авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ БИБЛИОТЕКА РОССИИ

КОНФЕРЕНЦИИ, КНИГИ, ПОСОБИЯ, НАУЧНЫЕ ИЗДАНИЯ

<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 | 2 || 4 | 5 |   ...   | 8 |

«СПИСОК ИСПОЛНИТЕЛЕЙ От ОАО «ЭНИН»: Генеральный директор Э.П. Волков Заведующий отделением В.А. Баринов Заведующий ...»

-- [ Страница 3 ] --

приросты среднегодовой выработки (в результате увеличения КПД оборудования, сокращения объема холостых сбросов и др.) (таблица 3.2.5);

снижение среднего срока эксплуатации основного оборудования действующих ГЭС до 24-27 лет (таблица 3.2.6).

Основные показатели и индикаторы реализации мероприятий подпрограммы в 2015 и гг. приведены в таблице 3.2.5.

Таблица 3.2.5 Показатели и индикаторы реализации мероприятий подпрограммы в 2015 и 2020 гг.

Показатели Единица 2015 г. 2020 г.

измерения Приросты установленной мощности за счет:

- реконструкции оборудования действующих ГЭС 450 - строящихся ГЭС и ГАЭС МВт 4707 - новых ГЭС и ГАЭС 197 Итого: 5354 Приросты годовой выработки за счет:

- реконструкции оборудования действующих ГЭС 700 - строящихся ГЭС и ГАЭС 21880 млн кВт·ч - новых ГЭС и ГАЭС 467 Итого: 23047 Таблица 3.2.6 Снижение физического износа гидросилового оборудования действующих ГЭС в результате выполнения Программы техперевооружения до 2020 г.

2020 г.

2010 г. Без учета После мероприятий выполнения мероприятий Гидротурбины Средний срок эксплуатации оборудования, лет - ГЭС ОАО «РусГидро» 31 41 - ГЭС ТГК-1 36 46 - ГЭС других энергокомпаний 32 42 33 43 Всего по ГЭС РФ Гидрогенераторы Средний срок эксплуатации оборудования, лет - ГЭС ОАО «РусГидро» 27 37 - ГЭС ТГК-1 34 44 - ГЭС других энергокомпаний 31 41 30 40 Всего по ГЭС РФ Пр и м еча н и е: Без МГЭС.

1.

Без восстанавливаемых и строящихся ГЭС, 2.

Средний срок рассчитан по числу агрегатов.

3.

Оценка структуры приростов установленной мощности и среднегодовой выработки на действующих ГЭС приведена в Приложении № 29.

3.2.2 Основные мероприятия и план-график модернизации (демонтаж, строительство новых и расширение действующих, техническое перевооружение и реконструкция действующих) Мероприятия по модернизации охватывают 39 ГЭС и каскадов ГЭС 8-ми генерирующих энергетических компаний:

ОАО «РусГидро»;

ОАО «ТГК-1»;

ОАО «ЛУКОЙЛ-Экоэнерго»;

ОАО «Башкирэнерго»;

ОАО «Иркутскэнерго»;

ОАО «Красноярская ГЭС»;

ОАО «Норильско-Таймырская ЭК»;

ОАО «Генерирующая компания».

Основными мероприятиями подпрограммы являются следующие:

замена турбин и генераторов на новые агрегаты (с приростом мощности);

частичная реконструкция турбин и генераторов всех агрегатов с заменой основных узлов, включая камер рабочих колес (КРК), системы возбуждения и др. (с перемаркировкой агрегатов);

замена главных трансформаторов, оборудования распределительного устройства генераторного напряжения, открытого распределительного устройства (ОРУ) всех напряжений с заменой части выключателей, модернизация устройств управления, регулирования, релейной защиты и автоматики (РЗА) агрегатов, кабельного хозяйства и др.;

реконструкция узлов генераторов и модернизация систем возбуждения и управления без изменения мощности агрегатов.

Перечень мероприятий по модернизации действующих ГЭС и сроков их выполнения мероприятий приведен в таблице 3.2.7.

Таблица 3.2.7 Основные мероприятия подпрограмм модернизации ГЭС График реконструкции и замены оборудования и ГТС в рамках программы комплексной модернизации Отработавших Прогноз модернизации Установлено нормативный Модернизировано Группа Вид до всего срок 2012 – 2015 гг. 2016 – 2020 гг. 2021 – 2025 гг.

оборудования воздействия эксплуатации % % % % % шт. шт. шт. шт. шт. шт.

Реконструкция 40 14,2% 26 9,2% 24 8,5% 2 0,7% Турбины 282 153 54,3% Замена 38 13,5% 57 20,2% 75 26,6% 8 2,8% Реконструкция 61 21,6% 39 13,8% 23 8,2% 6 2,1% Генераторы 282 148 52,5% Замена 26 9,2% 39 13,8% 69 24,5% 6 2,1% Реконструкция 27 9,3% 3 1,0% 4 1,4% 0 0,0% Трансформаторы 290 117 40,3% Замена 32 11,0% 49 16,9% 97 33,4% 27 9,3% Реконструкция Высоковольтные 3 0,4% 2 0,3% 0 0,0% 0 0,0% 777 316 40,7% выключатели Замена 288 37,1% 216 27,8% 110 14,2% 23 3,0% Реконструкция 23 6,5% 130 36,9% 93 26,4% 6 1,7% Гидротехнические 352 3 0,9% сооружения Замена 5 1,4% 1 0,3% 0 0,0% 0 0% Реконструкция 853 5,2% 1 571 9,6% 707 4,3% 42 0,3% Оборудование вторичной 16 376 8 120 49,6% коммутации Замена 5 106 31,2% 4 227 25,8% 2 855 17,4% 800 4,9% Реконструкция 672 9,9% 340 5,0% 255 3,8% 76 1,1% Вспомогательное 6 791 4 235 62,4% оборудование Замена 1 172 17,3% 1 661 24,5% 1 809 26,6% 151 2,2% График замены и реконструкции турбин Отработ. норм.

Установ Год Виды срок эксплуат.

лено Филиал/ДЗО воздействи всего я 2012 (шт.) % 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 шт.

Филиал ОАО "РусГидро" замена 23 15 65,2% 3 2 1 1 2 2 1 1 2 "Волжская ГЭС" Филиал ОАО "РусГидро" замена 10 10 100,0% 1 1 2 2 2 2 "Воткинская ГЭС" Филиал ОАО "РусГидро" замена 23 8 34,8% 2 2 1 1 "Камская ГЭС" Филиал ОАО "РусГидро" замена 10 5 50,0% 1 1 1 1 1 "Каскад Верхневолжских Отработ. норм.

Установ Год Виды срок эксплуат.

лено Филиал/ДЗО воздействи всего я 2012 (шт.) % 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 шт.

ГЭС" замена Угличская ГЭС 2 1 50,0% 1 замена Рыбинская ГЭС 6 4 66,7% 1 1 1 1 Филиал ОАО "РусГидро" замена 8 8 100,0% 1 1 1 1 2 2 "Нижегородская ГЭС" реконструк 2 1 Филиал ОАО "РусГидро" - ция 24 24 100,0% "Саратовская ГЭС" замена 2 1 1 2 1 1 1 1 1 1 1 1 1 Филиал ОАО "РусГидро" - реконструк 18 3 16,7% 2 2 2 2 2 2 2 1 "Чебоксарская ГЭС" ция Филиал ОАО "РусГидро" "Саяно-Шушенская ГЭС замена 13 0 0,0% 1 1 1 имени П.С. Непорожнего" замена Майнская ГЭС 3 0 0,0% 1 1 1 Филиал ОАО "РусГидро" замена 6 6 100,0% 1 1 1 1 1 1 "Зейская ГЭС" Филиал ОАО "РусГидро" замена 7 7 100,0% 1 1 1 1 1 1 1 "Новосибирская ГЭС" реконструк ОАО "Геотерм" 5 0 0,0% 1 1 1 1 ция реконструк Верхне-Мутновская 3 0 0,0% 1 1 ция ГеоЭС реконструк Мутновская ГеоЭС-1 2 0 0,0% 1 1 ция ОАО "Колымаэнерго" - реконструк 5 0 0,0% 1 1 1 1 1 "Колымская ГЭС" ция реконструк ОАО "Паужетская ГеоЭС" 2 1 50,0% 1 ция реконструк 1 1 Филиал ОАО "РусГидро" - ция 25 11 44,0% "Дагестанский филиал" замена 1 1 4 1 1 2 1 1 1 замена Чиркейская ГЭС 4 4 100,0% 1 1 1 1 замена Чирюртская ГЭС-1 2 2 100,0% 1 1 замена Чирюртская ГЭС-2 1 1 100,0% 1 замена Гергебильская ГЭС 5 2 40,0% 1 1 Отработ. норм.

Установ Год Виды срок эксплуат.

лено Филиал/ДЗО воздействи всего я 2012 (шт.) % 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 шт.

замена Малая Ахтынская ГЭС 3 0 0,0% 3 замена Агульская ГЭС 1 0 0,0% 1 Филиал ОАО "РусГидро" - реконструк 2 0 0,0% 2 2 "Ирганайская ГЭС" ция Филиал ОАО "РусГидро" реконструк "Карачаево-Черкесский 2 0 0,0% 1 ция филиал" Филиал ОАО "РусГидро" - реконструк 6 0 0,0% 1 2 1 2 "Загорская ГАЭС" ция ОАО "Карачаево Черкесская замена 2 2 100,0% 2 Гидрогенерирующая Компания" реконструк 2 1 2 Филиал ОАО "РусГидро" - ция 29 17 58,6% "Каскад Кубанских ГЭС" замена 4 5 5 5 1 2 2 замена ГАЭС 6 6 100,0% 2 2 2 замена ГЭС-1 2 0 0,0% 1 1 замена ГЭС-2 4 3 75,0% 2 2 замена ГЭС-3 3 3 100,0% 1 1 1 замена ГЭС-4 3 3 100,0% 1 1 1 замена Егорлыкская ГЭС 2 0 0,0% 1 1 замена Новотроицкая ГЭС 2 2 100,0% 2 реконструк Свистухинская ГЭС 4 0 0,0% 1 1 2 ция реконструк 1 ция Сенгилеевская ГЭС 3 0 0,0% замена 1 1 реконструк Филиал ОАО "РусГидро" - 2 1 3 ция "Кабардино-балкарский 14 3 21,4% филиал" замена 1 реконструк Аушигерская ГЭС 3 0 0,0% 1 1 1 ция МГЭС-3 1 0 0,0% реконструк 1 Отработ. норм.

Установ Год Виды срок эксплуат.

лено Филиал/ДЗО воздействи всего я 2012 (шт.) % 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 шт.

ция замена 1 реконструк Мухольская ГЭС 2 0 0,0% 2 ция Филиал ОАО "РусГидро" замена "Северо-Осетинский 13 11 84,6% 4 4 3 филиал" замена Беканская ГЭС 2 2 100,0% 1 1 замена Гизельдонская ГЭС 3 3 100,0% 1 1 1 замена Дзауджикауская ГЭС 3 3 100,0% 1 1 1 замена Эзминская ГЭС 3 3 100,0% 1 1 1 Филиал ОАО "РусГидро" замена 20 15 75,0% 1 2 3 4 4 "Жигулевская ГЭС" График замены и реконструкции генераторов Филиал ОАО "РусГидро" замена 23 23 100,0% 3 3 3 3 3 3 3 2 "Волжская ГЭС" Филиал ОАО "РусГидро" замена 10 10 100,0% 1 1 2 2 2 2 "Воткинская ГЭС" реконструк 2 1 1 ция Филиал ОАО "РусГидро" 23 23 100,0% "Камская ГЭС" замена 1 реконструк Филиал ОАО "РусГидро" - 1 1 ция "Каскад Верхневолжских 10 5 50,0% ГЭС" замена 1 1 1 1 1 замена Угличская ГЭС 2 1 50,0% 1 реконструк Рыбинская ГЭС 6 4 66,7% 1 1 ция Отработ. норм.

Установ Год Виды срок эксплуат.

лено Филиал/ДЗО воздействи всего я 2012 (шт.) % 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 шт.

замена 1 1 1 1 Филиал ОАО "РусГидро" замена 8 8 100,0% 1 1 1 1 2 2 "Нижегородская ГЭС" Филиал ОАО "РусГидро" замена 24 7 29,2% 3 1 1 1 "Саратовская ГЭС" Филиал ОАО "РусГидро" - реконструк 18 0 0,0% 2 2 2 2 2 2 2 2 2 "Чебоксарская ГЭС" ция Филиал ОАО "РусГидро" "Саяно-Шушенская ГЭС замена 13 0 0,0% 1 1 1 имени П.С. Непорожнего" замена Майнская ГЭС 3 0 0,0% 1 1 1 Филиал ОАО "РусГидро" замена 6 0 0,0% 1 1 1 1 1 1 "Зейская ГЭС" реконструк ОАО "Геотерм" 5 0 0,0% 1 1 3 2 ция реконструк Верхне-Мутновская 3 0 0,0% 3 ция ГеоЭС реконструк Мутновская ГеоЭС-1 2 0 0,0% 1 1 2 ция ОАО "Колымаэнерго" - реконструк 5 0 0,0% 1 1 1 1 1 "Колымская ГЭС" ция ОАО "Паужетская ГеоЭС" замена 2 1 50,0% 1 Филиал ОАО "РусГидро" замена 25 11 44,0% 1 1 4 1 1 2 1 1 1 "Дагестанский филиал" замена Чиркейская ГЭС 4 4 100,0% 1 1 1 1 Отработ. норм.

Установ Год Виды срок эксплуат.

лено Филиал/ДЗО воздействи всего я 2012 (шт.) % 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 шт.

замена Чирюртская ГЭС-1 2 2 100,0% 1 1 замена Чирюртская ГЭС-2 1 1 100,0% 1 замена Гергебильская ГЭС 5 2 40,0% 1 1 замена Малая Ахтынская ГЭС 3 0 0,0% 3 замена Агульская ГЭС 1 0 0,0% 1 Филиал ОАО "РусГидро" - реконструк 2 0 0,0% 1 1 "Ирганайская ГЭС" ция Филиал ОАО "РусГидро" - реконструк 6 0 0,0% 1 1 2 1 1 "Загорская ГАЭС" ция ОАО "Карачаево Черкесская замена 2 2 100,0% 2 Гидрогенерирующая Компания" Филиал ОАО "РусГидро" замена 29 24 82,8% 4 5 5 5 1 2 2 "Каскад Кубанских ГЭС" замена ГАЭС 6 6 100,0% 2 2 2 замена ГЭС-1 2 2 100,0% 1 1 замена ГЭС-2 4 4 100,0% 2 2 замена ГЭС-3 3 3 100,0% 1 1 1 замена ГЭС-4 3 3 100,0% 1 1 1 замена Егорлыкская ГЭС 2 2 100,0% 1 1 замена Новотроицкая ГЭС 2 2 100,0% 2 Отработ. норм.

Установ Год Виды срок эксплуат.

лено Филиал/ДЗО воздействи всего я 2012 (шт.) % 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 шт.

замена Сенгилеевская ГЭС 3 2 66,7% 1 1 реконструк Филиал ОАО "РусГидро" - 1 3 ция "Кабардино-балкарский 14 3 21,4% филиал" замена 1 реконструк 1 ция МГЭС-3 1 0 0,0% замена 1 реконструк Кашхатау ГЭС 3 0 0,0% 1 2 ция Филиал ОАО "РусГидро" замена "Северо-Осетинский 13 11 84,6% 4 4 3 филиал" замена Беканская ГЭС 2 2 100,0% 1 1 замена Гизельдонская ГЭС 3 3 100,0% 1 1 1 замена Дзауджикауская ГЭС 3 3 100,0% 1 1 1 замена Эзминская ГЭС 3 3 100,0% 1 1 1 Филиал ОАО "РусГидро" - реконструк 20 20 100,0% 1 2 3 4 4 2 2 2 "Жигулевская ГЭС" ция 3.2.3 Разработка инновационных технологий и освоение высокоэффективного энергетического оборудования для модернизации гидроэнергетического комплекса При реализации подпрограммы модернизации применяются инновационные решения, приведенные ниже.

3.2.3.1 Гидротурбинное и гидромеханическое оборудование:

применение новых материалов типа углестеклоэпоксидной композиции (УСЭК), бронзофторопласта, в механизмах разворота лопастей ПЛ рабочих колёс;

повышение давления в системе регулирования гидротурбин, приводящее к изменению межвтулочного соотношения на поворотно-лопастных рабочих колёсах и, соответственно, к более эффективному использованию гидроресурсов;

нанесение покрытий из новых современных материалов (композитных, керамических, полиуретановых) на лопасти рабочих колёс, элементы проточной части турбин против коррозийного, кавитационного, абразивного износа, приводящее к увеличению срока службы проточной части и рабочего колеса, снижению ремонтных затрат;

применение в подшипниках турбин и генераторов сегментов из металлофторопласта, снижающих потери на трение и приводящих к более надёжной работе подшипников;

применение при проектировании рабочих колёс и проточной части гидротурбин современного математического моделирования, приводящее к оптимальной модели рабочих колёс с возможностью работы турбины во всём диапазоне рабочей зоны эксплуатационной характеристики турбины без ограничений или с минимальными не рекомендуемыми зонами работы в рабочем диапазоне для РО (радиально-осевых) колёс, а также получение оптимальной формы лопастей рабочих колёс с целью увеличения КПД турбины;

нанесение покрытий, препятствующих образованию льда, на металлоконструкции затворов и позволяющих безаварийно работать в зимний период;

применение современных шаровых предтурбинных затворов, с целью повышения безопасности эксплуатации гидроагрегатов;

применение автоматических затворов типа «Гидроплюс» при повышении пропускной способности гидроузлов, для снижения затрат на модернизацию водопропускных трактов ГЭС.

3.2.3.2 Гидрогенераторное оборудование:

применение современных сталей в магнитопроводе генератора, что способствует увеличению КПД за счет снижения потерь на намагничивание;

применение тиристорных систем возбуждения максимально модульного исполнения с целью возможности замены дефектных элементов без отключения системы возбуждения, что позволит повысить надежность генератора в целом;

применение систем мониторинга, осуществляющих контроль основных параметров генератора в режиме он-лайн и предупреждающих развитие дефекта;

применение современных дугогасительных камер на базе вакуумных выключателей в цепи генератора, способствующих увеличению механического и коммутационного ресурса, а также сокращению издержек на эксплуатацию оборудования;

применение гидрогенераторов с переменной частотой вращения, позволяющих повысить КПД;

применение высоковольтных генераторов, позволяющих существенно снизить потери в кабельных линиях и затраты на трансформаторное оборудование.

3.2.3.3 Трансформаторное оборудование:

применение «сухих» трансформаторов с изоляцией из эпоксидно-дианового компаунда, трансформаторов с элегазовой изоляцией, вводов с твердой изоляцией, что позволит сократить издержки по содержанию маслохозяйства на ГЭС и повысить безопасность оборудования;

использование новых технологий устранения течи масла на работающем трансформаторе за счет применения специальной мастики, исключая тем самым незапланированные простои оборудования и минимизируя издержки эксплуатации оборудования;

применение систем мониторинга, осуществляющих контроль основных параметров трансформатора в режиме он-лайн и предупреждающих развитие дефекта с целью определения остаточного срока службы трансформатора.

3.2.3.4 Оборудование распределительных устройств:

применение современных дугогасительных камер вакуумных выключателей, способствующих увеличению коммутационного ресурса, а также сокращению издержек на эксплуатацию оборудования;

применение подвесной и опорной изоляции со сроком службы не менее 30 лет, а также полимерной изоляции, увеличивающих надежность распределительных устройств;

применение кабелей с твердой изоляцией из «сшитого» полиэтилена позволит сократить издержки по эксплуатации кабельного хозяйства и в целом повысить надежность распределительных устройств.

3.2.3.5 Осветительные устройства на ГЭС:

применение светодиодного освещения, применение светильников с энергосберегающими лампами и электронными пускорегулирующими аппаратами, способствующих сокращению потерь, снижению эксплуатационных затрат и увеличению надежности осветительных устройств.

3.2.3.6 Гидротехнические сооружения:

восстановление несущей способности железобетонных конструкций с применением композитных материалов на основе углеволокна, стекловолокна и кевларового волокна;

восстановление водонепроницаемости бетонных поверхностей (гидроизоляция) с использованием инъекционных материалов нового поколения на основе акрилатных, полиуретановых и эпоксидных смол;

применение суперпластификаторов для бетона на основе поликарбоксилатов и лигносульфанатов;

применение спирально-навивной технологии SPR для бестраншейного ремонта трубопроводов;

применение эластичных износостойких мембран на основе полимочевины для гидроизоляционного покрытия внутренней поверхности железобетонных трубопроводов;

применение эффективных сборно-монолитных конструкций на основе самоуплотняющегося бетона, унифицированных армопанелей с бессварным стыком арматуры;

использование ступенчатых водосливных граней на грунтовых плотинах при увеличении пропускной способности гидроузлов.

3.2.3.7 Системы управления:

применение инновационного оборудования и технологических решений к построению систем регулирования гидротурбинного оборудования разработка и внедрение турбинных расходомеров на основе ультразвукового, лазерного, электромагнитного принципов измерений, разработка адаптивных алгоритмов регулирования по критерию максимального КПД для повышения эффективности использования водных ресурсов;

построение интегрированной системы учета энергоресурсов генерирующих филиалов для повышения энергоэффективности производственной и хозяйственной деятельности;

создание интегрированных систем управления объектами гидроэнергетики, с централизацией процессов контроля и оптимизации режимов работы оборудования, мониторинга технического состояния и аварийных ситуаций, организации и исполнения технического обслуживания и ремонтных работ;

применение систем регулирования высокого давления, микропроцессорной техники, интеллектуальных измерительных приборов с возможностями удаленного обслуживания, систем защит с адаптивными алгоритмами;

применение систем аварийной защиты и обеспечения безопасности, соответствующих уровню безопасности SIL3 по ГОСТ Р МЭК 61508;

построение централизованной защищенной системы регистрации технологической информации;

модернизация и развитие программно-технических средств мониторинга безопасности гидротехнических сооружений ГЭС.

В части работ, связанных с заменой и модернизацией систем технологического управления в составе программы комплексной модернизации, доля современного оборудования составляет 100 %, а инновационных решений и технологий около 15 %.

3.2.4 Оценка общей потребности в основном оборудовании для модернизации генерирующих мощностей на ГЭС Детальные данные о потребности в новом гидросиловом оборудовании для реализации подпрограммы модернизации действующих ГЭС на период до 2020 г. приведена в таблицах 3.2. и 3.2.9.

Данные о существующем гидросиловом оборудовании (турбины, генераторы) действующих ГЭС приведены в Приложении № 30.

Таблица 3.2.8 Сводные данные о необходимом объеме поставок гидротурбин (без малых, восстанавливаемых и строящихся ГЭС) Гидротурбины 2011-2015 гг. 2016-2020 гг. 2011-2020 гг.

Общее число гидротурбин, 74 68 в том числе по энергокомпаниям:

ОАО «РусГидро» 51 57 ОАО «ТГК-1» 16 11 ОАО «ЛУКОЙЛ-Экоэнерго» 3 другие компании 4 в том числе по градациям:

а) по типу турбины РО 16 19 ПЛ 53 45 ПР 2 ПЛД 3 4 б) по диаметру РК от 2 до 5 м 37 29 от 5 до 10 м 36 34 свыше 10 м 1 5 в) по максимальному напору от 10 до 30 м 44 42 от 30 до 50 м 11 7 от 50 до 100 м 10 7 свыше 100 м 9 12 Примечание в перечень не включены агрегаты, на которых производится только частичная замена или модернизация узлов турбины Таблица 3.2.9 Сводные данные о необходимом объеме поставок генераторов (без малых, восстанавливаемых и строящихся ГЭС) Гидрогенераторы 2011-2015 гг. 2016-2020 гг. 2011-2020 гг.

Общее число единиц оборудования: 46 38 в том числе по энергокомпаниям:

ОАО «РусГидро» 31 33 ОАО «ТГК-1» 14 5 ОАО «ЛУКОЙЛ-Экоэнерго» 3 другие компании 6 в том числе градация по единичной мощности от 10 до 50 МВт 31 18 от 50 до 100 МВт 13 9 от 100 до 200 МВт 7 4 свыше 200 МВт 3 7 Примечание В перечень не включены агрегаты, на которых производится только частичная замена или модернизация узлов турбины.

3.2.5 Экологическая оценка последствий реализации подпрограммы Программа комплексной модернизации гидроэлектростанций в большинстве своем состоит из следующего набора мероприятий:

замена турбин и генераторов на новые агрегаты (всего 16), с приростом мощности 10,5 МВт;

замена 16 агрегатов по 115 МВт и 4 по 120 МВт на 16 гидроагрегатов по 118 МВт и по 125 МВт;

частичная реконструкция турбин и генераторов всех агрегатов с заменой основных узлов, включая КРК, системы возбуждения и др. (с перемаркировкой агрегатов с 65 на 68 МВт);

замена главных трансформаторов (группы однофазных на трехфазные). Замена оборудования РУ генераторного напряжения, ОРУ 35, 110 и 220 кВ. Реконструкция общестанционных систем автоматики, кабельного хозяйства. Модернизация устройств управления и РЗА и др.;

замена и перемаркировка гидроагрегатов с приростом мощности и увеличением коэффициента полезного действия;

реконструкция узлов генераторов и модернизация систем возбуждения и управления без изменения мощности агрегатов;

Модернизация ГЭС осуществляется без изменения существующих уровней верхнего бьефа, не приводит к дополнительному затоплению и отводу земель, что практически исключает необходимость проведения экологической оценки.

К положительным экологическим влияниям модернизированных ГЭС на окружающую среду следует отнести существенное сокращение утечек технологического масла в нижний бьеф за счет установки более совершенного современного оборудования.

3.2.6 Ресурсное и нормативно-методическое обеспечение подпрограммы 3.2.6.1 Проектирование энергообъектов Проектирование энергообъектов осуществляется в основном проектными организациями, входящими в состав ОАО «РусГидро»: ОАО «Институт Гидропроект», ОАО «Ленгидропроект», ОАО «Мособлгидропроект», проектные группы в ОАО «НИИЭС» и ОАО «ВНИИГ» им.

Б.Е.Веденеева. Определенный объем проектных работ выполняют так же соответствующие подразделения в ОАО «Инженерный центр энергетики Поволжья», ОАО «Сибирский энергетический научно-технический центр» и др.

Кроме того, имеются небольшие частные организации, способные выполнять отдельные работы, в области изысканий – это бывшие изыскательские экспедиции.

Ограничения по объемам проектирования энергообъектов для программы техперевооружения действующих ГЭС маловероятны.

3.2.6.2 Производство гидросилового оборудования В настоящее время основными поставщиками гидротурбинного оборудования являются:

Ленинградский металлический завод (ЛМЗ), входящий в концерн «Силовые машины», завод «Электросила», «Турбоатом», ОАО НПО «ЭЛСИБ», Завод турбинных лопаток «ЗТЛ», ОАО «Калужский турбинный завод» (КТЗ).

ЛМЗ занимает монопольное положение на отечественном рынке. Единственным типом гидротурбин, которые ЛМЗ не выпускает, являются ковшовые.

С 2004 года Сызранский завод «Тяжмаш» вкладывает значительные средства в техническое перевооружение производства, закупку новейших станков ведущих мировых производителей, современного программного обеспечения. Завод организовал проектный отдел, вышел на внешний рынок,осуществил покупку чешского производителя гидротурбин KD Blansko, имеющего столетнюю историю производства гидротурбин всех типов. Таким образом, «Тяжмаш» получил доступ к техническому архиву завода и имеет технические возможности для создания гидротурбин всех типов (в том числе и мощных ковшовых) мощностью до 500 МВт и диаметром рабочего колеса до 10 м. По заказам «Силовых машин» предприятие изготавливает различные элементы крупных гидротурбин, за исключением рабочего колеса.

ОАО «Тяжмаш» — один из крупнейших поставщиков гидротурбин и вспомогательного гидротурбинного оборудования в России и странах СНГ. За последние 50 лет было спроектировано, изготовлено и поставлено более ста крупных и средних гидротурбин для гидроэлектростанций России и зарубежья. Кроме того, изготовлен большой объем гидромеханического оборудования (затворы, решетки и т. д.). В числе изготовленных ОАО «Тяжмаш» уникальные по своим параметрам маши-ны. Гидротурбины Чебоксарской ГЭС имеют диаметр рабочего колеса 10 м, а Саратовской – 10,3м. Гидротурбины для Курейской ГЭС оснащены радиально-осевыми рабочими колесами диаметром 5,1 м. При модернизации гидротурбин Серебрянских ГЭС были спроектированы и изготовлены уникальные поворотно лопастные рабочие колеса, работающие на напоре до 80 м. Гидротурбины для Усть-Хантайской, Курейской, Серебрянских и Териберских ГЭС выполнены в северном исполнении. Турбина для Нижне-Териберской ГЭС выполнена, кроме того, с применением материалов способных работать в морской воде.Использование современных научных достижений, новых материалов, передовых технологий и технических решений обеспе-чивает сызранским гидротурбинам мировой технический уровень.

Разработка и проектирование гидроэнергетического оборудования выполняется специальным конструкторским бюро “ТУРБОГИДРОМАШ”, входящим в ООО «Энергетический Стандарт» которое предлагает все виды реактивных гидротурбин и предтурбинных затворов для отечественных и зарубежных ГЭС и ГАЭС.

СКБ “ТУРБОГИДРОМАШ”, благодаря наличию квалифицированных специалистов и собственной экспериментальной базы, выполняет весь комплекс научно-исследовательских и проектно-конструкторских работ для создания современных гидравлических машин, в том числе:

– разрабатывает проточные части для всех типов реактивных гидротурбин, обратимых гидромашин и предтурбинных затворов;

– проектирует новое гидротурбинное оборудование, выполняя весь необходимый объем гидродинамических, прочностных и других специальных расчетов;

– выполняет проекты по модернизации оборудования, отработавшего свой ресурс;

– проводит энергокавитационные, пульсационные, эрозионные, силовые испытания моделей гидротурбин, обратимых гидромашин, а также исследования узлов и механизмов;

– проводит обследование состояния оборудования, подлежащего реконструкции, с применением современных технических средств, в том числе с проведением испытаний на ГЭС;

– проводит прогнозирование остаточного ресурса элементов оборудования, подлежащего реконструкции, с использованием физико-математических моделей разрушения;

– проводит приемо-сдаточные испытания моделей гидротурбин и обратимых гидромашин, в том числе модернизированных проточных частей, на специальных стендах лаборатории;

– осуществляет шефнадзор за монтажом оборудования;

– выполняет пусконаладочные работы и испытания;

– проводит гарантийные натурные испытания гидротурбинного оборудования;

выполняет гарантийное и сервисное обслуживание оборудования.

Основными производителями гидрогенераторного оборудования для гидроэлектростанций являются Электросила (концерн «Силовые машины»), ОАО НПО «ЭЛСИБ», Группа предприятий «Энергомаш», Электротяжмаш-Привод.

В Приложении № 31 приведены данные по основным производителям гидросилового оборудования для российских объектов.

Ограничения по объемам поставок гидросилового оборудования для программы техперевооружения действующих ГЭС (до 10-15 турбин и до 10 генераторов в год) маловероятны.

Осуществляется закупка оборудования у иностранных производителей и получено соглашение о строительстве в Самарской области СП с фирмой Voith Hydro, специализирующейся на производстве гидротурбинного оборудования;

систем регулирования, производстве предтурбинных затворов и некоторых видов гидрогенераторного оборудования с системой возбуждения.

3.2.6.3 Испытательные центры и стенды В России существует два гидравлических стенда по испытанию гидравлических турбин:

ОАО «Силовые машины ЛМЗ» и НПО «ЦКТИ им И.И.Ползунова». Гидравлический стенд ЛМЗ проводит полный комплекс гидравлических испытаний и является практически единственным действующим в настоящее время. Гидравлический стенд НПО «ЦКТИ» способен также проводить полный комплекс испытаний, однако, в настоящее время он находится в стадии восстановления. На указанном стенде проводятся испытания по усеченной программе, исключая, например, кавитационные испытания.

Гидравлические испытания водосбросов, каналов и других элементов гидротехнических сооружений проводятся гидравлическими лабораториями ОАО «ВНИИГ им. Б.Е.Веденеева», ОАО «НИИЭС», МГСУ.

Ограничения по объемам испытаний гидросилового оборудования для программы техперевооружения действующих ГЭС маловероятны.

3.2.6.4 Строительство и монтаж энергооборудования Строительство гидроэнергетических объектов осуществляется следующими основными компаниями: Гидроэнергострой, Гидроспецстрой, БуреяГЭСстрой, ЧиркейГЭСстрой, Трансстрой, ЗАО «Региострой», Энерготрансстрой, Водстрой и рядом других строительных подрядчиков, которые работают на территории России и участвуют в сооружении гидроэнергетических объектов.

Монтаж гидроэнергетического оборудования проводится силами таких компаний как ОАО «Спецгидроэнергомонтаж», ЗАО «Балтик-СГЭМ», ЗАО «Волга-СГЭМ», группа компаний «Каспий-СГЭМ», трестом «Гидромонтаж», трестом «Гидроэнергомонтаж» и другими предприятиями и компаниями, которые выбираются на конкурсной основе.

Ограничения по объемам строительства и монтажа для программы техперевооружения действующих ГЭС маловероятны.

3.2.6.5 Диагностика и ремонт оборудования и сооружений Диагностика состояния гидротехнических сооружений проводится рядом специализированных предприятий, выбираемых на условиях конкурса. Необходимо отметить, что ОАО «НИИЭС» и ОАО «ВНИИГ» им. Б.Е.Веденеева», проводят полный цикл диагностики. Что касается диагностики оборудования, то этим занимаются НПО «ЦКТИ им И.И. Ползунова», ОРГРЭС и ряд других компаний.

Ремонт оборудования проводится специализированными компаниями, в т.ч. ОАО «Спецгидроэнергомонтаж» и всеми вышеперечисленными подразделениями, занимающимися монтажом оборудования, а так же такими компаниями, как ОАО «ВКК Турборемонт».

Ограничения по объемам диагностики и ремонта оборудования и сооружений для программы техперевооружения действующих ГЭС маловероятны.

3.2.6.6 Кадровое обеспечение Необходимым условием развития кадрового потенциала является принципиально новый подход к работе с персоналом, включающий в себя в том числе:

создание эффективной системы мотивации труда, материального и морального стимулирования работников;

создание условий для возвращения работоспособных специалистов, ранее уволившихся из проектно-изыскательских институтов;

масштабное внедрение современных технологий проектирования и изысканий;

повышение статуса и значимости труда инженера-изыскателя и инженера проектировщика;

финансовое обеспечение необходимых мероприятий.

3.2.6.7 Нормативно-методическое обеспечение Недостатки нормативно-правового обеспечения определяют операционные риски реализации подпрограммы модернизации ГЭС. Несвоевременное внесение необходимых изменений в нормативную правовую базу как на федеральном, так и на региональном уровнях может стать источником серьезных трудностей в реализации подпрограммы.

3.2.7 Механизмы реализации подпрограммы 3.2.7.1 Оценка стоимости модернизации генерирующих мощностей на ГЭС Потребность в финансовых ресурсах для реализации мероприятий по модернизации действующих ГЭС оценивается ориентировочно на основании предварительных данных ОАО «РусГидро» и других энергокомпаний.

Постанционные данные о планируемых объемах финансирования (в прогнозных ценах, без учета восстанавливаемых и строящихся ГЭС) на основе предварительной неполной информации приведены в Приложении № 32.

Сводные данные об объемах финансирования по подпрограмме модернизации приведены в таблице 3.2.10.

По всем энергокомпаниям требуемый объем финансирования по программе модернизации в период 2011-2020 гг. составит 363,5 млрд руб. При этом в период 2011-2015 гг.затраты составят 47 %, в период 2016-2020 гг. 53 %. В ОАО «РусГидро» свыше 50 % средств предусматривается для модернизации ГЭС Волжско-Камского каскада.

Удельные расходы на модернизацию на 1 кВт установленной мощности отнесенной к суммарной установленной мощности объектов гидрогенерации в энергетических компаниях приведены в таблице 3.2.11.

Таблица 3.2.10 Объемы финансирования по программе модернизации, млрд руб.

в том числе на основе Модернизация инновационных технологий Энергокомпании 2011- 2016- 2011- 2011- 2016- 2011 2015 2020 2020 2015 2020 ОАО «РусГидро» 180 208 388 42,1 45,0 87, ОАО «ТГК-1» 20 11 ОАО «Лукойл-Экоэнерго» 0,5 0,2 0,7 0,02 0, ОАО «Иркутскэнерго» 8 5 13 1,7 0,5 2, ОАО «Генерирующая компания» 2 1 Итого 210 225 435 43,8 45,5 89, Примечания:

1. Информация по ОАО «РусГидро» представлена по данным «Программы модернизации ОАО «РусГидро» на плановый период 2010-2020 гг.»,сентябрь 2010 г.

2. Без учета восстанавливаемых и строящихся ГЭС.

3. Прогнозные цены, с НДС Таблица 3.2.11 Удельные расходы на модернизацию на 1 кВт установленной мощности отнесенной к суммарной установленной мощности объектов гидрогенерации в энергетических компаниях Затраты на Удельная стоимость модернизации Энергокомпании модернизацию, 1 кВт установленной мощности млрд.руб. руб./кВт долл./кВт ОАО «РусГидро» 323,1 12600 ОАО «ТГК-1» 25,9 9000 ОАО «Лукойл-Экоэнерго» 0,6 2000 ОАО «Иркутскэнерго» 11,2 1230 ОАО «Генерирующая компания» 2,7 2200 В Приложении № 33 приведена информация о технических параметрах и планируемом графике вводов мощностей (стоимостные показатели не рассматривались) на ГЭС, подлежащих восстановлению, строящихся ГЭС и объектах нового строительства со вводом всех или части агрегатов в период до 2020 г.

Капиталовложения (без НДС) за период 2010-2020 годы в строящиеся и новые ГЭС и ГАЭС со вводами мощности до 2020 года в ценах 2010 г. и в прогнозных ценах составляют, соответственно, 177,6 и 197 млрд. руб. и представлены в таблице 3.2.12.

3.2.7.2 Объемы и источники финансирования Основными источниками финансирования работ по техническому перевооружению действующих ГЭС являются собственные и заемные средства.

Собственные средства для финансирования технического перевооружения действующих ГЭС формируются за счет амортизационных отчислений и доли чистой прибыли, получаемой от эксплуатации ГЭС и направляемой на производственные нужды. В качестве источника собственных средств может также рассматриваться вторичная эмиссия акций.

В качестве заемных средств могут рассматриваться займы коммерческих банков как российских, так и зарубежных. Кроме того, весьма эффективно применение лизинговых схем.

В соответствии с данными «Программы комплексной модернизации генерирующих объектов группы ОАО «РусГидро» на период 2011-2025 гг.» основным источником финансирования программы комплексной реконструкции объектов ОАО «РусГидро»

предполагаются собственные средства (90 %). Кроме того, рассматривается возможность привлечения различных форм государственной поддержки для финансирования модернизации малых ГЭС Северного Кавказа (10 %).

Таблица 3.2.12 Суммарные капиталовложения за период 2011-2020 годы в строящиеся и новые ГЭС и ГАЭС со вводами мощности до 2020 года ГЭС Капвложения в ценах 2010, млрд.руб.

2011- 2016- 2011 2015 2020 ИТОГО: 165 99 Строящиеся ГЭС и ГАЭС Богучанская ГЭС 14 Загорская ГАЭС-2 34 Зарамагская ГЭС-1 5 Усть-Среднеканская ГЭС 21 25 Гоцатлинская ГЭС 6 Зеленчукская ГЭС-ГАЭС 7 Светлинская ГЭС 1 ВСЕГО: 88 25 Новые ГЭС и ГАЭС со вводами до 2020 г Ленинградская ГАЭС 31 56 * Голубые озера 7 ** Верхнекрасногорская ГЭС 11 ** Нижнекрасногорская ГЭС 9 Нижнебурейская ГЭС 23 Агвали ГЭС 5 9 ВСЕГО: 77 74 Примечание:

* http://www.askregion.ru ** http://www.protown.ru/russia/obl/articles/ 3.2.8 Анализ рисков Для достижения поставленной цели данной подпрограммы необходимо учитывать макроэкономические, операционные, социальные и научно-технологические риски.

Макроэкономические риски связаны с возможным ухудшением внутренней и внешней конъюнктуры, со снижением темпов роста экономики и уровня инвестиционной активности, с высокой инфляцией, кризисом банковской системы и пр.

Нестабильность международной обстановки может оказать негативное влияние на реализацию проектов с участием зарубежных партнеров, объемы международного сотрудничества, снижение инвестиционной привлекательности и рейтинга кредитного доверия к гидроэнергетической отрасли со стороны международных финансовых институтов.

Операционные риски связаны с недостатками нормативно-правового обеспечения.

Несвоевременное внесение необходимых изменений в нормативную правовую базу как на федеральном, так и на региональном уровнях может стать источником серьезных трудностей в реализации подпрограммы.

Социальные риски обусловлены дефицитом высококвалифицированных кадров для осуществления мероприятий подпрограммы.

Научно-технологические риски возникают при недостаточном финансировании работ, направленных на усиление научно-изыскательского и проектно-конструкторского комплекса отрасли.

Необходимым условием эффективной реализации данной подпрограммы является минимизация указанных рисков, анализ промежуточных результатов и принятие оперативных мер по корректировке негативного эффекта.

3.3 Подпрограмма «Модернизация атомных электростанций на период до 2020 года»

Паспорт подпрограммы «Модернизация атомных электростанций на период до 2020 года»

Наименование Модернизация атомных электростанций до 2020 года.

подпрограммы.

Основания для разработки Энергетическая стратегия России на период до 2030 года;

программы Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики до 2030 года, одобренная на заседании Правительства Российской Федерации 03.06.2010 года;

Протокол заседания Правительства РФ от 03.06.2010 № 24, п. Ответственный исполнитель Государственная корпорация по атомной энергии «Росатом»

подпрограммы Соисполнители Предприятия ГК «Росатом» и другие предприятия: ОМЗ подпрограммы «Спецсталь»;

ОАО «Ижорские заводы»;

ОАО ОАО «Атомэнергомаш» (включая ОАО «ЗиО-Подольск», ЗАО «Петрозаводскмаш», ОАО «Энергомашспецсталь», ООО «АЛЬСТОМ Атомэнергомаш» и др.);

ОАО «Силовые машины»;

Уралхиммаш;

Уралмаш;

ЧЗЭМ и БЗЭМ;

ПО «Баррикады»;

металлургический завод «Красный Октябрь»;

Машзавод им. Петрова;

Волжский трубный завод и др.

Программно-целевые «Программа деятельности Государственной корпорации по инструменты подпрограммы атомной энергии «Росатом» на долгосрочный период (2009 2015 годы)» (утверждена постановлением Правительства Российской Федерации от 20 сентября 2008 г. № 705) и ФЦП «Ядерные энерготехнологии нового поколения на период – 2015 года и на перспективу до 2020 года» (утверждена Постановлением Правительства РФ от 3 февраля 2010 года № 50).

Цели подпрограммы (если Ускоренное развитие атомного энергопромышленного имеются) комплекса для обеспечения геополитических интересов страны и энергетической безопасности Российской Федерации за счет модернизации работающих и ввода в эксплуатацию новых типовых серийных энергоблоков атомных электростанций, продвижение продукции (работ, услуг) российских организаций ядерного топливного цикла на мировые рынки и переход к строительству и эксплуатации атомных электростанций за пределами территории Российской Федерации. Разработка ядерных энерготехнологий нового поколения на базе реакторов на быстрых нейтронах с замкнутым ядерным топливным циклом для атомных электростанций, обеспечивающих потребности страны в энергоресурсах и повышение эффективности использования природного урана и отработавшего ядерного топлива.

Задачи подпрограммы Развитие мощностей атомных электростанций, включая достройку энергоблоков высокой степени готовности и продление сроков эксплуатации и повышение мощности действующих энергоблоков атомных электростанций, строительство и ввод в эксплуатацию новых энергоблоков атомных электростанций;

развитие и реконструкция производственных мощностей организаций ядерного топливного цикла;

развитие мощностей по обращению с отработавшим ядерным топливом и радиоактивными отходами на атомных электростанциях и подготовка к выводу из эксплуатации энергоблоков атомных электростанций.

Разработка реакторов на быстрых нейтронах с замкнутым ядерным топливным циклом. При решении этой задачи будут созданы демонстрационные установки и научно технологическая база инновационной атомной энергетики Российской Федерации.

Целевые индикаторы и ввод в эксплуатацию мощностей атомных электростанций показатели подпрограммы - 10 ГВт;

общая мощность атомных электростанций - к 2020 году составит 30,5 ГВт;

выработка электроэнергии атомными электростанциями - млрд кВтч;

снижение эксплуатационных расходов (работы и услуги производственного характера, сырье и материалы, ремонт основных фондов) организаций, эксплуатирующих атомные станции, из расчета на 1 кВтч - на 20 % по сравнению с годом в соответствующих ценах;

сокращение удельных капитальных вложений на 1 кВт вводимой мощности при строительстве энергоблоков атомных электростанций на 10 % по сравнению с 2009 годом в соответствующих ценах.

Этапы и сроки реализации 2011-2020 годы, в том числе:

I этап 2011-2015 годы;

II этап 2016-2020 годы подпрограммы Объемы капитальных Общий объем финансирования подпрограммы в ценах 2010 г.

вложений подпрограммы составляет 1 324 млрд руб.

Ожидаемые результаты Продление срока эксплуатации блоков АЭС с реакторами реализации подпрограммы ВВЭР-440, РБМК и ЭГП-6 на 15 лет, с реакторами ВВЭР- на 25 лет.

Повышение уровня мощности в ВВЭР-440 до 107 %, РБМК до 105 %, ВВЭР-1000 до 104 % 110 %.

Ввод новых блоков АЭС электрической мощностью 10 ГВт.

Разработка проектов АЭС с реактором ВВЭР (проект ВВЭР ТОИ) и реакторами на быстрых нейтронах, создание технологий замыкания ядерного топливного цикла.

Создание плавучих АЭС малой мощности.

Строительство демонстрационных блоков АЭС с реакторами на быстрых нейтронах и опытно демонстрационных цехов на предприятиях ядерного топливного цикла.

Вывод из эксплуатации 9 блоков АЭС (4 ВВЭР, 2 РБМК и ЭГП-6) суммарной электрической мощностью 3,75 ГВт.

3.3.1 Основные показатели атомной энергетики на 01.01.2011 и целевые показатели (индикаторы) развития атомной энергетики до 2030 г.

На 01.01.2011 в России функционируют 10 атомных электростанций, на которых экс плуатируется 32 энергоблока. Суммарная мощность 32 ядерных энергоблоков составляет 22 743 МВт (нетто) или 24 242 МВт (брутто):

4 блока с реакторами первого поколения ВВЭР-440/230 с водой под давлением;

2 блока с реакторами второго поколения ВВЭР-440/213 с водой под давлением;

10 блоков с реакторами третьего поколения ВВЭР-1000 с водой под давлением, в основном проекте В-230;

11 блоков с водо-графитовыми реакторами РБМК;

4 водо-графитовых реактора малой мощности кипящего типа ЭГП-6;

1 реактор на быстрых нейтронах БН-600.

Реакторы ЭГП поставляют бытовое тепло (более 11 ПДж/год) для населенного пункта, расположенного в Чукотском автономном округе.

Расположение АЭС России приведено на рисунке 3.3.1.

Рисунок 3.3.1 - Расположение АЭС России на 01.01. В структуре установленных мощностей АЭС наибольшие доли занимают Балаковская, Курская и Ленинградская АЭС, каждая из которых включает по 4 энергоблока общей установ ленной мощностью 4000 МВт.

В структуре выработки наибольшую долю занимает Балаковская АЭС, которая произво дит самую дешевую электроэнергию среди всех АЭС и тепловых электростанций России и об ладает самым высоким коэффициентом использования установленной мощности (КИУМ) среди всех АЭС (в 2010 году КИУМ = 90,5 %).

В 2010 году выработано 170 137,1 млн кВтч, что составляет 104,2 % от выработки года (таблица 3.3.1).

Доля выработки АЭС от общей выработки электроэнергии ЕЭС России составила 16,4 %, а по отдельным регионам – более 30 %.

Эксплуатационные показатели АЭС существенно улучшились в последнем десятилетии.

КИУМ вырос с 56 % до 76 % в период с 1998 по 2003 г. и достиг в 2010 г.

81,35 %. Цель ГК «Росатом» довести КИУМ до 90 % к 2015 г.

Таблица 3.3.1 Технические характеристики электрогенерирующих объектов Наименование Нормативный Продление Нара объекта и Физичес- КИУМ на № № Мощность, Год срок срока ботка на выработка Тип реактора кий АЭС за п/п блока МВт ввода эксплуатации, эксплуатации электроэнергии в износ, % 2010 г., % лет (ПСЭ), лет год, лет 2010 г., млн кВтч ВВЭР (В-320) 1 1000 1985 30 26 55 90, Балаковская АЭС ВВЭР (В-320) 2 1000 1987 30 24 31715,8 ВВЭР (В-320) 3 1000 1988 30 23 ВВЭР (В-320) 4 1000 1993 30 18 ВВЭР (В-338) 1 1000 1984 30 27 55 85, Калининская АЭС 2 ВВЭР (В-338) 2 1000 1986 30 25 22396, ВВЭР (В-320) 3 1000 2005 30 6 ВВЭР (В-230) 1 440 1973 30 15 38 70 69, Кольская АЭС ВВЭР (В-230) 2 440 1974 30 15 37 10674,7 ВВЭР (В-213) 3 440 1981 30 30 ВВЭР (В-213) 4 440 1984 30 27 ВВЭР (В-179) 3 417 1971 30 15 40 75 73, Нововоронежская АЭС 4 ВВЭР (В-179) 4 417 1972 30 15 39 11771,3 ВВЭР (В-187) 5 1000 1980 30 25 31 Белоярская АЭС БН- 5 3 600 1980 30 15 31 60 74, 3932, РБМК 1 1000 1977 30 15 34 60 81, Курская АЭС РБМК 2 1000 1979 30 15 32 28678,4 РБМК 3 1000 1983 30 28 РБМК 4 1000 1985 30 26 РБМК 1 1000 1982 30 29 50 79, Смоленская АЭС 7 РБМК 2 1000 1985 30 26 20830, РБМК 3 1000 1990 30 21 РБМК 1 1000 1973 30 15 38 70 78, Ленинградская РБМК 2 1000 1975 30 15 36 АЭС РБМК 3 1000 1979 30 32 27553, РБМК 4 1000 1981 30 30 Наименование Нормативный Продление Нара объекта и Физичес- КИУМ на срок срока ботка на № № Мощность, Год выработка кий АЭС за Тип реактора п/п блока МВт ввода эксплуатации, эксплуатации электроэнергии в износ, % 2010 г., % лет (ПСЭ), лет год, лет 2010 г., млн кВтч ЭГП- 1 12 1974 30 15 37 70 40, Билибинская АЭС ЭГП- 2 12 1974 30 15 37 169,7 ЭГП- 3 12 1975 30 15 36 ЭГП- 4 12 1976 30 15 35 Ростовская ВВЭР (В-320) 1 1000 2003 30 8 15 89, (Волгодонская) АЭС ВВЭР (В-320) 2 1000 2010 30 1 12414, Рисунок 3.3.2 Структура установленной мощности АЭС России на 2010 год, % Рисунок. 3.3.3 - Структура выработки электроэнергии на АЭС в 2010 г., % 3.3.2 План-график модернизации (продление эксплуатации, строительство новых, вывод из эксплуатации) генерирующих мощностей на АЭС 3.3.2.1 Продление срока эксплуатации сверх проектного Проектный срок эксплуатации российских реакторов составлял 30 лет с момента полу чения первого тока. В 2000-е гг. было запланировано продлить срок эксплуатации сверх про ектного 12 реакторам первого поколения суммарной электрической мощностью 5,7 ГВт на 15– 20 лет, вложив необходимые инвестиции в их модернизацию. Все ВВЭР-440 и РБМК должны эксплуатироваться дольше проектного срока на 15 лет, а 9 реакторов ВВЭР-1000 – на 25 лет. На 15 лет продлен срок эксплуатации реакторов типа ЭГП-6 Билибинской АЭС. По имеющейся информации решение о новых источниках тепло- и электроснабжения города Билибино будет принято концерном «Росэнергоатом» к 2014 году. (замечание 50.3) При продлении срока эксплуатации всех реакторов РБМК, кроме тех работ по модерниза ции, которые были ранее проведены после аварии на ЧАЭС, переоборудование включает замену технологических каналов.

Срок эксплуатации реактора на быстрых нейтронах «Белоярская-3» продлен на 15 лет (до 2025 г.) после завершения работ по модернизации.

3.3.2.2 Завершение начатого ранее строительства и строительство новых блоков 20 октября 2011 начата загрузка топливных сборок в реактор блока №4 Калининской АЭС.г. С учетом ввода этого блока в 2012 году суммарная мощность АЭС России составит 25242 МВт.

В стадии строительства (таблица 3.3.2) находятся 9 блоков суммарной электрической мощностью 9,882 ГВт и плавучая АЭС мощностью 70 МВт. Суммарная мощность всех строя щихся АЭС составляет 9,952 ГВт. (Примерно 10 ГВт).

Таблица 3.3.2 Строящиеся ядерные энергоблоки в России Энергоблок Тип Мощность, Состояние, начало Сдача в реактора строительства, эксплуатацию, MВт мес./год (физический пуск) мес./год Калининская-4 ВВЭР Строится 1000/ 1000 10/ В- Вилючинская КЛТ-40С Строится, 5/ 2х35 Нововоронежская-2 ВВЭР Строится, 6/ 1200/ 1180 Блок 1 В-392M Белоярская 4 БН-800 Строится 880 Ростовская-3 ВВЭР Строится с 1983 г., 1000/ В-320 возобновлено 1070 9/ Ленинградская-2 ВВЭР Строится, 10/ 1200/ 1176 Блок 1 В- Нововоронежская -2 ВВЭР Строится, 7/ 1200/ 1180 Блок 2 В-392M Ленинградская -2 ВВЭР Строится, 4/ 1200/ 1176 Блок 2 В- Балтийская-1 ВВЭР 1200 Строится, 2/ 1150 Ростовская-4 ВВЭР Строится с 1983 г., 1000/ В-320 возобновлено 1 070 6/ Итого: 9 Строительство блока с реактором на быстрых нейтронах «Белоярская-4» было приоста новлено из-за недостаточного финансирования. Строительство было вновь начато в 2006 г.

Ввод в эксплуатацию перенесён с 2012 г. на 2014 г.

С середины 2008 г. начато строительство третьего поколения реакторов ВВЭР (АЭС 2006) - нового стандартизированного проекта на Нововоронежской АЭС-2 и Ленинградской АЭС-2. Это двухблочные АЭС, которые должны стать в перспективе основным проектом для нового строительства и ввода АЭС в России.

Согласно Генеральной схеме до 2020 г. в базовом варианте, помимо указанных выше блоков АЭС, рекомендуется ввод в эксплуатацию (физический пуск) энергоблоков на следую щих АЭС: Ленинградской АЭС-2 (блок 3), Балтийской АЭС (блок 2), Кольской АЭС-2 (блок 1), Нижегородской АЭС (блок 1), Северской АЭС (блок 1). Данных о графике поставок мощности этими блоками не имеется.

В г. Вилючинске предусмотрено сооружение (таблица 3.3.2) плавучей атомной электростан ции с двумя реакторными установками КЛТ-40С суммарной мощностью 70 МВт.

Достройка энергоблока № 5 Курской АЭС была включена в Генеральную схему с усло вием выделения дополнительного бюджетного финансирования. Окончательное решение о дост ройке Курской АЭС должно быть принято в 2012 г.


На уже строящихся энергоблоках в соответствии с подписанными договорами на по ставку мощности (ДПМ) намечен следующий график начала поставки мощности:

2013 год - энергоблок № 4 Калининской АЭС, 2015 год - энергоблок № 1 Нововоронежской АЭС-2, 2016 год - энергоблоки № 1 Ленинградской АЭС-2, № 4 Белоярской АЭС и № 3 Ростов ской АЭС, 2017 год - энергоблок № 2 Нововоронежской АЭС-2, 2018 год - энергоблоки № 2 Ленинградской АЭС-2 и № 1 Балтийской АЭС, 2019 год - энергоблок № 4 Ростовской АЭС.

На Калининской АЭС с 12.12.2011 г. осуществляется опытно-промышленная эксплуата ция энергоблока № 4, на Белоярской АЭС сооружается – БН-800 (электрическая мощность МВт), а на остальных АЭС строительство энергоблоков с ВВЭР-1200 (АЭС-2006), электриче ская мощность блоков указана в таблице 3.3.2. В соответствии с распоряжением Правительства РФ от 3 ноября 2011 года № 1937-р намечено сооружение двух блоков Нижегородской АЭС с физическим пуском блока № 1 в 2019 году и блока № 2 в 2021 году мощностью по 1150 МВт каждый. Имеются планы ОАО «Концерн «Росэнергоатом» по сокращению до 8-9 месяцев ин тервала времени между физическим пуском и началом поставки мощности по ДПМ блоков АЭС и осуществлению в 2018 г. физических пусков блока № 3 Ленинградской АЭС-2 и блока № 2 Балтийской АЭС.

В настоящее время получены лицензии на размещение Северской и Центральной АЭС.

В стадии оформления лицензия на размещение Тверской АЭС. Для Южно-Уральской АЭС за вершается этап разработки материалов обоснования инвестиций, для Кольской АЭС-2 заверша ется этап декларирования намерений. Для каждой из этих АЭС предусматривается сооружение двух энергоблоков ВВЭР-1200 (АЭС-2006) с возможностью размещения еще двух энергобло ков.

Кроме того, декларируются намерения и разрабатываются материалы ОБИН для энерго блока № 5 Белоярской АЭС с реактором БН-1200 для замещения энергоблока № 3 (БН-600) и как головного в серии энергоблоков с быстрыми реакторами.

3.3.2.3. Привлечение блоков АЭС к участию в покрытии переменной части графика нагрузки Часть эксплуатируемых в настоящее время блоков ВВЭР по согласованию с ОАО «Кон церн «Росэнергоатом» может привлекаться к участию в покрытии переменной части графика нагрузки. При этом должны быть согласованы диапазон возможного изменения мощности, вы даваемой генераторами блоков АЭС, и скорости изменения мощности. Должны быть проведены необходимые мероприятия на АЭС.

Условия участия новых блоков АЭС в покрытии переменной части графика нагрузки должны быть сформулированы в ТУ, в заявке на ТП и в ДПМ.

3.3.2.4 Вывод из эксплуатации Вывод блоков АЭС из эксплуатации начинается с 2016 года.

На Нововоронежской АЭС будут выведены из эксплуатации 3 и 4 блоки, мощностью по 417 МВт, соответственно, в 2016 и 2017 годах.

На Кольской АЭС будут выведены из эксплуатации 1 и 2 блоки, мощностью по МВт, соответственно, в 2018 и 2019 годах.

На Ленинградской АЭС будут выведены из эксплуатации 1 и 2 блоки, мощностью по 1000 МВт, соответственно, в 2018 и 2020 годах.

На Билибинской АЭС будут выведены из эксплуатации энергоблоки № 1 и 2 в 2019 г., блок № 3 в 2020 г. и блок № 4 в 2021 г. мощностью по 12 МВт каждый.

3.3.3 Разработка инновационных технологий и освоение высокоэффективного энер гетического оборудования для модернизации атомного энергетического комплекса Базой развития ядерной энергетики России до 2020 года является технология водо водяных энергетических реакторов ВВЭР, которая при наличии ряда особенностей относится к наиболее распространенной в мире технологии. В направление легководных корпусных реакто ров в мире вложено сил, времени и материальных средств больше, чем в любое другое реактор ное направление. Накоплен бесценный мировой опыт эксплуатации, имеются проверенные на практике технические, конструкционные, технологические решения, зарекомендовавшие себя как положительно, так и отрицательно. Есть множество предложений и практических разрабо ток их дальнейшего совершенствования и преодоления выявленных проблем. Все это позволяет сформировать образ нового поколения легководных реакторов, приемлемого для этапа развития ядерной энергетики до 2020 года.

Основные проблемы при создании АЭС с реакторами ВВЭР лежат в совершенствовании машиностроительной, строительной, законодательной базы, финансового механизма, которые требуют существенной модернизации. Необходимо улучшить конструкцию и технологию изго товления парогенераторов, турбин и многих более мелких элементов оборудования, систем управления и защиты АЭС, с доведением их характеристик до мирового уровня.

Перспектива развития атомной энергетики за 2020 годом связана как с дальнейшим со вершенствованием реакторов типа ВВЭР, так и реакторов на быстрых нейтронах, охлаждаемых жидкими металлами и замыканием ядерного топливного цикла.

В России ведется строительство АЭС с новым быстрым натриевым реактором БН- для демонстрации и дальнейшей отработки технологий замыкания уран-плутониевого топлив ного цикла, разрабатывается проект АЭС с реактором БН-1200.

По направлению быстрых реакторов со свинцово-висмутовым теплоносителем разрабо тан эскизный проект модульного реактора четвертого поколения СВБР-100 электрической мощностью 100 МВт, основанного на развитых свойствах внутренней самозащищённости и пассивной безопасности, обусловленных природными свойствами теплоносителя (химическая инертность и высокая температура кипения). Это позволяет рассматривать использование этого типа реакторов как для теплофикации, так и для экспорта в развивающиеся страны. Разработка этого направления ведется на основе частно-государственного партнерства, что является новым подходом в организации создания ядерных энергетических установок.

По направлению быстрых реакторов со свинцовым теплоносителем в России ведется разработка проекта опытно-промышленной установки БРЕСТ-ОД-300 электрической мощно стью 300 МВт. Это опытно-демонстрационный реактор с мононитридным уран-плутониевым топливом UN-PuN. В проекте предусмотрено пристанционное размещение оборудования вне реакторной части топливного цикла с применением пирохимической технологии регенерации топлива, снимающей ограничения по времени выдержки топлива перед переработкой и исклю чающей фракционирование актиноидов. Замыкание топливного цикла производится по урану, плутонию, америцию и нептунию, кюрий планируется хранить в пристанционном хранилище.

Для реализации проекта требуется проведение значительных НИОКР, как по обоснованию са мого реактора и использования свинца в качестве теплоносителя, так и по разработке нитрид ного топлива и уникальных пристанционных технологий замкнутого цикла.

В основе работ по модернизации АЭС и дальнейшему развитию атомной энергетики ле жат работы по созданию новых конструкционных материалов для оболочек твэлов, кожухов тепловыделяющих сборок, внутриреакторного оборудования, корпусов реакторов, парогенера торов. Необходимо разработать и внедрить технологии производства и переработки смешанно го уран-плутониевого топлива, как двуокисного, так и нитридного. Все эти работы требуют не только затрат материальных ресурсов и квалифицированных кадров, но и длительного времени.

Поэтому эти работы необходимо интенсифицировать уже в ближайшие годы, и только в этом случае можно во время успеть создать новые конструкционные материалы и топлива, позво ляющие повысить эффективность (мощность реакторов, глубину выгорания топлива, термоди намические параметры) и безопасность работы ядерных энергетических установок, и создать технологии и предприятия по изготовлению и переработке уран-плутониевого топлива, позво ляющие принципиально облегчить решение проблем обеспечения топливом атомной энергети ки и обращения с облученным ядерным топливом и радиоактивными отходами.

3.3.4 Обоснование типовых унифицированных проектов модернизации АЭС В основе дальнейшего развития атомной энергетики лежит проект ВВЭР-1000, прошед ший несколько этапов модернизации и завершившийся в середине 80-х годов созданием серий ной установки (проект В-320). После 5-го энергоблока Нововоронежской АЭС было введено в эксплуатацию в Советском Союзе, России и за рубежом 28 энергоблоков АЭС с ВВЭР- различных модификаций. Продолжается сооружение энергоблоков в Индии, Иране, на Кали нинской и Ростовской АЭС. Завершающими объектами реализованной эволюции ВВЭР- стали энергоблоки Тянь-Вань в Китае.

Дальнейшим направлением эволюционного развития корпусных водо-водяных реакто ров для крупномасштабной ядерной энергетики стал проект, получивший название АЭС-2006.

Он положен в основу принятой программы строительства АЭС до 2020 г. Выбор параметров и основных характеристик энергоблока и его реакторной установки был подчинен главной цели:

максимально использовать опыт и задел серийного сооружения АЭС с ВВЭР-1000. Вносимые в проект АЭС-2006 изменения, включая форсирование мощности, повышение параметров тепло носителя и паросилового цикла, не должны были требовать существенных и тем самым дли тельных и дорогостоящих научно-исследовательских и конструкторских работ.

Обобщающим критерием для формирования технического облика создаваемого энерго блока стала возможность серийного сооружения начиная с первого блока. Этот концептуаль ный замысел ограничил максимальную мощность величиной 1200 МВт. В условиях принятой тактики сооружения головных серийных энергоблоков АЭС-2006 отодвинута на будущее опти мизация некоторых проектных и конструкторских решений, что оставило поле для дальнейшей модернизации и усовершенствований проекта в ближайшем будущем.

В качестве следующего шага эволюционного развития направления ВВЭР рассматрива ется проект с условным наименованием АЭС-2006М или АЭС с ВВЭР-ТОИ – проектная работа ведется в рамках Карты проекта Комиссии при Президенте РФ по модернизации и техническо му развитию экономики России «Создание Типового Проекта оптимизированного и информа тизированного энергоблока технологии ВВЭР (ВВЭР-ТОИ)», работу планируется завершить в 2012 году, финансирование в объеме примерно 1 млрд руб. осуществляется из средств Концер на «Росэнергоатом».


При создании этого проекта планируются оптимизация и усовершенствование ВВЭР как по мощности, так и по их экономической эффективности для сохранения и повышения конку рентоспособности на мировом рынке, включая увеличение термического к.п.д. путем оптими зации термодинамического цикла паротурбинной установки и усовершенствования оборудова ния машинного зала. Эти работы предполагается проводить в рамках проекта АЭС с ВВЭР ТОИ, однако те технические решения, которые не смогут быть реализованы в указанном проек те, планируется реализовать на этапе разработки Супер ВВЭР. Основная задача при создании проекта Супер ВВЭР заключается в том, что он должен быть не только сам по себе привлекате лен и конкурентоспособен, но и отвечать требованиям системы атомной энергетики в плане пе ревода ее на принципы устойчивого развития.

При создании Супер ВВЭР обозначены три основные цели:

эффективное использование урана и плутония;

снижение инвестиционных рисков (времени возврата инвестиций за счет сокраще ния периода сооружения АЭС);

повышение термодинамической эффективности.

Планируется дальнейшее эволюционное совершенствование как реакторной установки, так и топлива, включая переход к замкнутому топливному циклу по мере реализации замыка ния топливного цикла, разработки и внедрения реакторов на быстрых нейтронах.

Параллельно ведется разработка проектов АЭС с реакторами средней и малой мощности.

Новые энергоблоки должны допускать свободное размещение по условиям безопасно сти, время сооружения должно составлять не более 3,5-4 лет.

При формировании мощностного ряда на базе корпусных легководных реакторов в рам ках эволюционного развития проявились два направления:

традиционная конструкция ВВЭР;

привлечение опыта и технологии судового реакторостроения (технология ВБЭР).

Требования унификации и улучшения экономических показателей изготовления обору дования и сооружения энергоблоков сформировали концепцию «стандартного модуля» или «стандартной петли» фиксированной мощности как для одной, так и для другой конструктив ной схемы.

Прорабатывается двухпетлевой ВВЭР-600 на базе «стандартной петли» ВВЭР-1200 элек трической мощностью в 300 МВт. Перспективным направлением развития этого подхода явля ется разработка «стандартной петли» мощностью 600 МВт.

Также прорабатывается компоновка блоков с ВБЭР электрической мощностью от 200 до 600 МВт на базе стандартного модуля, обеспечивающего электрическую мощность 100 МВт.

Блоки АЭС, введенные до 2020 года, будут работать практически до 70-х годов 21 века и поэтому важно при их создании предусмотреть возможности их дальнейшей модернизации, особенно в плане улучшения показателей топливоиспользования.

3.3.5. Ресурсное и нормативно-методическое обеспечение подпрограммы 3.3.5.1 Проектирование энергообъектов Проектирование АЭС осуществляется тремя инжиринговыми компаниями, входящими в ГК «Росатом» и созданными на основе Московского, Санкт-Петербургского и Нижегородского институтов АтомЭнергоПроект (АЭП). Конструкторскими организациями для АЭС с ВВЭР ОКБ является Гидропресс (Подольск), для АЭС с реакторами на быстрых нейтронах с натрие вым теплоносителем БН – ОАО «Опытное Конструкторское Бюро Машиностроения им.

И.И.Африкантова» (Нижний Новгород), для АЭС с реакторами на быстрых нейтронах со свин цовым теплоносителем - НИКИЭТ им. Н. А. Доллежаля, для АЭС с реакторами на быстрых нейтронах со свинцово-висмутовым теплоносителем – ОКБ Гидропресс, входящие в ГК «Роса том». Одной из важнейших задач сейчас является повышение уровня проектных работ, как про ектных, так и конструкторских организаций до мирового уровня.

3.3.5.2 Строительство и монтаж энергообъектов Заказчиком оборудования для АЭС, заказчиком и подрядчиком строительных работ яв ляются организации ГК «Росатом». Оборудование заказывается как на предприятиях Росатома, так и на других предприятиях. Сложности с заказами на оборудование связаны с отсутствием конкуренции между предприятиями изготовителями (единственный производитель, например, корпусов реакторов, турбин, парогенераторов и другого крупногабаритного оборудования дли тельного цикла изготовления). Сложности со строительством связаны с тем, что приходится восстанавливать строительную базу атомной отрасли, и сейчас на площадки вновь строящихся АЭС привлечено множество подрядных организаций, не имеющих опыта и соответствующей культуры, необходимых для сооружения предприятий ядерной отрасли.

3.3.5.3 Производство энергетического оборудования В течение последнего десятилетия в России достраивались заложенные ранее блоки высо кой готовности, для которых уже было изготовлено основное оборудование. Для намечаемого строительства новых блоков машиностроительная база в России совершенно достаточна, но в то же время имеет ряд ограничений:

отсутствие достаточного опыта серийного производства;

отсутствие достаточного количества поставщиков оборудования, прежде всего длитель ного цикла изготовления (ДЦИ), и заинтересованности в использовании их мощностей со стороны других потребителей (нефтегазовая индустрия, обычная энергетика и т.д.);

невозможность экономического воздействия на ряд поставщиков (прежде всего мате риалов и полуфабрикатов из-за малой доли заказа в их объеме производства).

На текущий момент существует возможность изготавливать не более 2-х блоков АЭС в год, однако развитие энергомашиностроения, в частности строительство компанией ОАО «Си ловые машины» нового производственного комплекса, соответствующего самым высоким стандартам, позволит выпускать 4-5 комплектов энергетического оборудования (турби на+генератор) ежегодно. Оборудование, выпускаемое ОАО «Силовые машины», будет пред почтительнее конкурентных аналогов, в частности турбины Arabelle компании Alstom, как в стоимостной, так и в технической составляющей.

Наиболее сложная ситуация сложилась по обеспечению квалифицированными крупнога баритными заготовками машиностроительного производства. Единственным отечественным производителем в настоящее время является корпорация «Объединенные машинострои тельные заводы» (ОМЗ-Спецсталь), располагающая отечественным прессом 12 тыс. тонн для производства обечаек корпусов. Отсутствует база производства необходимых свароч ных материалов, толстостенных плакированных труб, тихоходных турбин и металлургиче ских заготовок для них. С целью обеспечения потребностей отечественного машинострое ния в крупногабаритных заготовках ОАО «Атомэнергомаш» в декабре 2010 года заверши ло сделку по приобретению украинского предприятия ОАО «Энергомашспецсталь» - про изводителя крупногабаритных заготовок для атомных установок, реакторного оборудования, специальных насосов, паро- и гидротурбин, установок высокого давления.

Существуют условия и конкурентные преимущества для развития отрасли:

есть программа развития отрасли;

уже опробованы элементы технологии, необходимые для инновационного развития;

накоплен опыт эксплуатации оборудования;

отрасль располагает избыточными машиностроительными и пространственными ре сурсами (от 10 до 100 раз), прежде всего на предприятиях ЯОК и ТЦ, в отрасли большое коли чество работающих, но потребность в квалифицированных опытных кадрах очень высока;

опробованы механизмы восстановления контроля отрасли над ключевыми элементами технологии – покупка (ЗиО «Подольск»), а так же создание СП (АЭМ - Альстом).

Для обеспечения потребности атомной энергетики в необходимом количестве конку рентных изделий машиностроения необходимо несколько этапов (последовательных и па раллельных) создания условий для инновационного индустриального развития соответст вующих производств, прежде всего традиционных (ОМЗ;

ЗиО - Подольск и ТВЭЛ):

формулирование отраслевых технических требований на продукцию, как основы серийного производства;

утверждение совместно с потенциальными исполнителями на основе технологического аудита стандартных технологических процедур по всему циклу изготовления, как основы инду стриальности и системы качества;

размещение долгосрочного серийного заказа оборудования, как основы реализации от ветственных инновационных программ мобилизации основных поставщиков;

организация отраслевого относительно малотоннажного производства за счет ди версификации производств на площадях предприятий ЯОК и ТВЭЛ (сварочные материа лы, трубная заготовка и пр.);

организация производства оборудования за рубежом по российской НТД, прежде всего для экспортных поставок и для внутреннего рынка;

восстановление инновационного цикла: разработка материалов, технологии изготов ления, промышленное производство - по всему перечню перспективных атомных энергетиче ских установок. В первую очередь речь идет об энергосберегающих технологиях и материалах для изделий долговременного цикла изготовления (ДЦИ), гарантирующих надежность эксплуа тации (до 80 лет), об основных и сварочных материалах для толстостенных трубопроводов и тихоходных турбин;

о материалах для сверх- и суперсверхкритических параметров;

о ма териалах для ТВЭЛ, позволяющих перейти на перегрузки топлива через 24 месяца, существен но поднимающих КИУМ;

организация программ подготовки и переподготовки кадров.

Для достижения намечаемых целей нужно на первом этапе до 2012 года восстано вить машиностроительную базу по номенклатуре и объему до уровня двух блоков в год, с даль нейшим наращиванием объема производства до 4-5 блоков (с учетом поставок за рубеж) и освоением производства оборудования инновационных проектов, и в перспективе до 6- блоков в год, преимущественно силами предприятий отечественного энергомашиностроения.

Необходима своевременная разработка соответствующих программ и планов работ вос становления и развития машиностроительной базы. В переходный период до 2015 г. необходи мые потребности по производству корпусного оборудования для реакторных установок мо гут обеспечиваться за счет машиностроительной базы ОАО «Ижорские заводы» и ОМЗ Спецсталь (г. Санкт-Петербург). Предусматривается развитие металлургического производст ва ОМЗ-Спецсталь для обеспечения возможностей изготовления заготовок для оборудова ния АЭС, заготовок для корпусов реакторов интегрального исполнения транспортного на значения, а также заготовок для машиностроительных предприятий электрического цикла.

Мощность ОМЗ после модернизации производства при наличии серийного заказа позво лит изготавливать до 4-х комплектов ВВЭР в год. Кроме того, потребность в крупногабаритных заготовках, а также оборудовании реакторного острова будет обеспечиваться за счет мощностей ОАО «Энергомашспецсталь» (актив ОАО «Атомэнергомаш»), а также за счет ис пользования модернизированных мощностей ЗАО «Петрозаводскмаш» (актив ОАО «Атом энергомаш»), которое после завершения программы развития производственно технологической базы, будет способно производить до 2 комплектов реакторного оборудова ния в год.

Производственные возможности ОАО «ЗиО-Подольск» позволяют производить до 2-х комплектов парогенераторов и теплообменного оборудования для АЭС в год. После реализации программы модернизации производственно-технологические мощности предприятия позво лят производить до 3 комплектов оборудования ежегодно. С учетом реализуемых ОАО «Атом энергомаш» проектов по локализации производства и развитию кооперационных связей с зару бежными энергомашиностроительными компаниями, которые позволят обеспечить до дополнительных комплектов оборудования ежегодно, потребности в данном виде обору дования будут полностью обеспечены.

Мощности ОАО «ЗИО-Подольск» по БН и высокотемпературным газоохлаждаемым реак торам (ВТГР) составляют 1 комплект за 4 года. В дальнейшем, после модернизации про изводства к 2015 году можно увеличить выпуск до 1 комплекта за 2 года.

К настоящему моменту создано совместное предприятие ОАО «АЛЬСТОМ Атом энергомаш», которое с 2015 года будет выпускать 3 комплекта тихоходных турбин в год. ОАО «Силовые машины» заявили о готовности помимо быстроходных турбин начать с 2010 года выпуск 2-х комплектов тихоходных турбин в год с последующим увеличением данного по казателя до 4-5 комплектов в год с 2013 года при востребованности со стороны отрасли. При этом необходимо развивать металлургическую базу для этих предприятий.

В первоочередном порядке следует так же использовать возможности заводов: Урал химмаш, Уралмаш, ЧЗЭМ и БЗЭМ.

Следует учитывать не очень удачную географию расположения предприятий энерго машиностроительного комплекса в России. Эта ситуация сложилась в результате отделе ния от России южного машиностроительного комплекса (Донбасс, Харьков, Запорожье и т.д.).

В связи с этим целесообразно рассмотреть возможность развития Волгоградского промышлен ного комплекса. В первую очередь, тандема производственного объединения «Баррикады»

(производство оборудования для атомных энергетических установок, включая наиболее круп ные заготовки для ДЦИ, электротехническое оборудование и др.), а также расположенного в непосредственной близости от «Баррикад» металлургического завода «Красный Ок тябрь», который может обеспечить современное производство слитков. Наличие в этом регио не таких предприятий, как машиностроительный завод им. Петрова, Волжский трубный за вод, мощные ГЭС, а также крупного политехнического университета и речного порта, делают этот регион крайне привлекательным для перспективного развития комплекса по производству атомного энергетического оборудования.

По остальному оборудованию как первого контура: оборудование биологической защиты, транспортно-технологическое, теплообменное, перегрузочные машины, полярные краны, оборудование СПОТ, ловушек, трубопроводов, арматуры, так и прочего оборудования второго контура, необходимо подключить предприятия Чехии, Болгарии, Венгрии (перегрузочные машины), Украины (турбины, насосы, трансформаторы, арматура).

Для обеспечения необходимого качества продукции необходимо создание сквозного паспорта качества изделия от шихты до его поставки на АЭС. При этом необходимо соз дание системы электронного мониторинга сквозного технологического процесса и логисти ки, с возможной корректировкой последующей операции на основе наблюдений преды дущих. Это позволит обеспечить бездефектность, надежность и высокий ресурс изделия.

Затраты на восстановление и расширение мощностей на всех машиностроительных предприятиях под указанную программу составят сумму, равную годовому выпуску обо рудования, т.е. около 200 млрд руб. на 3–5 лет. (замечание 35.4) 3.3.5.4 Диагностика и ремонт оборудования и сооружений В рамках реализации программы повышения мощности блоков АЭС и продления их срока службы проводится полный комплекс диагностики состояния и степени износа оборудо вания и сооружений АЭС. К тому же, в отличие от других энерготехнологий, в атомной энерге тике все работы выполняются в согласии с требованиями ядерной и радиационной безопасно сти, соблюдение которых заведомо обеспечивает уровень надежности работы оборудования и сооружений более высокий, чем этого требуют принципы обеспечения безопасности на обыч ных не ядерных производствах.

3.3.5.5 Испытательные центры и стенды Реализация программы развития АЭС с реакторами типа ВВЭР в основном обеспечена экспериментальными установками для обоснования заявленных характеристик по мощности блоков АЭС и глубине выгорания уранового топлива. При переходе на смешанное уран плутониевое топливо (за пределами рассматриваемого периода времени) и при переходе на ре жимы суточного регулирования мощности реакторов необходимо будет проводить дополни тельные исследования, для чего придется создавать новые или модернизировать имеющиеся стенды.

В рамках ФЦП ЯЭНП (Постановление Правительства РФ № 50 от 03.02.2010) преду смотрено направление "Создание новых экспериментальных стендов и специального оборудо вания, модернизация и развитие экспериментально-стендовой базы для обоснования физиче ских принципов, проектно-конструкторских решений, анализа и обоснования безопасности реализации основных научно-технологических решений инновационной атомной энергетики", включая, в частности:

разработку проекта и строительство многоцелевого исследовательского реактора на быстрых нейтронах МБИР;

строительство на базе Белоярской атомной электростанции опытно демонстрационного образца реактора на быстрых нейтронах со свинцовым теплоносителем;

строительство опытно-демонстрационного образца реактора на быстрых нейтронах со свинцово-висмутовым теплоносителем;

строительство и техническое перевооружение экспериментальных стендов и специ ального оборудования, модернизацию и развитие экспериментально-стендовой базы для обос нования физических принципов, проектно-конструкторских решений, анализа и обоснования безопасности реализации основных научно-технологических решений инновационной атомной энергетики Российской Федерации;

техническое перевооружение опытного реактора на быстрых нейтронах тепловой мощностью 60 МВт;

техническое перевооружение комплекса больших физических стендов для модели рования реакторов на быстрых нейтронах и их топливных циклов.

3.3.5.6 Кадровое обеспечение Сложившаяся к настоящему времени система образования и закрепления кадров в атом ной отрасли пока недостаточна для ее крупномасштабного развития. Необходима реализация условий, которые способны будут изменить ситуацию на рынке трудовых ресурсов и обеспе чить наполнение отрасли молодыми квалифицированными кадрами. В первую очередь должны быть предложены меры материального стимулирования кадров.

На начальном этапе ключевой задачей в этой части является восстановление строитель ного потенциала.

Среднегодовая численность строительно-монтажного персонала должна составить к 2015-2018 годам около 12000 человек при условии освоения современных методов строитель ства из расчета среднегодовой выработки на одного работника строительно-монтажных работ в объеме не менее 1,5-2 млн руб.

В настоящее время штатный коэффициент на российских АЭС существенно выше по сравнению с зарубежными аналогами и в некоторых случаях достигает 2000 чел./ГВт по срав нению со средним значением на зарубежных АЭС около 600 чел./ГВт. В перспективе предпола гается, что численность постоянно присутствующего персонала уменьшится до уровня 300- чел./ГВт(э). При этом численность инженерно-технического персонала АЭС должна составить около 100–200 чел/ГВт(э).

Прогнозная численность ИТР как потенциально дефицитного ресурса за период 20202050 годов может вырасти с 15 до 75 тысяч человек.

Ориентируясь на такие масштабы потребностей в специалистах, необходимо обеспечить наличие преподавательского состава, способного обеспечить обучение специалистов соответст вующего профиля в количестве 2300 чел./год до 2020 года и 2700-3000 чел./год на рубеже 2020 2030 годов.

Насыщение отрасли молодыми научными кадрами является принципиальной задачей развития инновационных проектов.

3.3.5.7 Предложения по совершенствованию нормативно-методической базы Необходима работа по совершенствованию правовой и нормативной базы, обеспечи вающей необходимое развитие и безопасность ядерной энергетики, особенно с учетом необхо димости строительства АЭС по российским проектам за рубежом:

Создание постоянно действующей системы обоснования, разработки и совершенствова ния технических норм и правил, направленных на внедрение передовых технологий и неуклон ное повышение безопасности создаваемых и эксплуатируемых объектов и производств.

Создание отвечающей потребностям, правовым и экономическим формам развития от расли системы государственного регулирования ядерной и радиационной безопасности.



Pages:     | 1 | 2 || 4 | 5 |   ...   | 8 |
 





 
© 2013 www.libed.ru - «Бесплатная библиотека научно-практических конференций»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.