На Среднем Урале вспомнили о проекте подземной АЭС

В Свердловской области вновь проснулся интерес к строительству подземной атомной электростанции в районе города Кушвы.

Вопрос о строительстве подземной АЭС включен в Деловую программу международной промышленной и технологической выставки-форума «Иннопром2025», которая состоится 7-10 июля в Екатеринбурге, сообщили в Свердловском областном Союзе промышленников и предпринимателей.

Этот проект существует уже пару десятилетий. В 2007 году он начинал обретать конкретные очертания: администрация Кушвинского городского округа подписала протокол о продвижении этой идеи с рядом НИИ и конструкторских бюро, одновременно начав поиск инвесторов в среде близлежащих промышленных предприятий.

Тогда власти Кушвы высказались за взаимодействие с нижегородским ОКБМ им. Африкантова (реакторы, парогенераторы, конструирование, комплектные поставки оборудования) и двумя конструкторскими бюро из Петербурга: ЦНИИ им. академика Крылова и ЦКБ «Рубин». Это «морские» КБ, но они занимаются разработкой атомного оборудования для нужд отечественного флота. А уральский проект схож с конструкторскими задачами, решавшимися при создании атомных подводных лодок (ограниченное пространство, давление внешней среды).

Очевидные плюсы

Идея подземной АЭС родилась не на пустом месте. Первыми отечественными подземными атомными объектами можно считать ядерные реакторы Красноярского ГХК (г. Железногорск). Разумеется, это не АЭС в чистом виде, поскольку основной задачей сибирских водографитовых канальных реакторов является наработка оружейного плутония. Но в отличие, скажем, от химкомбината «Маяк» (Челябинская область), они изначально создавались по принципу многоцелевых – с возможностью попутной выработки и тепловой, и электрической энергии.

Первый реактор АД заработал в 1958 году, следом появился АДЭ-1 (оба использовались только как оружейные, вода-теплоноситель сливалась прямо в Енисей) и АДЭ-2, ориентированный только на энергетику (выработка электричества, отопление, горячее водоснабжение комбината и города). Реакторы были размещены в подземных выработках на глубине более 200 метров.

По этой же тропе двигались и зарубежные исследователи - в 1960 году в Норвегии появилась экспериментальная подземная АЭС «Халден» мощностью 25 МВт с кипящим реактором на «тяжелой воде», укрытым в скальном массиве на глубине 30 метров. В 1963 году в США начала работать экспериментальная АЭС «Хамболдт». Во Франции в 1967 году была построена самая мощная из иностранных подземных АЭС – «Сена-Чуз» мощностью 275 МВт с  реактором, заглубленным в сланцы на 50 метров.

В чем, собственно, привлекательность станций подобного типа? Во-первых, утверждают эксперты, размещение реактора в глубине недр обеспечивает его своеобразной «броней» земли, эффективной защитой от повреждения различными внешними силами (падение самолета, диверсия, военные действия). Над реактором  в наземных АЭС для этой цели приходится сооружать мощный защитный купол.

К тому же при возведении «наверху» подобного типа АЭС приходится тратить значительные средства на повышение сейсмической стойкости зданий, сооружений, оборудования. Для АЭС, заглубленной на 120 метров, по расчетам ученых РАН, сейсмическое воздействие на стратегический объект при землетрясении уменьшается в 1,4–1,7 раза.

Во-вторых, считается, что подземная АЭС в случае повреждения корпуса реактора (как, например, паровой взрыв, приведший к аварии в Чернобыле) более безопасна: толща земли удержит и взрывную волну (по оценкам геологов, горные породы в 4-5 раз прочнее бетона), и не выпустит продукты работы реактора в окружающую среду.

В-третьих, радиоактивные отходы, образующиеся в процессе работы такой АЭС, не потребуется куда-то вывозить: они накапливаются и хранятся здесь же, под землей, в бассейнах реакторов.

Еще один  плюс заключается в том, что можно минимизировать расходы на снятие энергоблока с эксплуатации. Наземную АЭС нужно долгое время выдерживать под наблюдением в законсервированном виде, затем демонтировать оборудование и здания, а реакторную установку утилизировать или обеспечивать надежное захоронение. На подземной АЭС все выглядит проще: когда тепловыделение ядерного топлива прекращается, помещения станции заполняются бетоном, породой и превращаются в монолит, удобный для длительного хранения в качестве могильника.

Известные минусы

Если подземные АЭС обладают столь явными достоинствами, то почему они до сих пор не получили массового распространения?

«Главный недостаток подобных атомных станций – высокая стоимость их строительства, - считает доктор экономических наук, профессор Сергей Баженов. – При попытке упрятать ядерный реактор глубоко в грунт (обо всем энергоблоке речь даже не идет), капитальные затраты на строительство АЭС возрастают в 1,2–1,4 раза! При таком раскладе преимущества подземной станции реализовать в полной мере довольно трудно: реактор остается связанным с наземным оборудованием различными технологическими коммуникациями (например, паропроводами), а циркулирующий в них теплоноситель подвергается воздействию опасной радиации. Конечно, можно упрятать под землю и парогенераторы, чтобы на поверхность выходили только трубопроводы чистого пара, но это лишь повысит капитальные затраты по сравнению с наземной АЭС».

Не менее существенный недостаток, продолжает Сергей Баженов, - ограничение мощности подземного энергоблока, что связано, в первую очередь, с его размерами. Дальше. Оболочка реакторного зала должна надежно держать давление извне, со стороны окружающих горных пород. Отсюда ограничение по ее габаритам, при превышении которых оболочка становится уже не столь надежной. А если увеличить ее толщину? Бесполезно. Ведь при этом возникают внутренние напряжения строительного материала, которые опять же приводят к снижению прочности…

Исходя из этого, возникает парадокс: большой реактор станции поместить в шахту невозможно, а маленький не сможет выработать солидную мощность. Поэтому самый крупный подземный атомный энергоблок ученые ограничивают мощностью не более 250–300 МВт. Тогда как у современных наземных АЭС экономически эффективной считается мощность блока в 1200–1600 МВт.

Инициаторы строительства подземной АЭС в Кушве предлагают установить стартовую мощность будущей станции в 210–220 МВт. Скажем, если отечественный судовой реактор КЛТ-40с, обкатанный на ледоколах «Таймыр», «Вайгач», лихтеровозе «Севморпуть» и плавучих АЭС, обладает мощностью 35–37 МВт, то на уральском атомном объекте можно разместить шесть подобных реакторов или два более мощных.

«Многие знают о плавучей АЭС с реактором КЛТ-40 в Северодвинске, – говорит заведующий кафедрой атомных станций и возобновляемых источников энергии Уральского федерального университета, доктор технических наук, профессор Сергей Щеклеин. – Данный реактор ледокольного назначения сегодня освоен в серийном производстве и имеет большой опыт эксплуатации. АЭС для Кушвы предполагается создать на основе именно этого типа реактора, но только в сухопутном исполнении. Так как размеры агрегата будут сравнительно невелики, его легко разместить под землей на глубине до 50 метров, что создаст надежный барьер безопасности на все случаи негативного внешнего и внутреннего воздействия. Единичная мощность популярного плавучего энергоблока (в составе двух реакторов) - около 70 МВт, сухопутная АЭС может иметь сразу несколько блоков. Но решение о реализации подобного проекта принимается на уровне правительства России, а финансирование строительства может быть комбинированным: как из бюджета (хотя этой станции пока нет в долгосрочной Федеральной целевой программе развития атомной энергетики), так и за счет средств частных компаний». 

Для уменьшения капитальных затрат, считают специалисты, подобную атомную станцию следует размещать уже в готовых, существующих шахтных выработках, эксплуатация которых полностью завершена.

Отработанная железорудная шахта «Валуевская», где предполагается размещение АЭС, находится в районе хорошо развитого промышленного узла - городов Верхняя Салда, Лесной и Нижний Тагил, где расположены крупные промышленные потребители электроэнергии: Баранчинский электромеханический завод, корпорация ВСМПО-Ависма, НТМК, Уралвагонзавод, комбинат «Электрохимприбор».

Теперь главное, чтобы потенциальные инвесторы – металлурги и машиностроители – проявили интерес в создании собственного, «долгоиграющего» источника электроснабжения. В 2011 году реализацию проекта оценивали в 450 млн евро.

Петр Шадрин