВЭР-1000, РД ЭО-0157-99», на основании которых глушатся трубы с износом 60–75%. Но, к сожалению, после проведения вихретокового контроля при проведении контроля плотности аквариумным методом обнаруживаются неплотные трубы. В связи с этим необходимо провести оценку достоверности вихретокового контроля, поскольку металлографическими исследованиями обнаружено несоответствие между результатами вихретокового контроля и фактической глубиной дефектов под дистанционирующими решетками и на изгибах труб. Механизм деградации труб в основном одинаков – трещины транскристаллитного характера, образующиеся от питгингов и развивающиеся с поверхности со стороны контура II.

Координационный совет по комплексному решению вопросов эксплуатации парогенераторов создан для координации деятельности научно-исследовательских, проектно-конструкторских, наладочных и ремонтных организаций при проведении работ на парогенераторах и выполнения обоснования безопасной эксплуатации парогенераторов АЭС с реакторами ВВЭР. В него входят специалисты концерна «Росэнергоатом», ОКБ «Гидропресс», ВНИИАЭС.

В 2000–2001 гг. прошло 4 заседания совета, на которых были рассмотрены вопросы продления срока службы парогенераторов Нововоронежской АЭС и исследования демонтированных парогенераторов Балаковской АЭС. Разработана и выполняется вторая редакция «Программы работ по комплексному решению вопросов эксплуатации парогенераторов действующих энергоблоков с реакторами ВВЭР-1000 и ВВЭР-440». Эта программа предусматривает решение широкого спектра задач по совершенствованию конструкции парогенераторов, водно-химического режима контура II, материаловедению, остаточному ресурсу, диагностике, совершенствованию эксплуатационного контроля конденсатно-питательного тракта, замене оборудования контура II, ремонту и замене парогенераторов.

Таким образом, проведенный в последнее время комплекс работ позволил обеспечить безопасную эксплуатацию парогенераторов в течение более чем 115 тыс. часов.

Вместе с тем в ближайшее время следует продолжить работы по:
  • модернизации конструкции парогенераторов и его обвязки;
  • совершенствованию водно-химического режима;
  • модернизации оборудования контура II, исключению медьсодержащих теплообменников, переходу на титановые конденсаторы;
  • диагностике целостности трубок парогенераторов.

Для сокращения сроков контроля требуется модернизировать системы вихретокового контроля, разработать новое программное обеспечение с автоматическим распознаванием дефектов и создать центр анализа результатов вихретокового контроля и единый банк данных по результатам контроля. При этом стоит внимательно ознакомиться с разработками ОКБ «Гидропресс» в части создания оболочек для баз данных.

С целью повышения достоверности вихретокового контроля целесообразно провести комплекс работ с использованием труб, имеющих естественные и искусственные дефекты, с участием международных организаций и создать отраслевую систему аттестации персонала и установок вихретокового контроля с использованием банка тест-образцов труб.

Поскольку развитие АЭС в ближайшее время ориентировано на технологию ВВЭР, вопросы надежной эксплуатации ядерного топлива и горизонтальных парогенераторов требуют от ОКБ «Гидропресс» пристального внимания на протяжении всего срока службы АЭС, включая продлеваемый период для ВВЭР-440.

Балаковская АЭС

Ниже приведены описания наиболее серьезных инцидентов, происшедших на этой АЭС:
  • в результате халатных действий персонала станции в 1985 г. при испытании первого блока без загрузки топлива («горячая обкатка») произошел разрыв трубопровода. Погибло 13 человек;
  • в течение 1987–1991 гг. происходил массовый выход из строя парогенераторов АЭС;
  • в первом квартале 1997 г. на АЭС вследствие повреждения парогенераторов энергоблока 2 произошло локальное загрязнение кровли машинного зала выше контрольного уровня (до 180 мкРбч) общей площадью около 30 м²;
  • 26 июня 1993 г. произошло затирание одиннадцати органов регулирования (ОР) системы управления и защиты (СУЗ) при испытании активной защиты во время останова 2-го энергоблока Балаковской АЭС на ремонт (ППР). Энергоблок находился в состоянии «горячего» останова перед выводом в ППР. Температура I контура 280оС, давление 160 кгс/см², концентрация бора составляла 16 г/л. При проведении испытаний по сбросу активной защиты произошло застревание в промежуточных положениях в нижних зонах одиннадцати ОР СУЗ. По шкале INES событие соответствует уровню 2;
  • 14 мая и 18 июня 1995 г. на блоке 1 при проведении испытаний ОР СУЗ выявлено превышение проектной величины времени падения ОР СУЗ в режиме АЗ в результате искривления каналов ПС СУЗ, вызванное конструкторскими недоработками. Уровень события – 1;
  • 19 марта 1997 г. перед остановом блока 1 для текущего ремонта проверялась работоспособность ОР СУЗ. При этом было установлено время падения трех ОР СУЗ – более 4 сек. (проектное время – 4 сек.). Были нарушены условия безопасной эксплуатации энергоблока. Уровень по шкале – 1.

Нововоронежская АЭС

Ниже приведены описания наиболее серьезных инцидентов, происшедших на этой АЭС:
  • на блоке 5 1 ноября 1996 г. на номинальном уровне мощности проверялась система безопасности СБ-1. При проверке на рециркуляцию спринклерного насоса из-за недозакрытой задвижки на его напоре были залиты водой кабельные разъемы системы управления и защиты реактора и системы внутриреакторного контроля, что привело к появлению ложной информации о состоянии РУ. Блок был остановлен и выведен в ремонт. Уровень по шкале – 1;
  • 1 ноября 1998 г. при работе блока 5 на мощности обнаружен выход пара из-под теплоизоляции горячего коллектора парогенератора. После демонтажа теплоизоляции было выявлено парение в районе сварного шва приварки горячего коллектора к патрубку Ду1200 парогенератора. По результатам капиллярного контроля обнаружены две трещины длиной 12 и 3 мм в металле сварного шва. Уровень события по шкале INES – 1. Причина события – совместное воздействие в зоне разрушения технологических остаточных напряжений изготовления, циклических нагрузок, возникших в процессе длительной эксплуатации с влиянием коррозионно-активной среды (отклонение от требований конструкторской документации при изготовлении).

Калининская АЭС

Ниже приведены описания наиболее серьезных инцидентов, происшедших на этой АЭС:
  • 6 января 1990 г. ухудшилась радиационная обстановка на блоке 1. Через быстродействующее редукционное устройство – атмосферу (БРУ-А) парогенератора № 4 (ПГ-4) – произошел пролив воды II контура на крышу деаэраторной этажерки и частично на крыши машинного зала и спецкорпуса в количестве около 20 м³ с удельной активностью 3,0б10 Кu/л. Основная часть воды по ливнестокам поступила в общий коллектор пожарно-ливневой канализации (ПЛК) и далее в сбросный канал оз. Песьво, а часть просочилась внутрь помещений. Значения экспозиционной мощности дозы колебались от 0,1 до 1,3 млР/ч, измерения проводилось вплотную к поверхности, плотность потока достигала 1500 бета-частиц/(см2мин). Переоблучения персонала выше предельно допустимых норм не было. Данное радиоактивное загрязнение произошло по вине руководящего и оперативного персонала АЭС;
  • 1 июля 1992 г. при проведении земляных работ по разработке котлована для сооружения расширяемой части спецкорпуса 1-й очереди было обнаружено локальное радиоактивное загрязнение участка территории, примыкающей к спецкорпусу. Основная причина этого загрязнения – низкое качество работ и приемки строительных работ;
  • в 1994 г. при проведении ремонтных работ два человека превысили предельно допустимую дозу облучения (5 бэр), а двое других – контрольный уровень облучения (3 бэр);
  • 14 мая 1995 г. на блоке 1 при проведении испытаний ОР СУЗ выявлено превышение проектной величины времени падения ОР СУЗ в режиме АЗ в результате искривления каналов СУЗ, вызванное конструкторскими недоработками. Уровень события – 1;
  • 15 февраля 1997 г. на блоке 2 при проведении испытаний ОР СУЗ выявлено превышение проектной величины времени падения ОР СУЗ в режиме АЗ в результате искривления каналов СУЗ, вызванное конструкторскими недоработками. Уровень события – 1.

Планы использования МОКС-топлива на АЭС с реакторами ВВЭР-1000

Согласно планам Минатома, в каждом из них может быть потреблено от 250 до 280 кг плутония в год. На данный момент проводится НИОКР по внедрению МОКС-топлива на основе оружейного плутония на АЭС с реакторами ВВЭР-1000 и продлению срока эксплуатации реакторов ВВЭР-1000. Статус работ и результаты экономического анализа по этим реакторам приведены в табл. 34 и 35.

В программе Минатома РФ по утилизации оружейного плутония не учтены следующие затраты:
  • на международный контроль и мониторинг (зависит от числа площадок и объема перевозок);
  • на лицензирование строительства, модернизацию и эксплуатацию реакторов и установок по производству МОКС-топлива;
  • на продление сроков эксплуатации БН-600 и ВВЭР-1000 с МОКС-топливом;
  • на модернизацию хранилищ отработавшего ядерного топлива для обеспечения безопасного хранения отработавшего МОКС-топлива и/или строительство новых;
  • на удорожание производства уранового топлива в результате замещения части уранового производства на производство МОКС-топлива.

В настоящее время программа энергетического использования высвобождаемого оружейного плутония является затратной, такой она останется в течение ближайших десятилетий. Основные причины – отсутствие производства МОКС-топлива с производительностью 2 т плутония в год и более, а также наличие значительных количеств сравнительно дешевого уранового топлива.

     Таблица 34

     Таблица 35

Для реализации программы Минатома РФ требуется источник финансирования, внешний по отношению к России. При отсутствии внешнего финансирования в достаточном объеме в России будут продолжены маломасштабные работы с использованием плутония по развитию технологий замкнутого топливного цикла в атомной энергетике и реакторов на быстрых нейтронах.

К проблемам использования МОКС-топлива на действующих АЭС с реакторами типа ВВЭР-1000 нужно отнести следующие:

A.	Работы по расчетно-экспериментальному обоснованию возможности использования смешанного урано-плутониевого топлива в России только разворачиваются. Ни один из тепловых реакторов (а к ним и относятся реакторы ВВЭР-1000) не проектировался с учетом возможности использования такого топлива. Показатели безопасности действующих ВВЭР даже на урановом топливе не отвечают перспективным требованиям, предъявляемым к показателям реакторов повышенной безопасности нового поколения. В силу этого вопрос о лицензировании возможности замены части урановых ТВС в действующих реакторах типа ВВЭР на ТВС со смешанным урано-плутониевым топливом, приводящим к некоторому ухудшению показателей безопасности, вызывает определенные сомнения. Кроме этого, при ориентировании на ВВЭР, например, с полной загрузкой такого топлива для утилизации оружейного плутония потребовалось бы в два раза больше таких реакторов, чем быстрых такой же мощности. Это обусловлено различиями в годовом расходе плутония на изготовление топлива для ВВЭР и быстрых. При ограничении доли смешанного топлива 1/3 загрузки активной зоны (как, например, во французских АЭС) требуемое число ВВЭР возрастает в 6 раз по сравнению с быстрыми.
B.	Изотопы плутония отличаются по своим ядерным свойствам от изотопов урана. Эти различия приводят к следующим последствиям для безопасности реактора, работающего на МОКС-топливе:   • уменьшению поглотительной способности управляющих стержней. Это происходит из-за того, что МОКС-топливо сравнительно хорошо поглощает нейтроны низких энергий, поэтому средняя энергия нейтронов оказывается выше, а управляющие стержни поглощают быстрые нейтроны хуже, чем медленные. По той же причине падает поглотительная способность бора, добавленного в теплоноситель. Из-за этого оказывается недопустимым размещать топливные сборки с МОКС-топливом в непосредственной близости от управляющих стрежней;   • использование МОКС-топлива в ВВЭР вносит различные важные для безопасности физико-нейтронные изменения, которые значительно влияют на поведение активной зоны в рабочем и аварийном режиме. В связи с тем, что при использовании МОКС-топлива доля запаздывающих нейтронов меньше и значения коэффициентов реактивности менее благоприятны, события, ведущие к возрастанию реактивности, рассматриваются как более серьезные для реактора на МОКС-топливе, чем для реактора с обычным UO2 топливом. Для реакторов ВВЭР наиболее важны события, связанные с охлаждением активной зоны, такие как разрыв главного циркуляционного контура. Из-за меньшей доли запаздывающих нейтронов и меньшего времени жизни мгновенных нейтронов в активных зонах с МОКС-топливом развитие некоторых аварийных ситуаций (таких, как неконтролируемое выведение стержня или избыточное охлаждение, например при срабатывании системы охлаждения активной зоны) будет более быстрым. Эта особенность будет усиливаться при увеличении доли МОХ-топлива и степени обогащения плутония, а также с увеличением глубины выгорания ядерного топлива. Таким образом, ВВЭР с МОКС-топливом приближаются по нейтронным характеристикам активной зоны к реакторам на быстрых нейтронах. Для этих типов зон наиболее опасны аварии, связанные с возрастанием мощности (с разрушением активной зоны или вводом положительной реактивности при срабатывании САОЗ );   • ускорению износа материалов реактора. Поскольку использование МОКС-топлива приводит к повышению средней энергии нейтронов, это, в свою очередь, ускоряет процессы радиационного разрушения материалов реактора нейтронами. В результате сокращается срок службы внутрикорпусных деталей реактора, при этом наблюдается радиационное охрупчивание корпуса реактора, а также увеличивается количество продуктов коррозии в теплоносителе, что приводит к повышенной нагрузке на спецводоочистку I контура (СВО-1) и ведет к повышению радиоактивности теплоносителя;   • физико-технические характеристики смешанного урано-плутониевого топлива (по сравнению с урановым топливом) в случае использования его на действующих АЭС оказывают негативное влияние на уровень безопасности самой станции, а именно: – более низкая температура плавления (ниже на 20–40оС); – теплопроводность (ниже); – выход газообразных продуктов деления (выше); – выход негазообразных элементов (выше); – повышенное образование йода, трития, актинидов.
С.	Нетривиальным является также вопрос о радиотоксичности отработавшего ядерного топлива. Известно, что присутствие в отработавшем топливе долгоживущих изотопов плутония, америция, нептуния и кюрия существенным образом усложняет, во-первых, технологию рецикла смешанного топлива, во-вторых, решение проблемы долгосрочного захоронения отходов. Во многом эти проблемы связываются с накоплением в отработавшем топливе Pu241, удельная радиотоксичность которого в 40 раз выше радиотоксичности основного изотопа Pu239. При хранении Pu241 превращается в еще более токсичный Am241 с периодом полураспада 433 года, вносящий основной вклад в радиотоксичность трансурановых элементов отработавшего топлива после распада короткоживущих продуктов деления. При работе легководных реакторов на урановом топливе из общей массы нарабатываемого энергетического плутония ~250 кг/(ГВт(эл)бгод) около 30 кг составляет Pu241. Утилизация оружейного плутония в тепловых реакторах увеличивает его годовую наработку более чем в 3 раза по сравнению с наработкой ВВЭР на урановом топливе. В условиях вынужденного длительного хранения отработавшего топлива значительная часть Pu241 превращается в Am241, что существенным образом затрудняет дальнейшее использование и захоронение отходов.
D.	Все вышесказанное негативно отразится на самой эксплуатации АЭС. На действующих энергоблоках АЭС с реакторами типа ВВЭР-1000 будет необходимо изменить (или доказать, что уже существующие технологические системы могут эффективно работать с новым видом ядерного топлива) уже существующие технологические схемы и/или спроектировать (смонтировать, достроить) новые. В связи с этим необходимо изменить систему:   • хранения, транспортировки и биологической защиты, узла приготовления «свежего» ядерного топлива;   • контроля и управления, в том числе систему контроля радиационной безопасности (очень остро стоят вопросы индивидуальной защиты персонала, а также индивидуальной дозиметрии);   • хранения и транспортировки отработавшего ядерного топлива;   • контроля герметичности тепловыделяющих сборок;   • перегрузки ядерного топлива в части транспортно-технологической части;   • очистки воды бассейна выдержки отработавшего ядерного топлива;   • газовых сдувок с зеркала испарения бассейна выдержки ОЯТ;   • сбора организованных протечек;   • сбора и хранения трапных вод;   • обращения с радиоактивными отходами, образующимися при эксплуатации АЭС (оборудование спецкорпуса). Кроме этого, необходимо:   • провести расчеты эффективности применяемых систем безопасности на АЭС (локализующих, управляющих, защитных и обеспечивающих);   • провести соответствующие расчеты по эффективности биологической защиты I и II контуров АЭС в режимах нормальной эксплуатации, а также в аварийных режимах;   • пересмотреть нормы водно-химического режима (ВХР) I и II контуров АЭС, а также ВХР бассейна выдержки ОЯТ;   • провести расчеты по эффективности приточно-вытяжной вентиляции гермообъема защитной оболочки.
E.	Помимо нежелательного накопления Pu241 утилизация оружейного плутония в ВВЭР приведет также к увеличению в несколько раз массы Am, Np, Cm по сравнению с ВВЭР на уране. В результате выжигания основного изотопа Pu239 при утилизации оружейного плутония в ВВЭР на ПО «Маяк» накопилось бы нуклидов общей радиотоксичностью, превышающей более чем в 3 раза радиотоксичность трансурановых элементов, накапливаемых при работе ВВЭР такой же мощности, но на уране.
F.	При использовании МОКС-топлива на АЭС выявляются новые сценарии радиационных аварий, тем самым снижается общий уровень безопасности самой АЭС.
G.	Необходимо отметить, что в России нет еще отработанной технологии изготовления МОКС-топлива для ВВЭР. Такая цепочка предусматривается на заводе РТ-2, ввод которого предполагается после 2010 г.

     Минатом разворачивает работы по утилизации российского плутония, извлекаемого из ядерного оружия, и использованию его в виде МОКС-топлива для реакторов различного типа.

В результате ограниченного использования плутония, извлекаемого из боеприпасов, и предстоящего перехода к крупномасштабным работам по разборке боеприпасов, растворению плутония, по конструированию, изготовлению МОКС-топлива, его промышленному использованию на АЭС с реакторами типа ВВЭР и БН, обращению с отработавшим МОКС-топливом и образующимися при этом РАО, а также к регулярным перевозкам плутоний-содержащих материалов отмечаем следующее:
1. Минатом России постоянно заявляет о том, что имеющийся плутоний является ценным энергетическим сырьем. С этим трудно согласиться, поскольку общего количества плутония в настоящее время недостаточно, чтобы строить на его основе долгосрочную и масштабную ядерную программу. Кроме того, оборудование для изготовления топлива из плутония требует серьезных капитальных вложений. Поэтому идея о том, что плутоний – ценное энергетическое сырье, неявно подразумевает, что, развив технологическую базу для сжигания имеющегося в наличии плутония, Минатом России получает возможность производить и сжигать плутоний. Только в этом случае можно говорить о нем как о топливе для энергетики.
2. Федеральные нормы и правила обеспечения ядерной и радиационной безопасности при реализации утилизации оружейного плутония и использования МОКС-топлива на реакторах типа ВВЭР отсутствуют.
3. Ведомственная нормативная база не может быть использована, т.к. она носит закрытый характер («секретно» и «совершенно секретно») и охватывает узкий круг технологий (оружейного характера), не предусматривающих использование оружейного плутония в качестве компонента топлива АЭС.
4. Вопрос обеспечения ядерной и радиационной безопасности при утилизации плутония (в том числе контроль состояния защиты персонала, населения, окружающей среды) изучен недостаточно. Особого внимания требует вопрос об обращении с радиоактивными отходами, содержащими соединения оружейного плутония.
5. Физико-технические характеристики смешанного урано-плутониевого топлива в случае использования его на действующих АЭС оказывают негативное влияние на уровень безопасности самой станции.
6. При использовании МОКС-топлива на действующих АЭС резко снижается безопасность ядерных реакторов типа ВВЭР. Подобные утверждения усугубляются наличием на АЭС неэффективной системы управления и защиты реактора. Именно поэтому на протяжении последних шести лет была ограничена мощность действующих энергоблоков на Балаковской и Калининской АЭС.
7. В результате сильно выраженной гетерогенности МОКС-топлива (топливных сборок и всей активной зоны) по сравнению с зонами, загруженными окисью урана, неопределенность значительно возрастает и параллельно возрастает риск появления дополнительных источников ошибок в расчетах по физике активной зоны, в частности связанных с изготовлением топлива и загрузкой активной зоны. Неопределенности в расчетах режимов работы реакторов, загруженных плутониевым топливом, пока не снижены до того уровня, который уже достигнут для активных зон, загруженных традиционным урановым топливом. В частности, использование МОКС-топлива вносит неоднородности в активную зону, которые вызывают трудности в расчете распределения мощности вблизи границ раздела между урановым топливом и ТВС с МОКС. Таким образом, применение МОКС-топлива несомненно увеличивает риск аварий по сравнению с чистым UO2 благодаря появлению новых источников и сценариев аварий.
8. Последствия от аварий, связанных с расплавлением активной зоны, катастрофичны и для реакторов на урановом топливе. Если же реактор работает на МОКС-топливе, повышенный выброс активности приводит к тому, что для того же расстояния от реакторной установки доза оказывается в 2,3–2,5 раз выше. Во столько же раз усугубляется влияние радиации на здоровье проживающих там людей.