Версия для печати
Вернуться к списку

АТОМНАЯ АЛЬТЕРНАТИВА

В узком смысле под альтернативной энергетикой чаще понимают использование энергии солнца, ветра, геотермальных источников, иногда еще и биотопливо.

«Из всего, что в мире сегодня развивается в части альтернативной энергетики, возобновляемых источников, всерьез можно говорить только об использовании солнечной энергии в странах, расположенных существенно южнее нас, — уверен старший вице-президент по управлению проектами компании “Атомстройэкспорт” Александр Полушкин. — Если вам приходилось бывать в Египте, Израиле, Иране, Ираке, то вы видели: на крышах домов там практически повсеместно стоят солнечные коллекторы. Это означает, что люди перестали в зимнее время отапливаться за счет какого-либо внешнего источника тепла. И в течение всего года у них исключительно благодаря коллектору есть горячая вода. Это дешево и по карману любому домовладельцу. Но это локальный источник, исключительно в масштабах домовладения».

Действительно, альтернативная генерация в последние годы получает довольно широкое распространение в мире. Так, за период с 2002-го по 2012 год мощность мировой ветрогенерации выросла в девять раз, до 283 ГВт, а солнечной генерации — в 45 раз, до 100 ГВт (см. график 3).

Минус всех нетопливных видов генерации в том, что такие источники энергии жестко привязаны к конкретным географическим зонам. Как гидроэлектростанция нуждается в реке с достаточными потоком воды и высотой падения, так и солнечной батарее для эффективной работы необходимы определенное количество солнечной радиации и большое число солнечных дней в году. Ветрогенератор нуждается в достаточно сильных и регулярных ветрах.

Россия не может похвастаться ничем из перечисленного. Солнечная погода никогда не была отличительной особенностью нашего климата (см. карту). И даже ветра в нашей стране дуют мало и осторожно. В силу географических и климатических причин хорошие условия (повторяемость потоков и скорость ветров) для ветрогенерации есть в Северо-Западной Европе, Восточной Азии, на Среднем Западе США, в Квебеке (Канада), отдельных горных районах Азии и Африки.

В России же, по словам Александра Полушкина, сколько-нибудь экономически оправданные ветра, которые реально могут вращать ветряки, расположены вдоль берега Северного Ледовитого океана. Но там нет ни населения, ни промышленности. «Локальное обеспечение северных поселков типа Тикси, Певека — ну может быть… — рассуждает Полушкин. — Но ветряков, которые работали бы при температуре минус 53–58 градусов, я не знаю. Это будет очень специфичное инженерное решение».

Не менее категоричен руководитель департамента исследований ТЭКа Института проблем естественных монополий (ИПЕМ) Александр Григорьев: «Альтернативная энергетика никакой альтернативы не дает. Да, в той же Германии построены огромные парки ветряков. Но для поддержания системной надежности необходимо держать парк резервного оборудования — из традиционной энергетики. Добавим сюда сложности в диспетчеризации процессов, управляемых природой, а не персоналом электростанций, и недовольство потребителей ростом цен, вызванным альтернативными ценами для альтернативной энергетики».

За рубежом в странах, природные особенности которых позволяют развивать альтернативную энергетику, она повсеместно дотируется государством — либо через бюджет, за счет налогоплательщиков, либо посредством перекрестного субсидирования другими видами генерации. «У богатых свои причуды, — объясняет Полушкин. — Они облагают налогом традиционную генерацию и эти деньги направляют на подпитку нетрадиционных возобновляемых источников, поскольку такие источники не способны себя окупать при тех тарифах, которые приемлемы для населения и промышленности. Те ветряки, которые стоят сегодня в Германии, Нидерландах, Испании, других странах, не являются источниками, на которые можно рассчитывать. В баланс энергогенерации ни Германии, ни Нидерландов ветряки не входят — национальный энергобаланс рассчитывается без них. Ветряки — это дополнительная энергия, которая служит только для экономии топлива и только в те периоды, когда есть ветер. А когда ветра нет, они останавливаются».

Гибриды: точечные удачи

В качестве решения проблемы дороговизны альтернативной электроэнергии наряду с сомнительной надежностью ее источников предлагается создание так называемых гибридных электростанций. Это совмещение в едином энергетическом контуре классической тепловой генерации (как правило, дизель-генератора) и альтернативной. Здесь возможны различные комбинации: дизель могут совмещать с ветряком, или с солнечной батареей, или с двумя этими источниками. В качестве варианта возможно даже использование в качестве дополнения к дизелю геотермальных источников энергии.

Примеры претворения подобной энергетической концепции в жизнь в мире имеются. Например, в России подобная станция была построена весной этого года в Горном Алтае в селе Яйлю силами компании «Ротек» на средства Физико-технического института им. А. Ф. Иоффе РАН в рамках научно-исследовательского проекта. Принцип ее работы прост: есть солнце — работает солнечная батарея, солнца нет — подключается дизель-генератор. Проблема в низкой мощности этой станции: всего 140 кВт — как двигатель «КамАЗа». При этом ее строительство обошлось примерно в 7 млн руб. Хотя такие станции и могут играть некоторую роль в экономии дизельного топлива (за три солнечных летних месяца удалось сэкономить 12 тыс. литров солярки примерно на 390 тыс. руб.), они экономически оправданны лишь как локальные источники энергии в таких селениях, как Яйлю, — удаленных, отрезанных от единой энергосистемы страны.

Есть более удачные гибриды. Например, в Германии энергетическая компания E.On совместно с канадским производителем энергооборудования Hydrogenics занимается совмещением ветрогенерации с водородными топливными элементами. Это гибридные станции мощностью до 2 МВт.

Водород может быть использован как топливо путем его окисления (горения) с выхлопом в виде водяного пара. Но для этого водород нужно произвести, проведя электролиз воды и затратив на это электрическую энергию. Подобный завод, кстати, был недавно реализован совместными усилиями «Русгидро» и японской компании Kawasaki в Магаданской области для утилизации энергии построенной там ГЭС.

В Германии для производства водорода вместо гидроэнергии используется электричество, вырабатываемое ветром. Пока дует ветер, можно накопить энергию, пустив ее на производство водорода, который можно сжигать в безветренную погоду. Эффективность такой «энергоконсервации» составляет, по оценке главы Hydrogenics Дэрила Вильсона, порядка 50%.

Установка по производству водорода сравнительно дешева. Инвесторы оценивают ее стоимость в 1 млн долларов за 1 МВт мощности — примерно во столько же обходится обычная тепловая станция (см. таблицу). Однако высокой остается цена вырабатываемого ветром электричества, что делает сомнительными коммерческие перспективы подобных проектов.

Иногда рождаются необычные сочетания. Например, в американском городе Фаллон (штат Невада) компанией Enel была построена гибридная солнечно-геотермальная станция мощностью 59 МВт.

Однако считать подобные станции альтернативой обычной генерации затруднительно. Дает себя знать их традиционный недостаток — маленькая мощность. Так, станция в Фаллоне по американским стандартам потребления должна давать энергию примерно для 50 тыс. домохозяйств. При этом проект обошелся примерно в 10 млн долларов за 1 МВт мощности. И он не может быть растиражирован: конкретно в Неваде удачно совпали жаркий солнечный климат и геологический разлом с геотермальными проявлениями. Понятно, что такие условия встречаются не везде.

В качестве варианта гибридной генерации можно рассмотреть многотопливные (чаще всего двухтопливные) станции. Это модернизированные дизельные генераторы, способные работать как на дизельном топливе, так и на сырой нефти или газовом топливе. Подобные машины производятся и в России, например на Коломенском заводе. Обычно такие генераторы имеют сравнительно небольшую мощность — 1,5–2 МВт (как двигатель тепловоза). Выпуск двухтопливных (дизель и газ) генераторов достаточно высокой (до 17 МВт) мощности налажен финской компанией Värtsilä (с недавних пор имеет производственную площадку в Пензе). Отдельные генераторы могут быть соединены в «батарею», и в совокупности получается станция достаточно большой мощности.

Värtsilä строит многотопливные электростанции мощностью до 70 МВт в странах третьего мира: Доминиканской Республике, Нигерии. В 2008 году двухтопливная станция совокупной мощностью 300 МВт («батарея» из 18 двухтопливных генераторов Värtsilä 18V50DF) была пущена в азербайджанской нефтепромышленной зоне Сангачал по заказу компании Azer Enerji.

У подобных станций есть преимущество — надежная работа в случае перебоев с поставками базового топлива (как правило, газа). Во время перебоев здесь может сжигаться дизельное топливо или сырая нефть. Однако этим их достоинства исчерпываются, поскольку газ значительно дешевле дизельного топлива. При расчете затрат на приобретение топлива для выработки 1000 кВт•ч энергии получается, что газ оказывается дешевле дизеля почти в семь раз (см. график 4).

Любой альтернативный киловатт, таким образом, оказывается поистине золотым. И потому не может конкурировать с традиционной генерацией.

Быстрые нейтроны

Однако поборникам новых технологий не стоит отчаиваться. Жизнеспособная альтернатива традиционной тепловой генерации все же есть, хотя и не в рамках так называемой альтернативной энергетики. Речь идет об атомной генерации.

Александр Григорьев (ИПЕМ), отдавая должное водородным накопителям энергии, которые уже в обозримом будущем могут сыграть поистине революционную роль в развитии энергетики, указывает, что первую скрипку в энергетической симфонии XXI века будет играть атомная энергетика: «У атомной энергетики есть определенная цикличность, и циклы эти связаны, как правило, с аварийными ситуациями на АЭС: Три-Майл-Айленд, Чернобыль, Фукусима — каждый такой случай останавливает распространение атомной генерации, а то и приводит к некоторому откату назад. Потом все понемногу успокаиваются и потихоньку начинают возвращаться к идее развития атомной энергетики».

Перспективным направлением атомной генерации могут стать реакторы на быстрых нейтронах. В таких реакторах существенно изменен спектр нейтронов — это нейтроны с бо́льшими энергиями, чем, скажем, в обычном российском водо-водяном энергетическом реакторе (ВВЭР), поэтому их называют реакторами на быстрых нейтронах (БН). Вместо воды, которую традиционно применяют в качестве теплоносителя, в реакторах БН используют натрий.

Россия сегодня — единственная в мире страна, которая занимается разработкой и эксплуатацией подобных реакторов. БН строили японцы, но эксплуатировать не стали. Строили и французы, однако довольно быстро свернули программу.

Как рассказал Александр Полушкин, реактор на быстрых нейтронах мощностью 350 МВт работал в Казахстане на Мангышлаке: «Отработал ресурс и был остановлен. До сих пор работает третий энергоблок на Белоярской АЭС (мощность 600 МВт). Мы продлили его эксплуатацию, он будет работать еще 15 лет. И сейчас, вот буквально в эти дни, идет подготовка к пуску на Белоярской АЭС четвертого блока мощностью 800 МВт». БН-реактор несколько дороже традиционных — на сколько именно, в «Атомстройэкспорте» пока затрудняются ответить: ждут пуска первого современного реактора этого типа на Белоярской АЭС, после чего будет дана точная оценка.

У реактора на быстрых нейтронах есть и ощутимые преимущества по используемому топливу. Природный уран представлен двумя основными изотопами — уран-235 и уран-238. Обычный реактор использует только уран-235, тогда как уран-238 не используется и поступает в отходы. Однако на этот изотоп приходится свыше 99% всего содержащегося на планете урана. Реактор на быстрых нейтронах использует уран-238 в качестве топлива. Кроме того, расщепляя уран-238 и получая тепло и электричество как товарный продукт, реактор трансформирует этот изотоп в плутоний, который также является топливом для АЭС. То есть реактор на быстрых нейтронах, расходуя уран-238, воспроизводит топливо, в основе которого лежит плутоний.

Как указал Александр Полушкин, «реактор на быстрых нейтронах становится дополнением к АЭС, созданным по технологии ВВЭР. Отработанное топливо после использования на реакторах ВВЭР можно загружать в реакторы БН. Они “дожигают” уран-238, вырабатывают плутоний, который после определенного рециклирования в смеси с ураном — мы это называем “МОКС (МОХ)-топливо” — может опять вернуться в реакторы ВВЭР и работать там. Получается замкнутый топливный цикл. Вот это и есть ближайшая перспектива развития атомной энергетики».

Результат может оказаться ошеломляющим. Атомщики утверждают, что вовлечение в топливный цикл урана-238 сделает запасы ядерного топлива практически неисчерпаемыми. По крайней мере, его хватит на многие сотни лет.

Кроме того, по словам Александра Полушкина, сокращается количество отходов: «Сегодня ядерное топливо, которое отработано в реакторах ВВЭР, мы храним — для будущих поколений. Мы это не называем отходами. Это ценное сырье для будущей атомной энергетики. Но пока оно стоит мертвым грузом в хранилищах. Реакторы на быстрых нейтронах позволят вовлечь в топливный цикл все отработавшее топливо, которое осталось после ВВЭР. Получается замкнутый топливный цикл. Об этом говорит весь мир. Уже в 1966 году, будучи студентом, я слушал лекции об этом. Но реализуем эту идею только мы — и только теперь».

Следующим шагом, как полагают специалисты по атомной энергии, станет развитие семейства реакторов на быстрых нейтронах, доведение их штучной мощности до 1000–1200 МВт, снижение цены, развертывание промышленного комплекса по рециклированию отработанного атомного топлива с традиционных реакторов.

Сотрудник кафедры экономической и социальной географии МГУ им. М. В. Ломоносова Владимир Горлов указывает, что «будущее реакторов на быстрых нейтронах — освоение единичной мощности 1200 МВт. То, что строилось раньше, мощностью 350 и 600 МВт, то, что строится в Белоярке, мощностью 800 МВт, — это опытно-промышленные или научно-промышленные станции. Их задача — обкатать технологию. С ростом единичной мощности реактора будут сокращаться удельные капиталовложения, и реакторы на быстрых нейтронах станут коммерчески привлекательными, способными окупиться за разумный срок — лет за десять—двенадцать. Но когда это будет достигнуто, сказать трудно. Реактор в 800 МВт на Белоярке начал строиться еще в советское время, а запустить его должны только сейчас».

Александр Полушкин рассказывает, что такую атомную промышленность России еще предстоит создать: «В стране для этого есть всё. Мы умеем работать и со свежим, и с отработавшим топливом, и с 235-м, и с 238-м ураном, и с плутонием, и с торием. Но создать производственные линии, которые бы делали это поточным способом, еще предстоит. Думаю, что на это уйдет лет пятнадцать—двадцать».

Атомный гибрид

Впрочем, пока наши атомщики в ближайшие пятнадцать лет собираются доводить до ума реакторы на быстрых нейтронах, их американские коллеги предлагают варианты гибридизации традиционной атомной генерации, что должно повысить коммерческую эффективность АЭС, вывести в свет действительно перспективный для промышленного использования энергетический гибрид.

Сотрудник Массачусетского технологического института Чарльз Форсберг рассматривает три различных варианта атомной гибридизации.

Во-первых, атомная энергия может направляться на производство водородных накопителей энергии. Как известно, потребление электроэнергии сильно меняется на протяжении суток (см. график 5). А выработка станции не может столь же плавно следовать за графиком потребления. Поэтому обычно существует минимум, обеспечиваемый базовой (например, атомной) генерацией, и вспомогательные мощности, способные принять по необходимости пиковые нагрузки, а потом быть отключенными (в России, например, это гидроэнергия).

Форсберг предлагает поднять уровень базовой генерации (в нашем случае атомной) и в часы сниженного потребления направлять энергию на производство водорода. По сравнению с описанными выше немецкими экспериментами такая схема коммерчески успешнее, потому что атомная энергия дешевле энергии ветра. А водородные топливные элементы могут быть использованы в часы непредвиденных пиков потребления или же поставляться на рынок в качестве товарной продукции.

Другой вариант — использовать атомную энергию для получения синтетического топлива. Суть этой концепции в следующем. Атомная станция в процессе работы нагревает значительные объемы воды. Обычно ее направляют в пруды-охладители. А можно, в случае расположения АЭС достаточно близко от месторождений ископаемого топлива, закачивать воду в сланцевые или угольные пласты. При нагревании до 370 градусов Цельсия происходит растворение керогенов с последующим преобразованием твердых пластов в искусственные нефть и газ, пригодные для добычи и последующего использования.

Проблемой этого метода, как признается сам Форсберг, является медленная скорость нагревания пластов — это может занять до нескольких лет. Но результат при размещении станции в правильном месте позволяет окупить все затраты.

И наконец, третий вариант — с помощью атомной станции создать рукотворный геотермальный источник. Здесь также используется вырабатываемая АЭС горячая вода, которая в нормальных условиях шла бы на утилизацию в пруды-охладители. Геотермальная энергия, в свою очередь, тоже может быть использована в электрической генерации. К слову, на нее приходится до 27% всей электрогенерации Филиппин и до 30% всей генерации Исландии.

Владимир Горлов между тем указывает, что идея использовать атомную энергию в альтернативных целях, для производства водорода, возникла не вчера: «Об этом еще в советское время писали. Технология может быть перспективной для освоения в XXI веке, идея хорошая. Но пока ее практическая реализация натыкается на вопросы исполнения. Как хранить тот же водород, непонятно. Хранить газообразным — нужны очень большие хранилища. Хранить в жидком виде — нужно тратить энергию на компрессию, поддержание температуры».

Решить эти инженерные задачи, а затем и сделать использование подобных технологий экономически оправданным — задачи завтрашнего дня.