Проект по созданию РУ СВБР-100 и ОПЭБ с РУ СВБР-100
Дата: 08/09/2015
Тема: Атомная энергетика


Основные технические и иные риски, оказывающие негативное воздействие на реализацию проекта по созданию РУ СВБР-100 и ОПЭБ с РУ СВБР-100 на всех жизненных стадиях проекта

РАЗДЕЛ 1

1 Введение

Требования, сформулированные к АС 4-го поколения (или предъявляемое в методологии ИНПРО к АС), фактически являются стремлением разработчиков АС создать относительно идеальную АС, которая вписывалась бы в концепцию устойчивого развития, причем заранее неизвестно, имеется ли такое решение. Концепция устойчивого развития – «модель развития цивилизации, которая исходит из необходимости обеспечить мировой баланс между решением социально-экономических проблем и сохранением окружающей среды. Впервые термин «устойчивое развитие» введен в докладе «Наше общее будущее», представленном в 1987 г. Всемирной комиссией ООН по окружающей среде и развитию под руководством Гру Харлем Брунтланд. Им обозначалась такая модель развития общества, при которой удовлетворение жизненных потребностей нынешнего поколения людей достигается не за счет лишения такой возможности будущих поколений» (Экономический словарь, http://abc.informbureau.com/).


Можно сформулировать кратко основные требования к АС 4-го поколения как:

– конкурентоспособность экономических показателей (например, цена кВт*ч с учетом вклада дисконтирования капитальных затрат и дисконтированных эксплуатационных затрат, удельные капитальные затраты на кВт установленной мощности) по сравнению с органическими и иными источниками энергии;

– минимизация радиоактивных отходов, в том числе за счет за счет работы в ЗЯТЦ;

– удовлетворение принципу околонулевого радиологического риска при внутренних воздействиях и удовлетворении требованиям безопасности, изложенным в НД национальных регуляторов для внешних воздействий.

Из анализа, приведенного в пояснительной записке по п.4 распоряжения от 19.02.2014 №0219-1, следует, что по текущим оценкам настоящая конструкция ОПЭБ с РУ СВБР-100 не является конкурентоспособной, как и серийные блоки на основе настоящей конструкции РУ СВБР-100.

Удовлетворение требованию минимизации радиоактивных отходов (в том числе за счет за счет работы в ЗЯТЦ), как минимум, спорно и необоснованно в концепции ОПЭБ с РУ СВБР-100.

Удовлетворение принципу околонулевого радиологического риска при внутренних воздействиях и удовлетворении требованиям безопасности, изложенным в НД национальных регуляторов для внешних воздействий заведомо практически невыполнимо для коммерческих АС (по крайней мере, обратного еще не доказано на современном уровне развития науки и техники – количество ЗПА в соответствии определением ЗПА по ОПБ-88/97 практически неограниченно), поскольку практически всегда вступает в противоречие с требованием по конкурентоспособности.

Таким образом, настоящая конструкция ОПЭБ с РУ СВБР-100, как и серийные блоки на основе настоящей конструкции РУ СВБР-100, не удовлетворяют требованиям к АС 4-го поколения и требованиям ИНПРО.

Отдельным вопросом является необходимость удовлетворять всем требованиям к АС 4-го поколения.

Низкие коммерческие показатели ОПЭБ с РУ СВБР-100связаны с практическим отсутствием управления стратегическим развитием проекта как ОПЭБ, так и коммерческого (серийного) блока, что, в свою очередь, отразилось на ТЗ к ТП РУ – отсутствие конкретных экономических требований к изделию. В п. 2.4 задания на проектирование приводятся требования к основным технико-экономическим показателям ОПЭБ, в т. ч. «удельные капвложения в промстроительство АЭС без учета налоговых отчислений (в ценах на 2010 г.)» – не более 115 000 руб./кВт, «себестоимость отпускаемой электроэнергии без учета налоговых отчислений (в ценах на 2010 г.)» – не более 1,02 руб./кВт·ч. Даже на этапе подготовки задания на проектирование была очевидна фиктивность (невыполнимость) приведенных предъявляемых требований, которые проектировщик не планировал учитывать. По сути, экономические требования к ОПЭБ отсутствуют, анализ возможности их выполнения на основе данных по конструкции РУ также отсутствовал, и проектирование ОПЭБ также не велось для их удовлетворения – оптимизация предлагаемых конструктивных и проектных решений практически отсутствовала.

По ГОСТ 15.005-86 и ОСТ 90 18-2001 ОПЭБ может быть или головным образцом (не подходит под это определение полностью) или опытным образцом (также не подходит под это определение, поскольку принимать решение на постановку его на производство по результатам испытания не имеет смысла – ОПЭБ текущей конструкции не удовлетворяет даже собственному ТЗ на проектирование, а тем более перспективам коммерциализоваться) или макет (это определение вполне подходит под РУ и ОПЭБ в целом). Если Инвестор готов вкладываться в макет, чтобы на нем подтвердить отдельные технические решения для опытного образца, потом создать опытный образец, головной образец (или перевести опытный – в головной), то необходимо так и формулировать требования в ТЗ на ОПЭБ и ТЗ на РУ (и позиционировать проект ОПЭБ таким образом). В настоящее время о таком решении Инвестора неизвестно.

Во всех предыдущих докладах Инвесторам и СД сообщалось (насколько можно сделать вывод по имеющийся информации), что РУ ОПЭБ будет тиражироваться в серийных блоках, при этом конкурентоспособность серийного блока будет достигнута за счет «обучаемости» производства и за счет реализации модульности АС.

2 Риски на этапе корректировки ТЗ на РУ и ОПЭБ

На настоящем этапе развития проекта ОПЭБ с РУ СВБР-100 одними из основных рисков являются:

2.1 Стратегические риски

2.1.1 Потеря инвестиций на разработку ТП РУ и ПД на текущем этапе, далее (в процессе строительства и на этапе ввода в эксплуатацию) – инвестиций на ОПЭБ из-за отсутствия анализа и обоснований востребованности серийных э/б предлагаемой мощности с реалистично экстраполированной себестоимостью вырабатываемой э/э относительно себестоимости э/э, генерируемой на ОПЭБ (на основе анализа мирового спроса в течение 50 лет на э/э АС малой мощности, в формате «значение необходимого тарифа в месте установки э/б с РУ СВБР-100 – год эксплуатации – вероятность принятия необходимого тарифа).

2.1.2 Потеря инвестиций на разработку ТП РУ и ПД на текущем этапе, далее (в процессе строительства и на этапе ввода в эксплуатацию) – инвестиций на ОПЭБ из-за отсутствия определенности относительно назначения РУ и ОПЭБ для коммерческого (серийного) энергоблока (далее – э/б): головной образец (первый экземпляр изделия, изготовленный по вновь разработанной документации для применения заказчиком с одновременной отработкой конструкции и технической документации для производства и эксплуатации остальных экземпляров изделия, ГОСТ 15.005-86); опытный образец (образец продукции, изготовленный по вновь разработанной рабочей документации для проверки путем испытаний соответствия его заданным техническим требованиям с целью принятия решения о возможности постановки на производство и(или) использования по назначению, ОСТ 90 18-2001. ГОСТ 15.005-86 аналогично определяет «опытный образец»); макет (упрощенное воспроизведение в определенном масштабе изделия или его части, на котором исследуются отдельные характеристики изделия, а также оценивается правильность принятых технических и конструкторских решений, ОСТ 90 18-2001).

2.1.3 Потеря инвестиций на разработку ТП РУ и ПД на текущем этапе, далее (в процессе строительства и на этапе ввода в эксплуатацию) – инвестиций на ОПЭБ из-за отсутствия требований по экономическим показателям в ТЗ на РУ и ОПЭБ.

2.1.4 Потеря части инвестиций из-за ошибочной оценки длительности изготовления оборудования.

2.1.5 Потеря части инвестиций из-за ошибочной оценки длительности строительства ОПЭБ (срок строительства 3 года нереалистичен).

2.2 Технические риски

2.2.1 Потеря инвестиций на разработку ТП РУ и ПД на текущем этапе, далее – инвестиций на строительство ОПЭБ из-за выбора неудовлетворительной конструктивной концепции РУ, которая не позволит достичь коммерческих показателей ОПЭБ и созданных на его основе серийных блоков.

2.2.2 Потеря инвестиций на разработку ТП РУ и ПД на текущем этапе, далее – инвестиций на ОПЭБ из-за отсутствия требований по оптимизации ТП РУ и ПД для достижения требований по экономике (следствие рисков п.2.1).

2.3 Организационные риски

2.3.1 Потеря инвестиций (или их части) на разработку ТП РУ и ПД из-за отказа или неспособности разработчиков проводить оптимизацию ТП РУ и ПД с целью достижения требуемых экономических показателей.

3 Риски на этапе продолжения разработки ТП РУ и ПД ОПЭБ

Корректировка ТП РУ будет продолжаться вплоть до этапа окончания изготовления оборудования, при этом можно выделить следующие основные риски этого направления:

3.1 Стратегические риски

3.1.1 см. п.2.1.

3.1.2 Планируемая цена изготовления оборудования, РУ в целом существенно выше, чем фактическая.

3.2 Технические риски

3.2.1 См. п.2.2.

3.2.2 Отсутствие положительного результата к началу изготовления ТВС при исследованиях твэлов на БН-600 (результат – потеря инвестиций на НИКОР по твэлам, потеря времени, временной сдвиг получения лицензии на эксплуатацию на несколько лет).

3.2.3 Отсутствие положительного результата к началу изготовления ГЦНА при исследованиях блока подшипника на БГС-1, опытного образца ГЦНА на БГС-2 (потеря инвестиций на НИКОР по разработке ГЦНА, макетного и опытного образцов ГЦНА, потеря времени, временной сдвиг получения лицензии на эксплуатацию на несколько лет).

3.2.4 Отсутствие положительного результата при испытаниях надежности основного оборудования РУ.

3.2.5 Необходимость корректировки ТП РУ (текущей конструкции) по результатам завершения расчетов (расчеты прочности и др.) и экспериментальных исследований, испытаний.

3.2.6 Необходимость дополнительных испытаний из-за изменения конструкции (по результатам доработки ТП РУ, лицензирования или в процессе изготовления).

3.3 Организационные риски

3.3.1 Задержка получения экспериментальных обоснований для РУ, ее оборудования и элементов из-за длительности корпоративных процедур заказчика и исполнителей (активная зона, ГЦНА, регулятор давления СПОТ, СПОТ, стенд для межконтурных течей и пр.): результат – сдвиг сроков начала изготовления ГЦНА, а также получения лицензии на эксплуатацию ОПЭБ.

3.3.2 Задержка перевыпусков комплекта документации для повторных прохождений госэкспертизы (включая ПД).

4 Риски на этапе лицензирования

4.1 Стратегические риски

4.1.1 см. п.2.1.

4.2.2 Отказ в выдаче лицензии (на этапе получения лицензии на сооружение и/или эксплуатацию) из-за невыполнения основных требований НД.

4.2 Технические риски

4.2.1 См. п.2.2, п.3.2.

4.2.2 Отсутствие комплекта документов для получения лицензии на сооружение необходимого качества (основная составляющая риска – уровень выполнения ПООБ такой, что в целом не соответствует требованиям НД, что приведет к отказу в выдаче лицензии): результат – увеличение сроков проекта и увеличение затрат на коррекцию ПООБ, ТП РУ и ПД.

4.2.3 Отсутствие комплекта документов для получения лицензии на эксплуатацию необходимого качества (основная составляющая риска – уровень выполнения ПООБ такой, что в целом не соответствует требованиям НД для обоснования работоспособности и безопасности к моменту получения лицензии на эксплуатацию, в т. ч. отсутствие – аттестованных расчетных кодов: системный код, код для тяжелых запроектных аварий, что приведет к отказу в выдаче лицензии): результат – увеличение сроков проекта и увеличение затрат на коррекцию ПООБ, ТП РУ и ПД.

5 Риски при изготовлении и строительстве

5.1 Стратегические риски

5.1.1 см. п.2.1.

5.2 Технологические и технические риски

5.2.1 См. п.2.2, п.3.2.

5.2.2 Увеличение сроков выпуска элементов, частей и оборудования РУ и их удорожание за счет удорожания этапа выпуска рабочей документации, брак при изготовлении, особенно оборудования ДЦИ (за счет повышенного количества итераций по корректировке ТП РУ, и соответственно, перевыпуска РКД), сокращение мощностей необходимых производств за счет их переориентации на другие виды продукции (из-за низкого спроса на продукцию для АС).

5.2.3 Увеличение цены и планируемых сроков строительства из-за низкой проработки процесса пуско-наладки ОПЭБ.

5.3 Организационные риски

5.3.1 См. п.2.3.1.

5.3.2 Увеличение сроков выпуска элементов, частей и оборудования РУ за счет организационных процедур.

5.3.3 Увеличение сроков строительства из-за длительности корпоративных процедур заказчика и исполнителей.

6 Риски при эксплуатации

6.1 Стратегические риски

6.1.1 см. п.2.1.

6.1.2 Получение лицензии на эксплуатацию с пониженной мощностью.

6.1.3 Снижение КИУМ за счет эксплуатации в маневренном режиме.

6.1.4 Ограничение длительности топливной кампании из-за спорных результатов НИОКР.

6.1.5 Высокое потребление э/э для собственных нужд.

6.2 Технологические и технические риски

6.2.1 Пониженный КИУМ и затраты, связанные с повышенной длительностью простоев РУ на ремонты элементов и оборудования РУ.

6.2.2 Длительные простои и связанные с этим затраты  из-за отказов сложного оборудования, которые не были предусмотрены в проекте (например, замена МИС из-за неремонтопригодного отказа – трещина в трубной доске, корпусе и т. п.).

6.2.3 «Коммерческая потеря» э/б из-за тяжелых запроектных аварий без серьезных радиационных последствий (особенно затратна «коммерческая потеря» э/б на этапе эксплуатации, соответствующему низкому уровню накопленных отчислений на вывод из эксплуатации).

6.2.4 Длительный отзыв лицензии из-за выявления скрытых недостатков конструкции ОПЭБ при эксплуатации.

 

РАЗДЕЛ 2

1.  Комерциализуемость ОПЭБ с РУ СВБР-100

Цена с НДС по сводному сметному отчету  принималась 34,85 млрд. руб.(табл. 13.1.1, Проектная документация. Пояснительная записка. Раздел 1. Том 1.1).

В табл. 1 приведены грубые оценки вариантов реализации проекта ОПЭБ с РУ СВБР-100 с оценкой себестоимости электроэнергии (далее – э/э).

   Рассматривался оптимистичный сценарий реализации проекта.

   Допущения:

1. Дисконтирование вложений в оборудование ДЦИ до строительства не учитывается.

2. Внутригодовая динамика денежных потоков не учитывается.

3. Цена услуг по передаче э/э взята из тарифов ОАО «МРСК Центра» из диапазона 0,7-3,7 руб/(кВт*ч).

4. Налог на имущество не учитывается.

5. Статистика повышения плановых капитальных затрат над фактическими не учитывается (реальная стоимость строительства очень часто превышает сметную стоимость для зарубежных и отечественных АС до 1,5 раз, см. http://kapital.kz/details/18637/stroitelstvo-odnogo-energobloka-aes-obojdetsya-rk-v-5-mlrd.html , в исследовании MIT от 2003 года расчетные издержки на постройку атомной электростанции росли со скоростью 15% в год – MIT 2003, FutureofNuclearPowerreport, http://www.web.mit.edu/nuclearpower. Удорожание связано с общим ростом цен в строительстве, ужесточением требований государственного регулирования, сужением рынка оборудования из-за уменьшения числа заказов).

6. Длительность строительства 3 года считается состоятельной оценкой.

7. Эксплуатационные затраты остаются постоянными 50 лет и не растут вместе с инфляцией, ростом зарплат и ценами на закупаемое оборудование

8. Реалистичные затраты в течение эксплуатации на топливо, вывод из эксплуатации и переработку ОЯТ не учитываются (т. е. сохраняется перекрестное субсидирование государством)

9. ОПЭБ работает с КИУМ=0,9 весь срок эксплуатации

10. Рост тарифов на э/э не учитывается, поскольку допущения выше слишком оптимистичны

   Из табл. 1 следуют следующие выводы:

1. При идеализированных оптимистичных плановых условиях оценки относительно факта себестоимость кВт*ч с учетом обслуживания кредита, эксплуатационной составляющей (включая топливную) и услуг по передаче э/э при сроке окупаемости 50 лет при ставке дисконтирования 6,5% (равна уровню инфляции в 2013 году) будет превышать текущий дневной пиковый и полупиковый тариф в Якутии 6,43 руб/(кВт*ч) (http://www.yakute.elektra.ru/info/regul/electro/electro/) практически для всех вариантов кроме случая 6,11 руб/(кВт*ч) – см. п.13 табл. (незначительное превышение тарифа над показателем себестоимости).

Вклад в себестоимость э/э обслуживания кредита на интервале 50 лет определен условно: рассчитывался вклад в себестоимость кВт*ч за счет обслуживания кредита на интервале 15 и 30 лет (аннуитетный платеж) как произведение вклада в себестоимость кВт*ч на 0,3 (при сроке кредита 15 лет) и 0,6 (при сроке кредита 30 лет). Причина вычисления условного вклада в себестоимость э/э обслуживания кредита: при ставках кредита 6,5…15% при сроке кредита 15 и 30 лет и учете вклада в себестоимость эксплуатационной составляющей  и услуг по передаче э/эсебестоимость кВт*ч превышает все действующие тарифы (10,1…17,9 руб/(кВт*ч) против 6,43 руб/(кВт*ч)).

2. Ставка дисконтирования 6,5% является слишком высокой, чтобы выйти на самоокупаемость за период эксплуатации, коммерческие ставки по кредиту 10% и 15% делают проект убыточным.

3. При себестоимости э/э 6,11…10,66 руб/(кВт*ч) область около верхней границы 10,66 руб/(кВт*ч) «тарифа» пересекает диапазон себестоимостей э/э дизельных электростанций (далее – ДЭС) (http://rer.su/a6.php) и тем более электростанций на СПГ (с учетом топливной составляющей, доставки в порт, без учета доставки от порта до потребителя, см. «Мировой рынок СПГ», приложение 1). При этом вклад капитальных затрат в ДЭС и электростанции на СПГ в себестоимость э/э незначителен.


Табл.1. Варианты реализации проекта ОПЭБ с РУ СВБР-100 (требования к тарифу)

№ пп.

Наименование параметра

На конец 1 года

На конец 2 года

На конец 3 года

Задержка строительства

На конец 4 года

(освоение мощности)

1-15,

лет

1-30,

лет

Себестоимость с учетом эксплуатационной составляющей (включая топливную) и услуг по передаче э/э

3,4 руб/(кВт*ч) и 1 руб/(кВт*ч) на временном интервале 15/30 лет

1-50 лет

(условно)

Себестоимость с учетом эксплуатационной составляющей (включая топливную) и услуг по передаче э/э

3,4 руб/(кВт*ч) и 1 руб/(кВт*ч) на временном интервале 50 лет

(условно)

1

Распределение инвестиции по годам, %

40

30

30

 

           

2

Распределение инвестиции по годам, млрд. руб.

13,94

10,46

10,46

             

3

Дисконтированная цена на конец года

                   

4

6,5%

14,85

26,95

39,84

 

42,43

         
 

При задержке строительства

14,85

26,95

39,84

42,43

45,19

         

5

10%

15,29

28,33

42,66

 

46,93

         
 

При задержке строительства

15,29

28,33

42,66

46,93

51,62

         

6

15%

16,03

30,46

47,06

 

54,12

         
 

При задержке строительства

16,03

30,46

47,06

54,12

62,24

         

7

Вклад в себестоимость электроэнергии обслуживания кредита, руб./(кВт*ч)

                   

8

15 лет

                   

9

6,5% (0,106)

         

5,7

-

10,1

1,71

6,11

10

10% (0,131)

         

7,8

-

12,2

2,34

6,74

11

15% (0,171)

         

11,74

-

16,14

3,52

7,92

                       

12

15 лет (Задержка строительства 1 год)

                   

13

6,5% (0,106)

         

6,08

-

10,48

1,82

6,22

14

10% (0,131)

         

8,58

-

12,98

2,57

6,97

15

15% (0,171)

         

13,5

-

17,9

4,05

8,45

16

30 лет

                   

17

6,5% (0,0766)

         

-

4,12

8,52

2,47

6,87

18

10% (0,106)

         

-

6,31

10,71

3,79

8,19

19

15% (0,152)

         

-

10,43

14,74

6,26

10,66


2. Коммерциализация ОПЭБ с РУ СВБР-100 текущей конструкции

   Допущения те же, что и в п.1.

   Рассматриваются предложенные внутри Общества направления коммерциализации:

    - снижение цены удельных капитальных затрат за счет «обучаемости производства»;

    - снижение цены удельных капитальных затрат за счет увеличения количества модулей в одном реакторном помещении;

    - снижение цены удельных эксплуатационных затрат.

Максимальное значение по данным МАГАТЭ снижении цены за счет «обучаемости производства» возможно на 15% (теоретически), что является лучшей практикой, вряд ли достижимой.

В табл.2 приведены результаты расчета для значения капитальных затрат, уменьшенных до 0,75 от первоначальных (т. е. 26,14 млрд. руб.), и предельно низких (см. табл.3), уменьшение капзатрат до 0,531 от первоначальных.

Для оценки предельного варианта предполагалось, что используется 4 модуля в одном реакторном помещении, и это приводит к уменьшению капитальных затрат на строительство в 4 раза. Также учитывается уменьшение капитальных затрат за счет «обучаемости». Тогда при вкладе в цену ОПЭБ капитальных затрат на оборудование 50% и на строительство 50% капитальные затраты на э/б составят 0,531 от цены ОПЭБ: (0,5+0,5/4)*(1-0,15)=0,531 или 18,51 млрд.руб.

В обоих вариантах принималось, что эксплуатационные затраты (в терминах «Проектная документация. Пояснительная записка. Раздел 1. Том 1.1») составят 2,96 руб/(кВт*ч), т. е. уменьшены на 13%.

Результаты несколько улучшились, однако, самоокупаемость при высоких тарифах достигается за 50 лет.

Общий вывод из п.1-2:

только при описанном выше идеализированном подходе уменьшения капитальных затрат текущей конструкции ОПЭБ коммерческая АС на его основе позволит ей выйти на самоокупаемость.

Табл.2. Варианты реализации проекта ОПЭБ с РУ СВБР-100 (требования к тарифу)

№ пп.

Наименование параметра

На конец 1 года

На конец 2 года

На конец 3 года

На конец 4 года

(освоение мощности)

1-15,

лет

1-30,

лет

Себестоимость с учетом эксплуатационной составляющей (включая топливную) и услуг по передаче э/э

2,96 руб/(кВт*ч) и 1 руб/(кВт*ч) на временном интервале 15/30 лет

1-50 лет

(условно)

Себестоимость с учетом эксплуатационной составляющей (включая топливную) и услуг по передаче э/э

2,96 руб/(кВт*ч) и 1 руб/(кВт*ч) на временном интервале 50 лет

(условно)

1

Распределение инвестиции по годам, %

40

30

30

-          

2

Распределение инвестиции по годам, млрд. руб.

10,46

7,84

7,84

           

3

Дисконтированная цена на конец года

                 

4

6,5%

11,14

20,21

29,88

31,82

         

5

10%

11,51

21,28

32,03

35,24

         

6

15%

12,03

21,86

32,67

35,95

         

7

Вклад в себестоимость электроэнергии обслуживания кредита, руб./(кВт*ч)

                 

8

15 лет

                 

9

6,5% (0,106)

       

4,28

-

8,24

1,28

5,24

10

10% (0,131)

       

5,86

-

9,82

1,76

5,72

11

15% (0,171)

       

7,80

-

11,76

2,34

6,3

                     

12

30 лет

                 

13

6,5% (0,0766)

       

-

3,09

7,05

1,85

5,81

14

10% (0,106)

       

-

4,74

8,7

2,84

6,80

15

15% (0,152)

       

-

6,93

10,89

4,16

8,12



Табл. 3. Варианты реализации проекта ОПЭБ с РУ СВБР-100 (требования к тарифу)


№ пп.

Наименование параметра

На конец 1 года

На конец 2 года

На конец 3 года

На конец 4 года

(освоение мощности)

1-15,

лет

1-30,

лет

Себестоимость с учетом эксплуатационной составляющей (включая топливную) и услуг по передаче э/э

2,96 руб/(кВт*ч) и 1 руб/(кВт*ч) на временном интервале 15/30 лет

1-50 лет

(условно)

Себестоимость с учетом эксплуатационной составляющей (включая топливную) и услуг по передаче э/э

2,96 руб/(кВт*ч) и 1 руб/(кВт*ч) на временном интервале 50 лет

(условно)

1

Распределение инвестиции по годам, %

40

30

30

           

2

Распределение инвестиции по годам, млрд. руб.

7,404

5,553

5,553

           

3

Дисконтированная цена на конец года

                 

4

6,5%

7,89

14,31

21,15

22,53

         

5

10%

8,14

15,07

22,68

24,95

         

6

15%

8,51

16,18

24,99

28,74

         

7

Вклад в себестоимость электроэнергии обслуживания кредита, руб./(кВт*ч)

                 

8

15 лет

                 

9

6,5% (0,106)

       

3,03

-

6,99

0,909

4,87

10

10% (0,131)

       

4,15

-

8,11

1,24

5,20

11

15% (0,171)

       

6,23

-

10,19

1,87

5,83

                     

12

30 лет

                 

13

6,5% (0,0766)

       

-

2,19

6,15

1,31

5,27

14

10% (0,106)

       

-

3,35

7,31

2,01

5,97

15

15% (0,152)

       

-

5,54

9,5

3,32

7,28


 

3. Цена оборудования и его надежность при длительности работы в течение кампании 7-8 лет

Оборудованием, для которого критична работа в течение кампании 7-8 лет являются: ГЦНА, привода СУЗ, насос КПМЦ, регулятор давления СПОТ, арматура 2-го контура и контура технической воды, систем безопасности и вспомогательных систем (по воде и газу).

Опыт использования такого оборудования или отсутствует или отсутствует при его непрерывной работе 7-8 лет с приемлемым уровнем вероятности безотказной работы. Имеется опыт работы без поверок и ремонтов в течение 1,5-2 лет. Увеличение длительности работы оборудования в 2,5…3 раза без поверок и ремонтов приводит к ужесточению требования по значению вероятности безотказной работы относительно «обычного» оборудования. При увеличении значения вероятности безотказной работы на сотые доли от уровня 0,9 за счет увеличения длительности работы оборудования в 2,5…3 раза, цена на такое оборудование может возрасти в разы, что является «хрестоматийным» примером. Для наглядности - см. рис.5 Приложения 2 (который относится к АСУ, но, несмотря на это, показателен и для демонстрации роста цены оборудования для АС): стоимость растет при увеличении вероятности безотказной работы с 0,9 до 0,915 в 2,33 раза.

Возможность работы РУ на частичных уровнях мощности при частичном выводе на ремонт оборудования позволяет понизить требования к показателям надежности оборудования и снизить в разы цену на него. Разрабатываемая конструкция РУ такой подход исключает.

Также вызывает сомнение адекватность расчета затрат на перечисленное оборудование в ПД, имеется риск занижения его цены.

4. Конструкция МИС

Конструкция МИС стала следствием выбора текущей концепции РУ основные черты которой: интегральная компоновка МБР и габаритные размеры МБР, позволяющие перевозить его ЖД-транспортом.

Количество модулей МИС, как следствие концепции, было выбрано 12, тип теплообменных поверхностей – трубы Фильда, являющиеся менее эффективными по теплообмену, чем трубчатые поверхности теплообмена, более сложными конструктивно и менее ремонтопригодными. Реализация высокого уровня ЕЦ (один из основных способ обеспечения высокого уровня самозащищенности и безопасности) из-за принятой конструкции МИС и МБР затруднена: СВТ, поступив в середину МИС, охлаждается, далее до ГЦНА реализуется подъемный участок движения «холодного» СВТ.

В режимах расхолаживания при ННЭ, включая аварии МИС, в принятой концепции МБР являются единственными элементами системы безопасности, непосредственно отводящими теплоту от активной зоны (другие системы отсутствуют, что также не удовлетворяет рекомендациям по безопасности и косвенно не соответствует требованиям ИНПРО и АС 4-го поколения). Это накладывает на качество их изготовления, режимы ремонта и освидетельствований повышенные требования.

Перечисленные недостатки приведут (привели) к росту цены теплообменников (в том числе из-за роста их количества) и себестоимости эксплуатации. Например, цена 4-ех парогенераторов с трубчатыми поверхностями теплообмена заведомо ниже цены 12 с поверхностями теплообмена «труба» Фильда (хотя бы только из-за разницы в металлоемкости).

Ремонт МИС при разгерметизации трубок Фильда разработчик ТП РУ предлагает осуществлять глушением трубок Фильда. При этом технология глушения внешней трубы Фильда через камеру пароводяной смеси МИС не предложена.

При отказе трубной доски МИС или другого неустраняемого повреждения возникнет необходимость замены МИС. Строительная конструкция и средства ремонта (приспособления выгрузки-загрузки) не предусмотрены в проекте. Замена МИС с последующими проверками займет около 1 года (экспертно).

Любой ремонт МИС предполагается осуществлять на остановленной РУ.

Отказ от принятой концепции позволил бы осуществить ремонт на частичных уровнях мощности при частичном выводе на ремонт оборудования.

5. Конструкция СПОТ

Выбранная конструкция СПОТ не имеет референтности использования, а также требует высоких затрат на НИОКР для обоснования работы.

Отказ от интегральной компоновки позволил бы использовать воздушную СПОТ, которая была бы существенно дешевле.

6. Конструкция комплекса перегрузочного оборудования (ПО)

Перегрузка активной зоны требует разгерметизации МБР, предлагается конструкция, не имеющая референтности использования и являющаяся заведомо худшим вариантом относительно конструкции перегрузки, применяемой на РУ типа БН (в том числе по устному мнению разработчиков комплекса ПО), в том числе и с точки зрения ядерноопасных работ.

Предлагаемая конструкция комплекса ПО была выбрана из-за затесненности крышки МБР, которая обусловлена выбором интегральной компоновки РУ.

7. Отдельные ННЭ включая аварии

Гипотетическая разгерметизация нескольких труб МИС приведет к ТЗПА, связанной с разрушением корпуса МБР и, возможно, отрывом крышки МБР с приводами СУЗ. В этом случае произойдет гарантированный выброс активности за пределы РУ и ОПЭБ. Требуется оценка значений радиационных последствий при такой ТЗПА.

Проектная авария «заклинивание вала ГЦНА» с наложением единичного отказа «заклинивание вала другого ГЦНА» (в соответствии с требованием ОПБ-88/97) приведет к разрушению части твэлов, что по сути является тяжелой запроектной аварией.

Описываемых воздействий на конструкцию в результате приведенных аварий можно избежать. Эти последствия не вписываются в концепцию АС 4-го поколения, поскольку такие исходные события с наложением «переживаются» АС 3-го поколения с меньшими последствиями и являются также следствием выбранной конструкции и концепции РУ.

8. Выводы по п.1 – 8

1. Для достижения коммерческой привлекательности АС с РУ типа СВБР необходимо принятие принципиально новых комплексных технический решений, которые позволят снизить себестоимость оборудования РУ, строительных конструкций.

2. Технические решения также должны быть такими, что уменьшают эксплуатационные затраты

3.  Необходимо реализовать возможность работы РУ на частичных уровнях мощности при частичном выводе на ремонт оборудования (при этом количество оборудования, в том числе арматуры, и трубопроводов РУ и АС, должно быть существенно уменьшено – на десятки процентов)

4. Устранение описанных недостатков конструкции РУ и ОПЭБ вряд ли возможно и целесообразно осуществлять в рамках настоящей концепции ОПЭБ, поскольку она для этого мало пригодна конструктивно.

5. Риски выбора настоящей конструкции РУ как прототипа РУ коммерческой АС и экономические последствия такого выбора должным образом в Обществе не оценивались (в УГК об результатах таких работ не сообщалось). Это же в полной мере относится к риску работы АС в маневренном режиме.

Об приведенных недостатках конструкции и концепции, их экономической несостоятельности, незаинтересованности ОАО ОКБ «ГИДРОПРЕСС» в результате (результат – разработка проекта РУ нового поколения безопасности и ее тиражирование как опытного образца коммерческой РУ) сообщалось в дирекцию Общества на протяжении периода со 2-го квартала 2012 года по настоящее время, в том числе на заседаниях ЭКРИД.

9. Предложения

В соответствии с выводами настоящей экспертной оценки, предлагаю:

1. Определить роль ОПЭБ текущей конструкции для проекта коммерческой АС с технологией СВБР, в противном случае имеется риск усугубить перечисленные недостатки, понести необоснованные затраты и дискредитировать технологию.

2. Начать процесс оптимизации ОПЭБ с целью снижения роли описанных недостатков РУ и ОПЭБ.

3. Вне зависимости от определения роли ОПЭБ текущей конструкции для проекта коммерческой АС запустить процесс разработки РУ на основе модульной (петлевой) концепции с уровня эскизного проекта, выдвинув в качестве одного из требований комерциализуемость проекта; возможность работы РУ на частичных уровнях мощности при частичном выводе на ремонт оборудования; исключение перечисленных в п.3-8 недостатков.

Специально для НТС Росатома по СВБР

Артем Захаров







Это статья PRoAtom
http://www.proatom.ru

URL этой статьи:
http://www.proatom.ru/modules.php?name=News&file=article&sid=6232