СВБР: Свинцово-висмутовый большой рывок

 

21/01/2013

Реализуемый в рамках ФЦП «Ядерные энерготехнологии нового поколения на период 2010-2015 годов и перспективу до 2020 года» проект модульного реактора на быстрых нейтронах СВБР-100 вступает в активную стадию. В соответствии с директивным графиком, разработчик проекта, ОАО «АКМЭ-инжиниринг» (совместное предприятие Госкорпорации «Росатом» и частной компанией ОАО «Иркутскэнерго»), должен получить лицензию на размещение в 2013 году, а лицензию на сооружение в 2014 году. Сроком физического пуска опытно-промышленного энергоблока с реактором со свинцово-висмутовым теплоносителем определен 2017 год. О ходе работ, финансовых и технических параметрах проекта, а также о маркетинговых планах в эксклюзивном интервью Nuclear.Ru рассказал генеральный директор ОАО «АКМЭ-инжиниринг» Владимир Петроченко.

 

Nuclear.Ru: На каком этапе сейчас находится процесс получения лицензии на размещение энергоблока с реакторам СВБР-100?

 

В. Петроченко: Согласно календарно-сетевому графику проекта мы подали в Ростехнадзор документы на получение лицензии на размещение. Но решение Ростехнадзора о выдаче положительного заключения на размещения ядерной установки возможно только после выхода федеральной целевой программы, который несколько задерживается. Сам факт подачи документа на получение лицензии на размещение связан с прохождением очень длительных процедур. Мы этим занимаемся уже второй год: разработка предпроектных фаз, изыскания, общественные слушания, получение положительных заключений федеральных органов надзора, МЧС, Роспожнадзора, Федерального медико-биологического агентства и так далее. Сейчас решается вопрос о повторном рассмотрении материалов заявки в органах Росприроднадзора. Те замечания, которые были выданы повторно, мы устранили.

 

Nuclear.Ru: Когда можно ожидать получение лицензии на размещение?

 

В. Петроченко: Здесь можно говорить только о прогнозах. К сожалению, от нас здесь ничего уже не зависит. Мы подготовили  письма от руководства «Росатома» на имя руководителя Ростехнадзора с просьбой о приеме к рассмотрению заявки без некоторых ключевых документов. Если Ростехнадзор примет пакет документов, то стандартно он рассматривает пакет документов на размещение от трех до шести месяцев, то есть можно ожидать положительное заключение в конце первого – начале второго квартала.

 

Nuclear.Ru: В связи с этим сдвигается ли срок получения лицензии на строительство? Ранее планировалось получить ее в 2014.

 

В. Петроченко: Параллельно мы формируем пакет документов для рассмотрения Ростехнадзором материалов проекта для получения лицензии на сооружение. Есть несколько ключевых документов, два из которых – это вероятностный анализ безопасности (ВАБ) и предварительный отчет по обоснованию безопасности (ПООБ). Эти документы у нас должны появиться к концу 2013 года. Это очень амбициозная задача, и, соответственно, одна из ключевых вех нашего проекта – конец следующего года – формирование необходимого комплекта документов для подачи в Ростехнадзор для получения лицензии на сооружение ядерной установки. Директивный график сооружения АЭС с реактором со свинцово-висмутовым теплоносителем мы не меняем. Если будут какие-то изменения по ключевым вехам, в соответствии со сложившейся практикой будем разрабатывать компенсирующие мероприятия, нацеленные на сохранение срока пуска неизменным.

 

Nuclear.Ru: Когда начнется строительство?

 

В. Петроченко: Есть законодательные ограничения, связанные с регулированием этого вопроса, есть предварительная фаза проектирования и выдачи рабочей документации на промстройбазу, на основную площадку. После получения лицензии на размещение и получения соответствующих разрешений мы можем зайти на площадку с определенными видами работ, обеспечивающими не только подготовку территории: лесосводку, вертикальную планировку, но и сооружение временных зданий. Часть зданий для будущего подрядчика и служб заказчика мы можем готовить без лицензии на сооружение.

 

Фактически работы на площадке начались больше года назад, когда мы начали изыскания. Лицензия на размещение предполагает исследование на геологию и сейсмику и соответствующие исследования не только камеральные по анализу существующей документации, но и полевые работы – они будут продолжаться до момента начала сооружения АЭС. Поэтому работы на площадке ведутся пока в рамках изысканий. План 2013 года – подготовить инфраструктуру, площадку для подрядчика, компании, которая выиграет конкурс на сооружение всей инфраструктуры.

 

Nuclear.Ru: Какова на сегодняшний день стоимость сооружения опытно-промышленного энергоблока СВБР-100?

 

В. Петроченко: Здесь нужно разделять стоимости. Поскольку проект такого рода венчурный, он обременен значительным объемом НИОКР, часть оборудования делается впервые в мире – оно не серийное. Мы ведем технические проекты по созданию реакторной установки, активной зоны, главного циркуляционного насоса, перегрузочного оборудования. Поэтому часть НИОКР проекта будет значительная. Если говорить о полной стоимости опытно-промышленного энергоблока, то кроме этих разовых работ, необходимо посчитать и стоимость создания инфраструктуры, без которой невозможна реализация проекта. В первую очередь это накопление, усиление компетенций АКМЭ-инжиниринг, вложение денег в персонал, процессы, процедуры, чтобы управляющая компания могла решать любые отраслевые вопросы, исходя из целей акционеров, уставных целей. Куда эти расходы относить? Но без этого нельзя сделать проект.

 

НИОКР – это практически разовые работы, которые мы должны успешно завершить. Объема и качества отчетных материалов должно быть достаточно для того, чтобы обосновать безопасность всех решений. Если мы это все пройдем, то в дальнейшем такого объема затрат на доказательства безопасности при коммерциализации технологии мы уже нести не будем. По разным оценкам эта составляющая до 2017 года может быть от 5 до 7 млрд. руб. Помимо НИОКР необходимо создание и поддержание компетенций управляющей компании. Нам нужно создать полномасштабный тренажер на территории Димитровграда, чтобы за несколько лет обучить оперативный персонал. Для этого нужно подобрать штат тренеров-инструкторов. Кто будет учить этих людей? Только сложившийся персонал АКМЭ-инжиниринг и наши ключевые контрагенты: ОКБ «Гидропресс», ВНИПИЭТ, ФЭИ, ЦКБМ, НИИАР. Поэтому и эта затратная часть, условно говоря, разовая, но необходимая для успеха проекта. Она нами оценивается от 2 до 3 млрд. рублей.

 

Такой разброс затрат в прогнозах на обоснование безопасности технологии СВБР связан с требованиями по глубине проработки всех материалов. Вероятно, что в том числе, в свете фукусимских событий регулирующие органы будут занимать весьма консервативные позиции. Мы к этому готовимся.

Нам нужно проводить ревизию всей действующей нормативной базы для ее использования при создании реакторной установки СВБР. По мнению некоторых экспертов, только часть документов федерального уровня может однозначно использоваться в проекте СВБР. Остальное, по их мнению, может использоваться частично, а кое-что – вообще не может использоваться. Сформировать способы «включения» проекта СВБР в действующую нормативную базу – это тоже дополнительные затраты.

 

Что касается сооружения блока, есть различные оценки экспертов. Все они основаны на каких-то допущениях, потому что часть оборудования никто никогда не делал. Например, уникальные насосы для перекачки жидкометаллического теплоносителя или парогенераторы с трубками из биметалла – технология, которая была практически утрачена в России 30 лет назад. Поэтому и существуют разные оценки – от консервативной в 7 тыс. долларов за киловатт до оптимистичных 4-5 тыс. долларов за киловатт. Соответственно стоимость сооружения АЭС – от 400 до 700 млн. долл. без НИОКР. Мы ждем от нашего генерального проектировщика – ГИ ВНИПИЭТ – сводно-сметный расчет до конца 2013 года и уже это будет являться неким индикатором стоимости, в большей мере проработанным, хотя бы в тех сметных правилах, которые существует в отрасли. Будет появляться входная информация от производителей – будем уточнять сводно-сметный расчет исходя из текущих цен.

 

Nuclear.Ru: ВНИПИЭТ делает расчет для серийной установки?

 

В. Петроченко: Нет, они работают только в рамках проекта сооружения опытно-промышленного энергоблока. Есть финансово-экономические модели, которые мы используем для того, чтобы прогнозировать кривую обучения. Мы собрали все данные, которые доступны МАГАТЭ, по кривым обучения для АЭС. Если мы выходим на какие-то индикаторы по одноблочной АЭС со стоимостями, условно 5-7 тыс. долларов за киловатт, то дальше мы прогнозируем снижение удельной стоимости исходя из массовости производства. Мы ставим цель к 2025 году строить от 5 до 7, оптимистично – до 10 реакторных установок. Если под такую серию посчитать эффекты поточности сооружения, масштабирования закупок, оптимизации машиностроительных переделов, управления проектом, то мы прогнозируем снижение стоимости на 35%. Мы чувствуем, что мы будем как минимум дешевле по удельной стоимости, чем «большая» ядерная энергетика и наша задача – максимально приблизиться по удельной стоимости киловатта к угольной генерации.

 

Nuclear.Ru: Обычно считается, что уменьшение мощности установки ведет к увеличению удельной стоимости…

 

В. Петроченко: Хочу подчеркнуть, что мы сравниваем водо-водяную технологию реакторов большой единичной мощности со свинцово-висмутовой технологией реакторов на быстрых нейтронах модульного типа. Здесь естественны обременения, которые ведут к удорожанию маленькой модульной конструкции, связанные с обеспечением физической защиты в первую очередь, с обеспечением безопасности. Для того чтобы снизить удельную стоимость решения, мы не собираемся строить 100-мегаваттные станции. Мы собираемся строить модульные станции мощностью 200, 300, 400, 500 и 600 МВт с гибким подходом к требованиям заказчика. И уже в этих масштабах мощности – снижать эффект удорожания удельной стоимости исходя из тех требований к физзащите и безопасности. В то же время технология свинцово-висмутовая хороша тем, что для нее не нужно того объема инженерных решений и защит, как для других технологий. Поэтому в этой части наше решение само по себе дешевле. Это еще один фактор. Мы считаем, что при выходе на большую серию за счет заводского изготовления реакторной установки, за счет модульности и поточности, мы приблизим удельные показатели к угольной генерации. И однозначно они должны быть дешевле, чем атомные станции большой мощности.

 

Nuclear.Ru: Есть конкретные цифры по стоимости производства электроэнергии по сравнению с «большой» ядерной генерацией или с газовыми станциями?

 

В. Петроченко: Мы работаем вместе с «Росатомом» по двум главным вопросам. Первый – это стратегия коммерциализации, стратегия развития компании в части определения тех необходимых компетенций, которые должны быть у продавцов ядерных технологий. Компания АКМЭ-инжиниринг обязана владеть компетенциями комплектного поставщика ядерного оборудования «под ключ», уметь управлять процессом сооружения АЭС и уметь эксплуатировать АЭС. Это три базовые вещи, они утверждены в стратегии развития и в уставных задачах от акционеров.

 

Второй вопрос, по которому мы работаем с госкорпорацией – это анализ целевых рынков. Есть ряд целевых стран, около восьми-девяти, где наши аналитики и независимые аналитики, привлеченные «Росатомом», увидели ниши для АЭС малой мощности. Анализ рынков был проведен очень глубоко: от макропоказателей до политической и регулятивной среды этих стран. Естественно, ключевой показатель в возможности продвижения технологии – это ее рыночная конкурентоспособность в сопоставлении с ценой киловатт-часа в этих странах, удельными инвестиционными показателями, приемлемыми для региона. Мы рассматриваем такие страны, как Индия, Китай, Польша, Казахстан, Россия, Бразилия, Индонезия, ЮАР, ОАЭ. Естественно у них разная рыночная ситуация. Где-то оптовая цена, по которой можно отдать электроэнергию на рынок с электростанции 4 цента, где-то – 12 центов за киловатт-час. Мы хотим продавать не только электроэнергию, но и тепло. 280 мегаватт тепловой мощности мы хотим использовать так: около 100 МВт – на электричество и 100-120 МВт – на тепло. Соответственно, этими возможностями можно пользоваться при формировании энергетической инфраструктуры в промышленных комплексах: химических, металлургических, обогатительных, опреснительных. Вопрос с чем мы будем конкурировать: с газом, углем или «старшим ядерным братом».

 

Но у нас есть и преимущество, которое отсекает использование альтернатив. Это удаленные районы с ограничением по транспортной логистике, завозу топлива или вывозу отходов; с отсутствием альтернативных ресурсов типа газа или попутного газа. В России две трети территории – это удаленные регионы без централизованного энергоснабжения. Топливная кампания СВБР составляет 7-8 лет и наша технология в таких местах как базовый «столб» для развития инфраструктуры смотрится очень красиво. Если взять стоимость киловатт-часа и тепла на завозном дизельном топливе, то потенциал для нашей технологии будет просто феноменальным. Конечно, золотой прииск, где нужны 10 мегаватт на 10 лет или нефтяное или газовое месторождение, где нужны 100-200 мегаватт, но на 20-30 лет – это не наши клиенты. Поскольку срок жизни реакторной установки – 60 лет, а топливная компания – 7-8 лет, то нам нужно участвовать в инфраструктурных проектах, рассчитанных на длительную перспективу. Это могут быть, например, крупные компании, имеющие лицензии на добычу полезных ископаемых за Уралом. Мы ищем сейчас в рамках крупных инфраструктурных проектов площадку для АЭС малой мощности 400-600 МВт в России. Скорее всего, это будет Восточная Сибирь, Дальний Восток или в районе Урала.

 

Nuclear.Ru: Чтобы закрыть вопрос себестоимости производства по сравнению с другими видами энергетики. Вы назвали диапазон 4-12 центов?

 

В. Петроченко: Мы хотим иметь возможность без какой-либо помощи, без преференций выйти на продажу киловатт-часа стоимостью не более 6 центов. Если кривая обучения еще недостаточно глубоко опущена, то мы будем искать такие площадки, которые позволят нам работать при более высокой себестоимости. Но все-таки мы понимаем, что  6 центов – это возможность отвоевывать свою нишу через реальные коммерческие рычаги.

 

Nuclear.Ru: В конце 2011 года Вы говорили, что о неких «подводных камнях» в разработке СВБР. Что это за подводные камни? Удалось ли их обойти?

 

В. Петроченко: Наш проект является венчурным, поскольку мы приняли инвестиционное решение, имея перечень рисков, которыми на тот момент мы не знали, как управлять. Было только видение того, что мы получим от разработчиков такие конструкции активной зоны, элементов реакторной установки, главного циркуляционного насоса, перегрузочного оборудования, которые позволят нам вписаться в начальный этап намеченной кривой обучения. Поскольку конструкция реактора – это моноблок, который рассчитан на 60 лет службы, нужно понимать, что встроенные парогенераторы тоже «живут» 50-60 лет. Далее насосы, которые обеспечивают циркуляцию теплоносителя в первом контуре. Мы хотим, чтобы они отстояли четыре топливных компании, чтобы их заменить только один раз в течение жизненного цикла реакторной установки. Удастся ли это сделать – мы не знаем. На сегодня оптимизирована конструкция всего реактора. Тот реактор, который мы видели пять лет назад как концепцию, и тот, что видим сейчас – это два разных реактора. Уточнены многие моменты. Более глубокое понимание у всех участников проекта стало по зоне своей ответственности, по проблематике создания эффективных интерфейсов между участниками. Также нам необходимо обосновать возможность восьмилетней топливной кампании в тяжелых тепло-гидравлических и нейтронно-физических условиях.

 

Конструкция реактора опирается на один физический принцип – сохранение в работоспособном состоянии внутренней поверхности реакторной установки, предотвращение эрозионного и коррозионного износа, сохранение прочностных свойств всех элементов. По пароводяной коррозии у нас существуют достаточно глубокие обоснования и стандартные процедуры борьбы ней. Но обеспечение надлежащего состояния поверхностей насосов, тепловыделяющих элементов, наружных трубок парогенераторов, проблематика шлакования и очистки от различных примесей теплоносителя первого контура – все это связано с поиском оптимальных режимов в течение длительного периода в узком технологическом коридоре. Этот коридор обеспечивается поддержанием в работоспособном состоянии всего реактора специальной системой свинцово-висмутового теплоносителя. Здесь у нас появился осторожный оптимизм, поскольку в части доказательств есть работающие стенды в ФЭИ и уже более 40 тыс. часов испытаний образцов на эрозию. Есть исторический опыт, положительный и отрицательный, который конструкторы учитывают при формировании карты технологических режимов.

 

Полная проверка работоспособности твэлов – это 8 лет. Это относительно более легкая задача. Обосновать, что не будет непроектного износа подшипников, элементов главного циркуляционного насоса, который отстоит в этой среде 24-32 года – это уже вопрос другого уровня. А обоснование износостойкости парогенератора, омываемого в течение 60 лет снаружи свинцом-висмутом, изнутри – кипящий водой – еще более сложная задача с точки зрения доказательств. На сегодня в части обоснований необходима нормальная пропорция доказательств, основанных на исследованиях со стендовой базы, и расчетных способов. Если мы будем 60 лет доказывать соответствие проектным режимам, то нужно забыть, что мы к 2017 году что-то пустим. Венчурный характер начинает чувствоваться и в области способов доказательств. Поэтому мы подчеркиваем: первая АЭС с реактором со свинцово-висмутовым теплоносителем – это все-таки не коммерческий блок, а опытно-промышленный энергоблок, который должен исполнить роль полномасштабного стенда, на котором можно провести все необходимые испытания и показать их результаты надзорным органам и мировому технологическому сообществу. Как поведут себя материалы и конструкции во всех проектных режимах и какая у нас будет база доказательств безопасности технологии для предъявления регулирующим органам – это самая главная проблема проекта.

 

Nuclear.Ru: Как Вы оцениваете технологию СВБР-100 на фоне конкурентов: БРЕСТ и БН?

 

В. Петроченко: Это проекты, направленные на решение своих специфических задач. Особенно проекты реакторных установок с натриевым теплоносителем. Насколько я знаю, для целей наработки искусственных делящихся материалов не существует технологии лучше натриевого «быстрого» реактора. Проблема дефицита урана-235 для масштабного развития ядерной энергетики с повестки дня не снята. Почему сейчас и идут поиски не столько замкнутого топливного цикла, сколько перспективного топливного цикла, адекватного рыночной ситуации, вариантам доступа к делящимся материалам, с пониманием альтернатив органического топлива. Натриевая технология позволяет в перспективном топливном цикле использовать наработку искусственных делящихся элементов. Есть еще проблема трансмутации, которую тоже нужно решать. Резюмируя соотношение технологий СВБР и БН, скажу: они созданы для разных целей и конкуренции здесь никакой не может быть. Мы малая ядерная энергетика для специальных применений, гибкая по мощности, работающая в любом топливном цикле.

 

Что касается БРЕСТа, то в свое время акционеры оценивали все типы технологий, когда рассматривали возможность вхождения в инновационный проект. И БРЕСТ, и СВБР анализировались на предмет коммерциализации. С точки зрения готовности технологии, естественно, первое место занял СВБР. БРЕСТ – это очень хорошая технология. Инертный теплоноситель, который имеет те же преимущества, что и СВБР. Но имеется свой специфический подход к топливу: необходимость и возможность создания в составе проекта АЭС пристанционного топливного цикла. Для нашего частного акционера решение таких проблем на временном горизонте, который предполагает БРЕСТ, по инвестиционным соображениям было неприемлемо. Понимая те технологические сложности, которые нужно решить коллегам из проекта БРЕСТ по топливу, по материаловедению, по системам, обеспечивающим регламент эксплуатации и сервиса, были сделаны оценки, что этот проект будет коммерциализирован позднее, чем СВБР. И он будет конкурировать с традиционной «большой» ядерной энергетикой. Мы же хотим создать атомные станции малой и средней мощности. Мы хотим быть гибкими к нуждам потребителей, которые не могут воспринять инвестиционную нагрузку больших проектов, у которых не готова инфраструктура, нет развитых электрических сетей с большой пропускной способностью и т.д.

 

Nuclear.Ru: Но БРЕСТ тоже планируется в варианте средней мощности. Первая установка будет иметь мощность 300 МВт.

 

В. Петроченко: Когда потребитель хочет 400 МВт и надежную работу всей энергосистемы, то четыре реактора по 100 МВт с точки зрения анализа безопасности работы единичного оборудования – это лучше, чем один на 300 МВт. А если это удаленный регион, температура минус сорок и нет резервных мощностей, которые бы поддержали напряжение в сети или нагрузку температурную в тепловой сети, то по теории создания систем – чем выше мощность единичного оборудования, чем меньше его количество, тем больше нужно иметь резервной инфраструктуры, чтобы поддержать живучесть всей системы. Поэтому в этой части мы будем больше конкурировать с другими «малыми» решениями. Скорее всего, в мире, чем в России.

 

Nuclear.Ru: С американскими и южнокорейскими разработками?

 

В. Петроченко: Может быть.

 

Nuclear.Ru: Как планируется организовать топливный цикл СВБР-100?

 

В. Петроченко: На сегодня схема стандартная. Несмотря на то, что наш реактор быстрый и, условно говоря, потенциально «всеядный», и в нем можно без изменения конструкции делать различные активные зоны и системы обращения с топливом на конкретной станции. Тем не менее, мы решили, что пойдем на использование традиционного уран-оксидного топлива с обогащением, разрешенным в рамках международных конвенций. У нас среднее обогащение по пятому урану в районе 16%. Топливная кампания – 7-8 лет. Мы понимаем, что при работе на уран-оксидном топливе не добьемся тех максимальных выгораний, которых можно было бы добиться, эффективно используя делящиеся материалы при таком обогащении. Тем не менее, мы пошли на какие-то компромиссы, чтобы показать работоспособность технологии. В требованиях проекта заложено создание системы хранения отработавшего топлива.

 

Nuclear.Ru: Пристанционное хранение?

 

В. Петроченко: Пока концепция такова, что мы отработавшее топливо размещаем в «сухих» хранилищах. И на этапе снятия остаточного энерговыделения на станции хранится несколько комплектов активной зоны. Дальше у нас есть возможность выбрать некий оптимальный путь с точки зрения технологий рециклинга, которые будет отрабатывать, в том числе, наш сосед-компаньон НИИАР. Для нас важно, чтобы экономика оборота топлива была адекватна его ценности и затратам на обеспечение работы с ОЯТ. Будем работать на другом топливе – МОКС или каком-то еще – будем стремиться к тому, чтобы стоимость топливной составляющей была оптимизирована со стоимостью работы с ОЯТ. Эти показатели являются основными для финансово-экономической модели, которую мы показываем клиентам и банкирам, финансирующим объекты, поэтому в целевой стране мы заинтересованы очень тщательно разобраться в нормативной базе, регулирующей эти вопросы. Если логика продвижения технологии будет связана с некими национальными требованиями использовать специфический топливный цикл, если они скажут, что технология хороша, но обращение с ОЯТ будет таким или другим, мы должны быть к этому готовы. Мы готовимся к разным сценариям, связанным как с поставками топлива конкретных типов, так и с оборотом топлива. При этом мы понимаем, что все требования проекта к безопасности технологии остаются неизменными.

 

Nuclear.Ru: Говоря о безопасности, насколько обоснованы опасения, связанные с полонием, который нарабатывается в процессе эксплуатации СВБР?

 

В. Петроченко: Любая технология предполагает использование каких-то вредных элементов, процессов, которые пагубно влияют на все живое: растения, животных, человека. Взять автомобиль: там есть бензин, антифриз, масло, жидкости. Если их нюхать и пить, а не «не прикасаться», как это написано, если не исполнять организационно-технические мероприятия, то можно отравиться чем угодно. Если  неправильно эксплуатировать электроприборы, СВЧ-печи, то можно пострадать. Так и наша технология имеет ограничения. Обычные, стандартные для ядерной технологии, связанной с радиационным воздействием и методы организационно-технической борьбы с этими воздействиями. У одних технологий свои особенности борьбы с вредными факторами, у других – свои. Наша технология связана с тем, что по причине наличия в эвтектике висмута у нас появляется полоний-210. Полоний-210 – условное название. Когда идет нейтронный поток, то на пути воздействия нейтронов с прочими элементами много чего возникает. Полоний в свинце-висмуте присутствует в ничтожных концентрациях. Это альфа-излучение, существует хороший набор организационно-технических барьеров для того, чтобы исключить его влияние на человека. Кстати, при всех авариях с протечками теплоносителя на стенде ВТ-27 и лодках собственно влияния полония там, где использовались элементарные индивидуальные средства защиты – «лепестки» и еще что-то – не было. Там, где игнорировались элементарные организационно-технические мероприятия, обеспечивающие защиту персонала, конечно, были какие-то негативные факторы.

 

Статистические наблюдения, выполненные на производствах, связанных с полонием в США и у нас, когда несколько тысяч человек наблюдались в течение 30-40 лет, прямой корреляции ухудшения здоровья у лиц, находящихся рядом с полонием, не обнаружено. Но еще раз напомню про элементарную технику безопасности при работе с какими-то средами. Мы с кислотой работаем в определенном ключе, с электролитом, с другими опасными элементами. В «горячих» камерах свои процедуры есть. При регламентной перегрузке топлива на реакторе СВБР раз в 8 лет оголяется «зеркало» теплоносителя. Естественно, над «зеркалом» есть аргон и предусматривается специальная вентиляция, сдувки, чтобы персонал, участвующий в перегрузочных операциях, не находился в зоне тех газовых потоков, где гипотетически может быть полоний в газообразной среде. Кроме того, индивидуальные средства защиты органов дыхания и т. д. Элементарное соблюдение норм и правил работы в агрессивной среде локализует на 100% вредное влияние на человека. Газовые выбросы идут в спецвентиляцию, в специальные фильтры. Это касается не только полония, это общие требования к разгерметизации твэлов. Естественно, есть требования к максимальным концентрациям в устье вентиляционной трубы, превышение которых требовало бы аварийного останова. Наличие полония не подразумевает создание каких-то уникальных специальных мер и согласно расчетам позволяет считать санитарно-защитной зоной забор атомной станции.

 

Nuclear.Ru: Какова программа внедрения СВБР-100 после пуска опытно-промышленного блока?

 

В. Петроченко: После начала опытно-промышленной эксплуатации наши ученые будут реализовывать специальную программу испытаний. Необходимо продемонстрировать регулирующим органам и мировому «ядерному» сообществу положительные результаты этих испытаний, чтобы технология была признана. Я думаю, что год-два будут проводиться какие-то бенчмарки, чтобы открыто показать, в каких пределах мы можем работать. Соответственно, к этому моменту должна быть подготовлена вся база для коммерческого рывка. Мы должны понимать все особенности регулирования на целевых рынках, схемы контрактов, которые могут быть реализованы на этих ключевых рынках; должны понимать схему финансирования этих контрактов, знать всех ключевых игроков, принимающих решения о планировании развития ядерной энергетики на базе АЭС малой мощности. Мы должны представлять всех игроков, осуществляющих регулирование ядерного рынка, чтобы у них было достаточно информации для признания технологии референтной. Мы должны понимать всех ключевых игроков в сегменте эксплуатирующих организаций, с которыми можно сотрудничать, в зоне машиностроения, в строительном сегменте. То есть все это время мы будем использовать, чтобы формировать коммерческую инфраструктуру для большого рывка.

 

Nuclear.Ru: Там в целевых странах может начаться сертификация и лицензирование?

 

В. Петроченко: Безусловно. После получения лицензии на сооружение, имея ВАБ, ООБ, ПОКАС и так далее, мы можем сертифицировать технологию по нормам и правилам МАГАТЭ. Дальше нам нужно будет через MDEP ОЭСР привлечь не менее трех стран, заинтересованных в продвижении технологии, и получить положительное заключение. Затем мы выходим на национальные системы регулирования, которые будут обосновывать приемлемость и референтность технологии не только на основе компетенций российских регулирующих органов и нашей компании, но и на основе требований национальных органов целевых стран.

 

Nuclear.Ru: Планируется ли дальнейшее развитие схемы государственно-частного партнерства?

 

В. Петроченко: Пока утвержденная акционерами стратегия такова, что все направления коммерциализации, касающиеся либо продажи оборудования «ядерного» острова, сооружения АЭС, либо реализации контракта BOO – все эти задачи поставлены перед «АКМЭ-инжиниринг». 

 

Источник: Nuclear.Ru

 



Читать другие Новости