Энергетика

То, что СПГ-индустрия в России стала развиваться со значительным опозданием по сравнению с другими странами – это просто «медицинский факт», нравится это кому-то или нет. Мы задержались на старте по причинам объективным и субъективным: во времена СССР СПГ-технологии в нашей стране не были востребованы от слова «вообще», затем последовало десятилетие безвременья 90-х годов, а в начале века Газпром прикладывал максимум усилий для того, чтобы реализовать масштабные трубопроводные проекты.

Достраивался магистральный газопровод «Ямал – Европа», по дну Черного моря прокладывался «Голубой поток» в Турцию, дно Балтийского моря пересекли две нитки «Северного потока-1», Газпром собственными силами завершил советский долгострой – самую северную в мире железную дорогу Станция Обская – станция Карская, что обеспечило возможность освоения Бованенковского месторождения, для чего также потребовалось строить газовые магистрали. В результате СПГ-проект «Сахалин-2», реализованный во многом за счет наших реальных, настоящих, а не нетрадиционных партнеров (акционеры «Сахалин Энерджи» – Royal Dutch Shell, Mitsui и Mitsubishi), в течение почти десятилетия с 2009 года по 2018 год – оставался единственным в России.

Задержка на старте

Но дело, конечно, не только в том, как работала наша главная газовая компания – ни министерство энергетики, ни министерство промышленности не предпринимали никаких усилий для того, чтобы организовать централизованное ведение научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ с целью разработки нашей собственной, российской технологии сжижения природного газа. В результате на имеющихся и запланированных СПГ-проектах наблюдается «чехарда зарубежных технологий». На «Сахалине-2» используется лицензированная технология компании Shell, на «Ямал-СПГ» – лицензированная технология компании Air Products, для проектов «Арктик СПГ-2» и «Балтийский СПГ» намечено использование технологии компании Linde, разработкой технической части проекта «Якутский СПГ» будет заниматься французская Technip FMC – очевидно, что выбор будет сделан между уже существующими зарубежными лицензированными технологиями.

В первом квартале 2021 года появилась информация о том, что Роснефть в рамках реализации проекта «Восток Ойл» также намеревается заняться строительством СПГ-заводов, поскольку ресурсная база очевидным образом позволяет сделать это уже сейчас, хотя геологическая разведка на лицензированных участках еще достаточно далека от завершения. Такой разнобой в используемых в России технологий сжижения очевидным образом затруднит локализацию производства оборудования для СПГ-предприятий в России, и остается только удивляться тому, что правительство не проявляет серьезной инициативы для того, чтобы взять на себя координирующие усилия.

Но уже сделан достаточно важный шаг – совместно с Росатомом правительство инвестирует в строительство криогенного стенда для средне- и крупнотоннажного СПГ-оборудования в НИИЭФА под Санкт-Петербургом. После долгих размышлений правительства предыдущего состава новый кабинет министров принял решение о выделении 1,35 млрд рублей из государственного бюджета, еще 150 млн инвестирует Росатом. В результате работа криогенного стенда будет контролироваться именно государством, хотя в то время, когда правительством России руководил выдающийся политический и государственный деятель Дмитрий Медведев, не исключался вариант, при котором стенд мог быть построен за счет усилий Росатома и частной компании НОВАТЭК. Стенд должен начать свою работу уже во втором полугодии 2021 года, это позволит правительству, как минимум, точно знать, какие именно российские предприятия и компании подключаются к СПГ-индустрии.

При этом еще раз подчеркнем – речь идет о локализации в России производства оборудования для СПГ-производства по иностранным лицензиям.

Единственная надежда на то, что у России появится собственная технология крупнотоннажного сжижения газа связана с «Арктическим каскадом», патент на который в 2017 году получил НОВАТЭК. Для этого важно, чтобы предстоящая опытно-промышленная эксплуатация четвертой технологической линии «Ямал-СПГ», которая создается именно по этой технологии, прошла, что называется «в штатном режиме», а «ОДК-Сатурн» и «Силовые машины» успешно справились с освоением технологии и производства газовых турбин большой мощности.

Но даже в этом случае все возможности развития СПГ-индустрии перевести исключительно на российские технологии не получится – просто в связи с тем, что не все запланированные СПГ-проекты будут реализовываться в Арктической зоне. «Балтийский СПГ» Газпрома – это Ленинградская область, «Якутский СПГ» – это побережье Охотского моря, где климатические условия разительно отличаются от климата Ямала и Гыдана. Если российские компании откажутся от использования в своих проектах зарубежных СПГ-технологий – Россия потеряет темп. На сегодняшний день по объемам производства СПГ Россия уступает Катару, США и Австралии, при этом во всех этих странах имеются планы по дальнейшему наращиванию мощностей – конкуренция только растет, и для того, чтобы занять значимый сегмент мирового рынка, действовать придется с максимально возможным темпом.

Варианты асимметричных ответов

Однако Россия отнюдь не «приговорена» только и исключительно к участию в этой технологической и промышленной гонке, которая, по большому счету, сводится к наращиванию объемов и продаж миллионов тонн СПГ, к улучшению логистики их доставки до конечных потребителей. Чтобы увидеть другие возможности, нужно просто не забывать, что конечная цель использования СПГ – производство при его помощи тепловой и электрической энергии, а также его использование в качестве моторного топлива в судоходстве и в автотранспортной отрасли. Однако транспортная отрасль пока что не требует миллионов тонн СПГ, в энергетической отрасли его использование кратно больше – вот об этом и предлагаем поразмышлять.

Новая газовая вертикаль: добыча, сжижение, доставка, регазификация, трубопроводы и электростанции

Какими могут быть направления дальнейшего развития российской СПГ-индустрии, пока можно только догадываться. Как НОВАТЭК, так и Газпром могут пойти по пути дальнейшего развития «идеологии» вертикально-интегрированных структур. Добыть природный газ, провести его сжижение, доставить СПГ до конечных потребителей – это ведь далеко не все, что необходимо для использования СПГ в энергетике.

Единственная в России плавучая регазификационная установка «Маршал Василевский» ледового класса Arc4 и предназначенная для использования в Калининградской области, по заказу Газпрома была построена в Южной Корее на верфи Hyundai Heavy Industries. Напомним, что несмотря на бурный рост СПГ-сектора, его потребителями являются только 42 государства, расширение этого круга возможно только за счет использования регазификационных терминалов – как плавучих, так и наземных.

Регазификацией СПГ занимаются для того, чтобы природный газ стал топливом для электростанций, причем эти электростанции отнюдь не обязательно должны располагаться непосредственно на морском побережье. Строительство газопроводов и компрессорных станций Газпромом освоено целиком и полностью – наш концерн вполне может выступать «преподавателем» в этом секторе. У Газпрома прямо в настоящее время появляется и новый опыт – впервые в своей истории Газпром Энергохолдинг (ГЭХ) ведет строительство электростанции за пределами России, в Сербии.

Удивительно, но далеко не все эксперты оценивают, как выглядит проект «Турецкий поток» со всеми его отдельными особенностями. 1 января 2021 года президент Сербии принял участие в торжественной церемонии запуска «Сербского потока»: российский газопровод, пройдя по дну Черного моря, а затем по территории Турции и Болгарии, добрался до границы этой страны. И уже в 2021 году должна быть введена в эксплуатацию 200 мегаваттная электростанция ГЭХ в городе Панчеве. С того момента, когда это произойдет, Газпром из компании, которая продает только кубометры природного газа, перейдет в разряд компаний, продающих киловатт*часы электрической энергии и гигаватт-калории энергии тепловой. Это значит, что Газпром, пусть и немного, но будет менее зависеть от европейских спотовых газовых цен, его бизнес станет немного более устойчивым, более предсказуемым.

То, что этот опыт Газпром намерен масштабировать – уже не секрет: 22 марта 2021 года глава ГЭХ Денис Федоров в своем интервью корпоративному журналу «Газпром» сообщил, что холдинг рассматривает возможность строительства еще двух электростанций в Сербии, что начаты переговоры с потенциальными заказчиками в Китае, Вьетнаме и «в ряде других стран». Но этот опыт вполне применим и в том случае, если Газпром выступает как производитель и поставщик СПГ: освоив технологию строительства регазификационных терминалов, Газпром сможет делать потенциальным заказчикам комплексное предложение.

Произвести и поставить СПГ, обеспечить его регазификацию, построить трубопровод до нужного места, построить электростанцию (или теплоэлектростанцию) нужной мощности, обеспечить ее эксплуатацию, подготовить специалистов в российских вузах. Газпром, действуя совместно с ГЭХ внутри России – это уже не просто газовая компания, а полноценный газоэнергетический концерн, и будет совершенно логично, если таковым он будет и за пределами России.

Плавучие газовые электростанции

Имеется и еще одно возможное расширение российской СПГ-индустрии – плавучие газовые электростанции (или теплоэлектростанции).

Это направление уверенно развивает Турция, которая на день сегодняшний способна сама себя обеспечить природным газом только на 6% от своих потребностей. Тем не менее, в распоряжении турецких государственных компаний целый флот плавучих электростанций – 42 единицы, линейка мощности – от 30 до 300 МВт. Покупая СПГ на совершенно рыночных условиях у внешних поставщиков, турецкие компании продают своим заказчикам киловатт*часы – в регионе Ближнего Востока хватает небольших государств, изолированных островов, которые не могут получить электроэнергию другими способами.

Турция предлагает «полный сервис»: объявите нам ваши потребности и приготовьте на берегу кабель нужной мощности, через 2-3 месяца вы будете обеспечены электроэнергией. Да, наши киловатт*часы стоят дороже, чем вы привыкли, но у вас не будет необходимости заниматься капитальным строительством, заниматься поисками энергетических ресурсов, для нашей электростанции не требуется территория на площади вашего государства/острова, вам не потребуется на решение ваших проблем несколько лет.

Что у нас уже имеется и чего нам не хватает для развития вот такого направления? Баржи строить – без проблем, сертифицированный под Mark III завод у нас уже имеется, недостача только в серийном производстве газовых турбин большой мощности, но и эта задача может быть решена в сжатые сроки – помимо Ростеха, ее решают и на «Силовых машинах», чтобы общими усилиями освоить линейку мощности от 65 МВт до 170 МВт. Потребуются и «суда-заправщики», но тут проблем нет уже сейчас: судно построят на «Звезде», криогенными насосами обеспечит Росатом. Разумеется, те же соображения относятся и к НОВАТЭКу, и это тот случай, когда более целесообразной выглядит не конкуренция, а тесное сотрудничество наших ведущих компаний – Газпрома, НОВАТЭКа, Роснефти, Ростеха и Росатома. Только в этом случае возможна высокая оперативность, которая необходима для того, чтобы рынок этих услуг не ушел полностью к имеющимся и потенциальным конкурентам.

Объединение усилий всех наших корпораций и концернов позволяет в достаточно сжатые сроки отработать технологию строительства и эксплуатации плавучих газовых электростанций там, где она с каждым годом будет все больше востребована – в Арктической зоне России. Да, Росатом уже предложил свой вариант обеспечения побережья Северного Ледовитого океана – с лета прошлого года в Певеке эксплуатируется первая в мире ПАТЭС (плавучая атомная тепловая электростанция) «Академик Ломоносов» на базе реакторных установок КЛТ-40С, сейчас атомная корпорация разрабатывает проект с использованием реакторов новейшего поколения РИТМ-200. Использование атомной энергетики позволяет уйти от поставок других энергетических ресурсов в рамках крайне затратного северного завоза – одной загрузки ядерного топлива хватает на несколько лет беспрерывной работы, однако очевидны и недочеты, которые не сводятся к тому, что атомные реакторы – это долго и дорого. Электрическая мощность реактора РИТМ-200 – 50 МВт, а такой номинал далеко не всегда может соответствовать потребностям потенциального заказчика: кому-то может потребоваться электростанция мощностью 75 МВт, кому-то – 120 МВт и так далее. Разрабатывать новые и новые реакторы под каждого заказчика – не разумно и не оперативно, а вот использование газовых турбин эту проблему снимает, поскольку российская энергетическая промышленность вполне способна производить целый набор номиналов уже сейчас.

К примеру, в 2020 году НОВАТЭК уже предлагал строительство плавучей газовой электростанции мощностью 300 МВт для реализации проекта Баимского ГОК на Камчатке, но правительство России пока не сделало окончательного выбора в пользу этого варианта – НОВАТЭК предполагал использовать не собственные технологии, а те, которые предлагает компания Siemens. Следовательно, и в этом случае мы упираемся в ту же проблему: для того, чтобы выйти в новый сегмент рынка, требуются координирующие усилия со стороны правительства, которые позволили бы оперативно разработать отечественные технологии для их дальнейшего масштабирования.

Будем надеяться, что ситуация будет меняться, что позволит России дать традиционный для нас «асимметричный ответ» всем участникам СПГ-индустрии – потенциал для этого имеется, нужно только собраться с силами для того, чтобы его воплотить.

Это третья часть цикла о российском СПГ. Первую часть можно прочитать здесь, вторую здесь.

https://jpgazeta.ru/asimmetrichnyj-otvet-rossii-vsem-uchastn...

Перспективы и темпы локализации производства СПГ-оборудования

У нас на глазах, в режиме онлайн, в экономике России рождается совершенно новый для нас вид бизнеса – не так часто у нас происходят такие события.

Бизнес, связанный с производством СПГ, имеет достаточно много составляющих: нужно добыть природный газ, доставить его до производственных линий, провести все технологические операции. Конечную продукцию – СПГ – нужно перегрузить в танки судов-газовозов, что тоже далеко не тривиальная операция. Красивые «банки сгущенки», настоящее произведение искусства от технических дизайнеров «Ямал-СПГ» – очень непростые конструкции, стоимость которых составляет 20% от общей сметы завода.

В них необходимо поддерживать температуру в -162 градуса Цельсия, они оснащены криогенными насосами, все это оборудование требует очень серьезных энергозатрат. Танкеры Yamalmax DAT – единственные в своем роде суда, способные обеспечивать транспортировку СПГ в суровых условиях Арктики по Северному морскому пути (далее – СМП). В силу того, что в советские времена мы не занимались крупнотоннажным производством СПГ, в настоящее время и Газпром на проекте «Сахалин-2», и НОВАТЭК на проекте «Ямал-СПГ» вынуждены пользоваться иностранными технологиями, но это не отменяет необходимость добиваться локализации производства оборудования.

По информации НОВАТЭКа при реализации проекта «Ямал-СПГ» удалось добиться 50% локализации, что для дебютного завода достаточно неплохой результат. Сметная стоимость «Ямал-СПГ» превышает 20 млрд долларов, а это значит, что российские компании получили различных заказов более, чем на 10 млрд долларов – согласитесь, это серьезная причина для того, чтобы внимательнее присмотреться к тому, как будет происходить дальнейшая локализация. НОВАТЭК планирует, что при реализации следующего проекта, «Арктик СПГ-2», локализация выйдет на уровень 65-70%, и уже сейчас очевидно, что «Арктик СПГ-2» не будет последним российским крупнотоннажным проектом.

Уже получено одобрение Главгосэкспертизы на проект газового кластера в порту Усть-Луги – в числе прочего, Газпром будет строить СПГ-завод мощностью 13 млн тонн в год. НОВАТЭК продолжает консолидацию лицензий на разведку и разработку газовых месторождений на полуострове Гыдан под проект «Арктик СПГ-1», Роснефть намерена самостоятельно осваивать газовые месторождения в рамках проекта «Восток Ойл», чтобы полномасштабно присоединиться к отечественному СПГ-бизнесу. Следовательно, количество заказов машиностроительным предприятиям будет увеличиваться, и разовым событием это уже точно не станет.

От арктических контейнеровозов к арктическим газовозам

Строительство танкеров-газовозов для арктических проектов России необходимо было осваивать уже в связи с проектом «Ямал-СПГ», и это – еще одна новая отрасль в нашей экономике. Дело в том, что тяжелое гражданское судостроение во времена СССР своего развития в нашей стране не имело, заказы диверсифицировались в рамках СЭВ (Совета Экономической Взаимопомощи).

Ответом на этот вызов становится судостроительный комплекс «Звезда», строительство второй очереди в городе Большой Камень которого выходит на конечные этапы. Yamalmax DAT – это не просто грузовые суда усиленного ледового класса, что, впрочем, очевидно уже по аббревиатуре. DAT – double acting tanker, «танкер двойного действия»: по чистой воде это судно идет носом вперед, развивая скорость до 19,5 узлов (36 километров в час), а ледовые поля толщиной до 1,7 метра преодолевает вперед кормой со скоростью до 5,5 узлов (около 10 км в час).

Такое движение возможно только в случае применения AZIPOD, AZmulthing electric POdded Drive, винторулевых колонок, отдельный привод которых может разворачивать их даже не на 180, а на 360 градусов. Такие движители были разработаны в начале этого века для пассажирских судов – для того, чтобы улучшить маневренные характеристики, а вот первое грузовое судно, на котором в 2006 году были установлены AZIPOD, носит название «Норильский никель».

По заказу компании «Норникель» проект арктического контейнеровоза был разработан знаменитой на весь полярный мир финской компанией Acer Arctic, на ее верфях был построен головной корабль серии. Серийные арктические контейнеровозы ледового класса Arc7 строились в Германии, на верфях города Висмар (2008 год – «Талнах», «Мончегорск» и «Заполярный», 2009 год – «Надежда», 2011 год – арктический танкер «Енисей»). «Норникель» при помощи своего флота обеспечивает перевозки всех своих грузов и одновременно – северный завоз для Таймыра, так что первый опыт использования арктических судов нового типа оказался совершенно успешным.

Но вот характеристики ледовых контейнеровозов: максимальная длина – 169 метров, максимальная ширина – 26,5 метров, дедвейт – 18,1 тысяч тонн. А вот характеристики головного судна класса Yamalmax DAT, «Кристофа де Маржери»: длина – 299 метров, ширина – 50,1 метра, дедвейт – 80,2 тысячи тонн.

Вдвое более габаритные, перевозящие в своих танках более 100 тысяч тонн СПГ арктические газовозы – это совершенно другой класс кораблей, строительство которых требует иных технологий и компетенций, поэтому нет ничего удивительного в том, что «Звезда» осваивает их не так стремительно, как хотелось бы многим сторонним наблюдателям. Однако в том же Большом Камне уже появился «Сапфир», завод винторулевых колонок AIZIPOD, совместное предприятие Роснефти и General Electric, уже подготовлено технико-экономическое обоснование металлургического комбината в соседней бухте Суходол.

Если все пойдет по плану, то нам опять придется использовать слово «впервые»: впервые в истории новой России на Дальнем Востоке появится новая городская промышленная агломерация. Напомним, что Большой Камень находится всего в 80 км от Находки, где Роснефть вот уже несколько лет пытается согласовать строительство нового нефтеперерабатывающего и нефтехимического комплекса, для обеспечения работы которого потребуется еще и строительство новой электростанции. Пожалуй, это стало бы самым перспективным, самым разумным следствием развития новой отрасли экономики России – новый крупный проект на Дальнем Востоке, реиндустриализация региона, развитие которого Владимир Путин называет «национальным проектом России XXI века».

Однако строительство корпусов танкеров-газовозов и даже производство движителей AIZIPOD – это еще не все технологии, которые предстоит освоить российской промышленности. Для того, чтобы судно было способно перевозить СПГ, необходимы криогенные емкости, способные обеспечить сохранность груза при минимальном объеме испарения. Для того, чтобы эти испарения не были прямой потерей и не наносили реальный вред экологии (тепловой эффект от метана кратно значительнее, чем от углекислого газа), лучшим метод – использование этого газа в качестве моторного топлива для двигателей судна. На сегодняшний день похвастаться успехами в таком направлении двигателестроения «Звезда» не может – двигатели поставляет финская компания Wartsila, занимающая лидирующие позиции в мире. Пока остается только надеяться, что, несмотря на весь негатив по отношению к России, который стал так характерен для Евросоюза, не помешает финским специалистам продолжить сотрудничество и не отказываться от локализации производства в нашей стране.

Французские технологии и русские березы

Значительно лучше обстоят дела с освоением технологии производства криогенных танков для газовозов. Исторически первой эту технологию начали развивать англичане, но затем все их наработки были продолжены норвежской компанией Moss (хотя называть Moss «норвежской» компанией можно только условно – контрольный пакет ее акций принадлежит итальянскому концерну Saipem). Moss сохраняет традиции: танки, произведенные по ее технологиям, имеют сферическую форму и выполнены из алюминия – из металла, который лучше многих других выдерживает криогенные нагрузки. Толщина стенок таких танков – от 3 до 7 сантиметров, толщина «экваториального пояса» (именно им танки соприкасаются с корпусом судна) – до 20 см.

С одной стороны, танки от Moss весьма надежны, но с экономической точки зрения это не лучший вариант. Сферы не полностью используют объемы трюмов кораблей, толщина стенок – это дополнительный вес, который танкеры-газовозы переносят по морям без всякой выгоды для своих владельцев. Танкеры-газовозы из-за требований к прочности корпусов, которые должны выдерживать значительные ледовые нагрузки стоят практически вдвое дороже своих «тропических собратьев», а использование криогенных технологий от Moss сделало бы эту ценовую разницу еще более значительной.

Исходя из этого «Совкомфлот» и делал заявку на разработку проекта все тому же финскому Acer Arctic – выбор криогенных технологий был сделан в пользу французской компании Gastransport&Technigas (GTT), которая еще с начала 90-х годов строит танки в виде прямоугольных призм, сохранность СПГ в которых обеспечивают тонкие (от 0,5 до 1,2 миллиметра) мембраны, выполненные из инвара – сплава стали с никелем. Результат, который покорился французским специалистам, впечатляет: при одинаковых габаритах танкеры-газовозы с емкостями от Moss вмещают 130 тысяч кубометров СПГ, а с емкостями от GTT – 170 тысяч кубометров, то есть выигрыш составляет 30%. Впрочем, российский выбор не является чем-то оригинальным – в настоящее время 80% строящихся танкеров-газовозов строятся с использованием криогенных емкостей от GTT.

Новейшая мембранная система от GTT носит название Mark III позволяет сократить ежедневное неизбежное испарение перевозимого СПГ до 0,085% от перевозимого объема. Обеспечивается это не только криогенными свойствами нового инварного сплава, но еще и использованием еще одного, чрезвычайно технологичного материала.

Мембранная система Mark III выглядит следующим образом: слой инвара, изолирующий слой из высокотехнологичного материала и затем второй слой инвара. Специалисты GTT уверяют, что второй слой инвара, в общем-то, избыточен, но предпочитают перестраховываться от любых запроектных ситуаций.

С учетом того, что Yamalmax DAT строятся для того, чтобы они были способны перемещаться по льдам Арктики в режиме ледокола, внешний слой инвара не должен соприкасаться с корпусом судна – корпус будет испытывать ударные нагрузки, судно может оказаться даже затертым льдами и без всяких лишних проблем дождаться прихода ледоколов сопровождения. Следовательно, мембрану необходимо надежно отделить от корпуса судна – и для этого используется тот же высокотехнологичный материал.

Требования к этому материалу крайне жесткие: он должен выдерживать криогенные температуры, обладать высокими теплоизоляционными свойствами, должен выдерживать ударные нагрузки со стороны. Мало того: криогенные емкости от GTT имеют форму призмы, а ведь трюм судна отнюдь не похож на куб, то есть этот удивительный материал должен быть выполнен в виде слоев разной толщины – от 3 до 20 см. Единственный материал, который отвечает всем этим требованиям – фанера, старая добрая фанера. В 2019 году после многократных проверок со стороны экспертов GTT четвертой в мире компанией, получившей лицензию на производство фанеры Gas Mark III, стала группа компаний «Свеза». Да, именно так: в наше время хватает расчудесных композитных материалов, технологий 3D-печати, но без русской березы обойтись не получается. Российский деревообрабатывающий холдинг постепенно становится завсегдатаем судостроительных выставок и есть надежда, что Sveza Gas Mark III найдет свою нишу на мировом рынке. Кто бы и как не относился к тому, как выглядит курс рубля по отношению к основным мировым валютам, но для российского экспорта это все так же остается дополнительным, и немаловажным, конкурентным преимуществом.

Росатом и СПГ-индустрия России

Кроме перечисленного, у российских машиностроителей уже появились два существенных технологических задела. Входящий в машиностроительный дивизион Росатома «ЗиО Подольск» стал третьим по счету в мире предприятием, освоившим производство криогенных теплообменников – пока для среднетоннажного производства СПГ, но есть все основания полагать, что в ближайшее время будут освоены и теплообменники для крупнотоннажного сжижения. Согласовано и финансируется строительство критически важного для СПГ-отрасли криогенного стенда для проверки всей линейки необходимого оборудования – опять же на базе еще одной структурной единицы Росатома, НИИЭФА (НИИ электрофизической аппаратуры им. Д.В. Ефремова, поселок Металлострой, Санкт-Петербург).

В 2020 году нижегородское ОКБМ (опытное конструкторское бюро машиностроения им. И. Африкантова – Росатом сохраняет названия подразделений, появившиеся у предприятий министерства среднего машиностроения советского периода) освоило технологию производства погружных криогенных насосов. Звучит простенько, но эти насосы не только перекачивают жидкость, имеющую температуру в минус 162 градуса – во время работы они находятся в емкостях, наполненных этой необычной жидкостью.

С 2023 года должно начаться серийное производство газовых турбин ГТД-110М мощностью от 90 до 130 МВт, разработанные в Рыбинске Ярославской области на предприятии Ростеха ОДК-Сатурн. Эти турбины важны не только для энергетического сектора – их использование в «Арктическом каскаде» позволит перевести эту технологию из среднетоннажной в крупнотоннажную, но конкретно говорить об этом можно будет только после того, как «Арктический каскад» отработает в качестве четвертой технологической линии на «Ямал-СПГ» не менее года – только тогда можно будет получить объективную техническую и экономическую оценку.

Но по срокам ОДК-Сатурн и НОВАТЭК, которому принадлежит патент на «Арктический каскад», двигаются практически синхронно – сборка и запуск линии должна закончиться в первом полугодии 2021 года, то есть к тому моменту, как в Рыбинске начнется серийное производство ГТД-110М, станет очевидно, будет ли востребована эта турбина в СПГ-отрасли. Кроме того, в 2020 году GTT сертифицировала дальневосточную «Звезду» как предприятие, имеющую право изготавливать криогенные емкости технологии Mark III, что открывает для российского завода перспективы ее применения не только при строительстве Yamalmax DAT, но и для иных заказов – для танкеров-газовозов меньших объемов, для кораблей, которые будут использовать СПГ в качестве моторного топлива.

Справится ли «Звезда» со строительством криогенных емкостей, предназначенных для хранения продукции на крупнотоннажных СПГ-заводах, зависит от наших металлургических компаний – на сегодняшний день в России нет прокатных станов для производства проката из инварных сплавов шириной 5 метров. Нельзя исключать, что после того, как в открытых источниках появятся подробности технико-экономического обоснования металлургического завода, который Роснефть планирует построить в Большом Камне, появится новость о том, что и эта задача будет решена в ближайшее время.

Конечно, этот обзор освоения в России технологий, имеющих прямое отношение к СПГ-индустрии нельзя назвать сколько-нибудь полным. По информации НОВАТЭКа, при реализации проекта «Ямал-СПГ» было задействовано более 700 российских предприятий, поэтому полный объем информации можно получить только в самом НОВАТЭКе. Будут такие заказы размещаться на одних и тех же предприятиях или все будет зависеть только и исключительно от результатов тендеров, пока тоже неизвестно.

С одной стороны, есть требования ФАС, старающегося уберечь нас от любой монополизации. С другой стороны – имеется опыт того же Росатома с его машиностроительным дивизионом, который убедительно доказывает, что единая холдинговая структура позволяет не только обеспечит необходимый уровень качества, но и значительно снизить себестоимость. Однако стоит помнить и о том, что НОВАТЭК – структура частная, и до последнего времени мы не видели у этой компании желания самостоятельно развивать собственное машиностроение.

Если уж говорить о том, что в России может появиться четко структурированный пул СПГ-машиностроительных предприятий, то стоит присматриваться к складывающейся у нас на глазах промышленной группе Газпром банка, но рассказ о ней заслуживает отдельной статьи. Мы привыкли смотреть на российские финансовые группы как на неотъемлемую часть сугубо банковского бизнеса, но то, как Газпром банк реализовал среднетоннажный проект «Высоцк Криогаз», показывает, что здесь все далеко не однозначно, но и об этом – тоже в следующий раз.

https://jpgazeta.ru/chudo-tehnologii-rossijskogo-spg-dostizh...

8 декабря 2017 года на втором по счету российском крупнотоннажном заводе по сжижению природного газа «Ямал-СПГ» произошло знаковое событие: состоялась первая отгрузка готовой продукции в резервуары первого в мире танкера-газовоза класса Yamalmaх DAT «Кристоф де Маржери», первого судна такого типа в собственности компании «Совкомфлот». К настоящему времени «Ямал-СПГ» вышел на полную проектную годовую мощность в 16,5 млн тонн, которую обеспечивают три производственные линии, изготовленные по лицензии американской компании Air Products мощностью по 5,5 млн тонн каждая. Кроме того, там же, на «Ямал-СПГ» в ближайшее время должны быть завершены монтажные работы на четвертой линии по технологии «Арктический каскад», лицензированной в России и предназначенной для среднетоннажного сжижения – ее годовая мощность должна составить 950 тысяч тонн готовой продукции в год.

Либеральный рынок против вертикальной интеграции

Владельцем контрольного пакета акций совместного предприятия «Ямал-СПГ» и оператором проекта является частная российская компания «НОВАТЭК», что, с организационной точки зрения, позволяет называть «Ямал-СПГ» вертикально интегрированной компанией. Лицензией на разработку Южно-Тамбейского газоконденсатного месторождения владеет НОВАТЭК, то есть «в руках» этой компании находятся самые критические составляющие всего проекта: НОВАТЭК ведет разработку месторождения, обеспечивает транспортировку природного газа по магистральному трубопроводу до «Ямал-СПГ», НОВАТЭК отвечает за производственный процесс на заводе, за отгрузку СПГ на танкеры-газовозы, которые фрахтует на долгосрочной основе.

В этом заключается принципиальное отличие проекта «Ямал-СПГ» от всех проектов по сжижению газа на территории США, законодательство которых прямо запрещает такую «концентрацию компетенций» у одной компании. В Штатах компания, добывающая природный газ (вне зависимости от того, идет ли речь о традиционной добыче или о сланцевой), не имеет права владеть магистральным газопроводом, не имеет права владеть СПГ-заводом – каждый из этих видов деятельности должно вести отдельное юридическое лицо, при этом недопустимо и перекрестное владение акций добывающей, транспортной и производственной компаний.

Кроме того, купля-продажа природного газа в обязательном порядке должна идти только и исключительно на национальной газовой бирже Henry Hub или на ее подразделениях в отдельных штатах. Именно так выглядит «юридическое наследство» тех времен, когда США являлись крупнейшим в мире импортером СПГ.

Антимонопольное законодательство, касающееся газовой отрасли, в Штатах разрабатывалось поэтапно и логически вполне обоснованно: не должна была появиться и не появилась компания, которая могла бы монопольно контролировать газовый рынок США или оказывать на него существенное влияние. Импортируешь СПГ? Отлично, но не при этом не имеешь права поставлять его на принадлежащие тебе электростанции – иначе твоя компания получит конкурентное преимущество на рынке производства тепловой и электрической энергии. Доставил – выставляй на торги на Henry Hub, где любую партию СПГ имеет право приобрести любой участник этих торгов. Предложил лучшую цену на тобой же поставленный товар – поздравляем, теперь твоя компания имеет возможность договариваться о транспортировке приобретенной партии в нужное тебе место с компанией, владеющей и управляющей магистральным газопроводом. Для рынка, на котором действуют сотни газовых и энергетических компаний, все вполне разумно и достаточно выгодно для конечных потребителей – хотя киловатт*часы и гигакалории в Штатах стоят дороже, чем в России, но они значительно ниже, чем в странах ЕС.

Конкурентное преимущество НОВАТЭК

Датой «сланцевой революции», в результате которой Штаты добывают природный газ в объемах, превышающих их внутренний спрос, принято называть 2009 год, а на шесть лет позже, в 2015-м, на территории этой страны начал свою работу первый экспортный СПГ завод Sabina Pass, принадлежащий компании Chenierе Energy.

С этого момента, когда Штаты из страны, импортирующей СПГ, превратились в страну, с территории которой идет экспорт СПГ, эта логика оказалась «хромой уткой». В том случае, если бы компания Cheniere Energy имела возможность самостоятельно экспортировать СПГ, производимый на принадлежащем ей заводе Sabina Pass, она обязана бы была обязана искать на Henry Hub природный газ, который предлагают на этой бирже добывающие компании, а затем оплачивать стоимость поставки приобретенной партии газа на побережье Луизианы, где расположен СПГ-завод.

Но, поскольку на Sabina Pass, как и на прочих СПГ-заводах, расположенных на территории США, действует так называемая толлинговая схема, закупками и доставкой газа занимается не Cheniere Energy, а компании, подписавшие с ней долгосрочные контракты на сжижение газа.

Использование этой схемы приводит к тому, что стоимость газа, поступающего на технологические линии Sabina Pass (как и любого другого СПГ-завода на территории США), в 2-2,5 раза превышает стоимость газа, поступающего на технологические линии «Ямал-СПГ». В результате ценовые предложения в адрес европейских потребителей, которые способен сделать «Ямал-СПГ» в сравнении с предложениями от компаний, пользующимися услугами СПГ-заводов на территории США, однозначно более выгодные.

То же, но другими словами: конкурировать на европейском рынке с ямальским СПГ компании, поставляющие СПГ из Штатов, не способны по определению. Кроме того, дополнительное конкурентное преимущество «Ямал-СПГ» получает и за счет более короткого транспортного плеча. Поэтому нам остается просто зафиксировать: действующие законодательства Штатов и России дают преимущество НОВАТЭКу, а уж о том, является это преимущество рыночным или нет, пусть рассуждают профессиональные экономисты и юристы

Да, стоит помнить о том, что эта ситуация – отнюдь не повод расслабиться – реальным конкурентом российских предприятий на европейском рынке СПГ был и остается Катар, который сконцентрировал под контролем своих государственных компаний все, что связано с добычей, переработкой и поставками природного газа, но это уже отдельный разговор.

Арктические СПГ-проекты и законодательные инициативы правительства

Впрочем, это преимущество нивелировала разница в стоимости обычных танкеров-газовозов и танкеров класса Yamalmax DAT – ледовые газовозы стоят в два раза дороже. Но уже в 2018 году НОВАТЭК смог организовать перегрузку СПГ из танков Yamalmax DAT в обычные танкеры-газовозы в одном из портов Норвегии – экономически это оказалось вполне обоснованно.

В настоящее время НОВАТЭК согласовал сооружение такой перевалочной базы рядом с Мурманском – планируется, что это будет сделано уже к 2023 году. Проект получил одобрение Главгосэкспертизы и поддержан руководством Мурманской области, заказ на изготовление барж и криогенных емкостей большого объема будет размещен в Южной Корее, предварительное соглашение НОВАТЭК с компанией Daewoo Shipbuilding & Marine Engineering Company (DSME), имеющей соответствующие технологии и компетенции.

Кроме Мурманска, НОВАТЭК намерен построить перевалочную базу и на восточном окончании Севморпути – в бухте Бечевинская на Камчатке. Стоит, однако, отметить, что оба эти перевалочные базы вполне могут быть и не построены: в настоящее время на рассмотрении в Думе находится законопроект, подготовленный Минприроды, который запрещает перевалку борт-в-борт опасных грузов, к которым в России законодательно отнесен и СПГ.

Обратят внимание господа депутаты на эту «мелкую подробность» в законодательной инициативе экспертов министерства – проекты, в которые НОВАТЭК намерен инвестировать почти по одному миллиарду долларов, будут реализованы. Не будет удалено достаточного внимания в предвыборную пору – оба проекта, в которых согласовано и участие государства (дноуглубительные работы, необходимые для строительства канала для подхода танкеров-газовозов) придется закрыть.

Отмена проектов перевалочных баз, естественно, снизит привлекательность не только «Ямал-СПГ», но и второго арктического проекта НОВАТЭКа – «Арктик-СПГ-2», который должен быть реализован в 2024 году. Проекты перевалочных баз в Мурманске и на Камчатке получили поддержу министерства энергетики, министерства развития Дальнего Востока и Арктической зоны, и даже с министерством финансов, с которым удалось согласовать предоставление налоговых льгот, однако окончательно решать их судьбу теперь будут министерство природы и депутаты Думы.

Подобного рода бюрократическая чехарда и отпугивает от России потенциальных инвесторов в наш реальный сектор. Остается надеяться, что творческая инициатива минприроды будет самым внимательным образом изучена профильным комитетом Государственной Думы.

https://jpgazeta.ru/rossijskij-spg-konkurentnye-preimushhest...

Автор: Кирилл Овчинников.

Сегодня разговор пойдет о том, как уголь воспринимался в энергетической политике вначале СССР, а, затем, и России. Также мы немного поразмышляем вслух о том, какое место он реально может занимать.

Изначально идея данного материала родилась из двух предпосылок. Первой стал диалог с Антоном Федотовым. Суть его, в двух словах, примерно следующая: в России есть достаточно много углей как высокого залегания (что существенно удешевляет процесс добычи), так и достаточно высокого качества. Ввиду этого вполне естественно увеличение в топливном секторе энергетики именно данного вида топлива.

Вторая предпосылка, как ни странно, нашла меня в книге “Проблемы современной энергетики” 1984 года издания. Не спрашивайте, зачем я решил купить книгу с таким названием и этого года издания — этот вопрос мучает и меня, а друзья, узнав про данный казус, предложили обратиться к людям в белых халатах за помощью. Однако книга оказалась не просто находкой, а настоящим золотом. Как минимум потому, что с 84-го года, вектор мысли специалистов в энергетике изменился чуть больше чем никак. Все также слышны заявления о необходимости расширения доли угля в топливно-энергетическом секторе. Объясняется все также высоким залеганием углей, и, дешевизной последнего.

Похожая ситуация была и в России на заре становления. В науке и политике: пока почитывал материалы на досуге, часто встречались тезисы про необходимость увеличения доли угля (найти что-то среди кучи материала оказалось нереально, приведу хоть что-то, но интересное и заслуживающее внимания[2]). Принадлежат они больше к нулевым- первой половине десятых. В Энергетической стратегии Российской Федерации на период до 2035 года же виден разворот в политике: основные положения подразумевают расширение угольной промышленности и генерации на востоке (Канско-Ачинский бассейн) и экспортоориентированность (главным образом на Восток)[8].

Давайте разбираться, зачем может потребоваться уголь и что это будет означать для энергетики и экологии.

Всего уголь налагает несколько ограничений. Первое: конструкция тепловой машины. Говорить я буду чаще всего про большую энергетику, не затрагивая энергетику малую. И тут, на практике, есть только одна возможная конструкция — котел совмещенный с паротурбинной установкой (ПТУ). Сжигать уголь напрямую, без преобразования химической структуры, возможно только на теплоэлектростанциях данной конструкции.

Так вот. Ввиду технических ограничений, КПД таких установок недостаточно высок (современные порядка 40%, прошлого века 35%) для своих капитальных затрат. Связано это с маленьким теплоперепадом: пар — агрессивная среда и при повышении температуры все сильнее стачивает лопатки турбин.

Нынешние теплоагрегаты на паре при нынешней цене на газ не выдерживают конкуренции в экономическом плане:

Газовые турбины (где, как бы неожиданно это не звучало, сжигается газ), просто за счет большого перепада температур почти догнали по энергоэффективности ПТУ (порядка 36-39 %[4]). При этом, за счет меньшего количества капитальных затрат, стоимость электроэнергии газовых установок значительно ниже, чем на электростанциях с паротурбинными установками. Это звучит довольно странно, учитывая два фактора: газовые турбины сами по себе дороже паровых, да и в России до последнего времени не было местных производителей.

Однако, если добавить большой размер не только котла и турбины, но и всех составляющих: деаэраторов, очистных сооружений, сложной системы водоснабжения и других не менее важных в технологическом процессе узлов, становится понятно, что строительство обойдется дороже, чем для станции аналогичной мощности на газе.

В случае с же газовой турбины в первую очередь бросается в глаза ее компактность и неприхотливость в установке, отсутствие больших потребностей в воде. Приятным бонусом идет транспортировка: газ течет по трубопроводам, а уголь надо вести в вагонах, загружая железнодорожный транспорт. В случае использования парогазовых установок (после газовой турбины воздух все еще имеет большую температуру, которую можно использовать для нагрева воды в котле) КПД подскакивает до совершенно космических значений (до 60 %[4]). Однако, использование парогазового цикла увеличивает капитальные затраты. Поэтому для малых мощностей этот цикл не имеет смысла. ПГУ безальтернативен, если необходимо достичь КПД выше 50%, но разумно это только при большой доли топливной составляющей.

Надо сказать, что не только капитальные затраты привели к повышенной привлекательности газовых турбин. Свою роль сыграл и государственный контроль. Цены внутреннего рынка на газ значительно ниже, нежели на мировом рынке. И если при обычной ситуации (при рыночных ценах) разница в цене между углем и газом может склонить к постройке “классической” ТЭЦ с ПТУ, то при столь низких ценах на газ (сопоставимы с углем) угольная энергетика становится менее перспективной, нежели газовая.

Доля паротурбинных установок в России все еще лидирует и составляет порядка 78% [3].

Связано это во-первых с тем, что если мы все-таки хотим замещать морально, технически и физически устаревшие угольные теплоэлектростанции, необходимо огромное количество средств. Во многом это наследие программы давшей старт электрификации нашей страны: ГОЭЛРО. В ее основу легло много идей. В их числе переход на децентрализованное снабжение топливом, использование местных ресурсов для снижения стоимости транспортировки. В таких условиях экономически целесообразными становились даже низкосортные виды угля, с высоким содержанием шлаков. И, несмотря на то, что на тот момент времени это было оправданным, сейчас, в виду экологической повестки, большой процент выбросов с таких станций становится нежелательным.

Вернемся к нашему вопросу. За счет чего можно было бы увеличить долю угля в энергетики. Если почитать разрозненные статьи по тематике, можно заметить, что, как ни странно, ситуация не изменилась и повышать долю угля по-прежнему предлагается за счет удешевления транспортировки топлива и постройки электростанций в местах близких к месторождениям. Перенос добывающий мощностей на восток. Развития промышленности там же за счет дешевой энергии. Также как и сорок лет назад звучат слова о высоком залегании углей и, как следствие, удешевлении топливной составляющей.

Наиболее используемые сейчас угольные бассейны: Кузнецкий, сокращенно Кузбас, и Канско-Ачинские месторождения. В них есть возможность открытой добычи угля.

Канско-Ачинский бассейн обладает углями уступающими по качеству Кузнецким (в основном, бурыми, марка 2Б). Это приводит к двум последствиям:

1. За низким качеством следуют проблемы в эксплуатации: в процессе сжигания в топке происходит процесс шлакообразования, снижается КПД котла, обслуживание усложняется, чем для углей более высоких марок. Более того, повышается количество летучих веществ со всеми вытекающими последствиями, вроде необходимости дымоходной трубы повыше и очистных фильтров посильнее.

2. Такие угли невозможно транспортировать на дальние расстояния.

Все это приводит к тому, что уголь Канско-Ачинских месторождений гораздо целесообразнее использовать для местных нужд: снижается цена транспортировки, ввиду чего компенсируются затраты связанные с эксплуатацией. На канско-ачинских углях работают теплоэлектростанции региона. Однако, частично уголь и экспортируется в западные регионы страны (в частности, на этих углях работает Рязанская ГРЭС). Крупнейшие разрезы эксплуатирует АО “Сибирская угольная энергетическая компания”.

Кузбасс же радует качеством. Достаточно высокая теплота сгорания, малая зольность (шлакообразование) и влажность (содержание влаги в топливе по понятным причинам нежелательно: в процессе сгорания часть энергии расходуется на испарение, повышается коррозийность). Благодаря своим качествам кузбасские угли идут главным образом на коксование (продуктом которого является топливо без которого немыслима металлургия) и экспорт (главным образом в Китай с огромной долей угольной генерации).

Угли Сибири все-таки более-менее возможно и иногда даже целесообразно транспортировать в Европейскую часть. Что касается месторождений еще восточнее, то для энергоснабжения европейской части России они нецелесообразны вовсе. Однако, их значение становится важным при условии, если заявления политиков о развитии удаленных районов, увеличении там промышленности, станут явью.

В частности, в Якутии расположено крупнейшее месторождение коксующегося угля: Эльгинское месторождение.

Интересным пунктом идет вопрос газификации: при переработке угля можно выделить синтез-газ, который можно использовать в качестве топлива на газовых турбинах. Помимо прочего, за счет очистки снижается процент выбросов продуктов неполного сгорания. Однако процесс газификации достаточно затратен. Маловероятно, что уголь с переработкой не потеряет своей привлекательности. Конечно, за счет эффекта масштаба при переработке можно снизить затраты на переработку, но важно помнить, что он же применим и к неугольной энергетике. По этим причинам газификация угля не занимает сейчас в теплоэнергетике лидирующее положение.

Еще одним способом повышения эффективности может быть работа паровых турбин на паре с закритическими параметрами. Основная проблема кроется в выборе конструкционных материалов. Пар на закритических параметрах очень агрессивная среда и довольно сложно найти и/или создать такие материалы, которые будут выдерживать такие температуры и давления. Примеры такого повышения технологичности имеются (например в Китае), но здесь и сейчас Россия едва ли может себе это позволить.

Еще один способ, пусть и временный — это увеличивать сроки эксплуатации. При высокой доле капитальных затрат время жизни электростанции удешевляет стоимость энергии. Причем, это касается как ремонта, так и обновления оборудования, так как нужная инфраструктура уже имеется. Но данный подход чреват устареванием и износом, что повышает риски возникновения аварий и издержек на ремонт.

Резюмируя вышесказанное мы получаем следующую картину: при некоторых условиях повышение доли использования угля возможно. Главным образом за счет снижения затрат на топливо, так как угля у нас много и он дешевый. При этом вопрос большой доли капитальных затрат всегда будет преследовать ПТУ. Из-за этого нет уверенности, что в Европейской части России когда-либо в обозримом будущем будут вводиться новые паротурбинные агрегаты (скорее будут работать над продлением эксплуатации уже действующих теплоэлектростанций). Несмотря на наличие некоторых наработок в области переработки угля в топливо пригодное для газовых турбин, маловероятно что в ближайшем будущем будет целесообразно использовать продукцию из угля для ГТУ. Впрочем, отметать этот вариант раньше времени не стоит.

Вопрос экологической составляющей остается за скобками. Качественных углей высокого залегания, по выбросам сопоставимых (иногда и ниже) с газом, меньше чем углей просто высокого залегания. Более того, их рыночная цена гораздо выше, поэтому целесообразнее их экспортировать как в соседний Китай, так и, как бы это странно не звучало, в Европу (несмотря на активные попытки развить альтернативную энергетику, пока Европа не может отказаться от угольной генерации, без нее энергосистема недостаточно стабильна). К слову, сейчас цены повысились достаточно для рентабельности экспорта почти всех Российских компаний[7]. При использования “грязных” углей повышается уровень экологического вреда. В том числе, в некоторых месторождениях уголь имеет высокое содержание радионуклидов, о чем уже писалось в статье  «Зелёная» и ядерная энергия — кто кого?.

Целесообразность увеличения доли угля без изменения структуры экономики России будет очевидна только при исчерпании запасов газа (и это при условии отсутствия других конкурентов) или повышением его стоимости (сейчас цена на газ регулируется государством). В таком случае уголь станет разумной альтернативой с экономической точки зрения в некотором отдалении от мест добычи. При развитии дальних регионов же местное дешевое топливо и ресурс для промышленности становится важным инструментом. Но пары проектов для этого будет недостаточно.

Вам также может понравиться интервьюшка, взятая у бывшего члена дирекции Крымской АЭС.

Отчасти оно (интервью) продолжает разговор о судьбе Крымской АЭС и Щелкино, позволяет взглянуть глазами человека с противоположной от лагеря «зеленых» стороны баррикад.

Автор: Кирилл Овчинников.

Оригинал: https://vk.com/wall-171205282_3740

Пост с навигацией по Коту

А ещё вы можете поддержать нас рублём, за что мы будем вам благодарны.

Яндекс-Юmoney (410016237363870) или Сбер: 4274 3200 5285 2137.

При переводе делайте пометку "С Пикабу от ...", чтобы мы понимали, на что перевод. Спасибо!

Подробный список пришедших нам донатов вот тут.

Подпишись, чтобы не пропустить новые интересные посты!

Cпециалисты Томского политехнического университета совместно с другими российскими учеными создали и испытали термоядерный компонент уникального гибридного реактора. Результаты их работы опубликованы в журнале Nuclear Engineering and Technology.

Как объяснили авторы исследования, гибридные реакторные системы, или системы "синтез-деление", объединяют в себе надежность привычных реакторов деления и экономность и экологическую безопасность термоядерной энергетики.

Состоят такие системы из источника термоядерных нейтронов и активной зоны (так называемого бланкета), в которой протекает деление тяжелых ядер. Топливом служит смесь тория и оружейного плутония. Торий, по словам ученых, сам по себе не может быть источником энергии, зато из него образуется уран-233, накопление которого в активной зоне увеличивает длительность топливного цикла. Замена торием урана-238, применяющегося в обычных реакторах деления, позволяет резко снизить объем радиоактивных отходов.

"В плазме ионы дейтерия и трития, сталкиваясь друг с другом, объединяются в ядра гелия с выделением высокоэнергетических нейтронов. Те поступают из вакуумной камеры в бланкет в импульсном режиме, поддерживая деление тяжелых ядер, которое и дает основную энергию. Ключевое отличие гибридной системы в том, что ядерный материал находится не в строго критическом состоянии, как в традиционном реакторе, а в состоянии, близком к критическому, что исключает возможность развития неконтролируемой цепной реакции", — объяснил доцент отделения ядерно-топливного цикла ТПУ Сергей Беденко.

По словам ученых, энергия, выделяемая при делении, отводится гелиевым теплоносителем. Разогретый до примерно 730 градусов Цельсия гелий при подключении газотурбинной установки и электрогенератора можно использовать для производства не только электроэнергии, но и водорода методом паровой конверсии метана.

Разрабатываемый гибридный реактор будет отличаться компактными размерами, мощностью около 60-100 мегаватт и способностью работать без перезагрузки топлива более восьми лет. По мнению ученых, его можно применять в труднодоступных регионах и получать электроэнергию, тепло и экологически чистое водородное топливо.

Газодинамическая магнитная ловушка, отмечают авторы исследования, позволяет удерживать высокотемпературную плазму значительно дольше других существующих систем. Это поможет лучше исследовать как процесс термоядерного синтеза, так и работу различных элементов реактора в условиях жесткого нейтронного облучения. Все это должно существенно ускорить развитие термоядерной энергетики, подчеркивают ученые.

"В ходе проведенных исследований мы определили оптимальные параметры термоядерного источника нейтронов для постоянного поддержания бланкета гибридной системы в контролируемом околокритическом состоянии, а также изучили эффект "волны делений ядер", возникающей после однократного импульса термоядерного горения", — рассказал Сергей Беденко.

Концепцию ториевого гибридного реактора предложил в 2019 году коллектив ученых Томского политехнического университета, Всероссийского научно-исследовательского института технической физики имени академика Е. И. Забабахина и Института ядерной физики имени Г. И. Будкера Сибирского отделения РАН. Исследования проводятся в рамках гранта Российского фонда фундаментальных исследований.

Источник: https://ria.ru/20210406/tpu-1604308271.html