«Критерии выбора территориального размещения аэс в Республике Казахстан»
жүктеу/скачать 1.14 Mb.
|
| Презентация комитета по атомной энергии Министерства индустрии и новых технологий РК, 2014 год
Однако Актау оказался менее предпочтительным сразу по нескольким причинам. Во-первых, там возможно возникновение аварий на близлежащих производствах, например, выбросы аммиака на химическом комбинате "КазАзот". Кроме того, акимат Мангистауской области называл рассмотрение вопроса о строительстве АЭС "преждевременным", в то время как власти Алматинской области против проекта не возражали, а в Восточно-Казахстанской области – даже поддерживали. В-третьих, в Мангыстау низкие прогнозный спрос на электричество и пропускная способность линий электропередач. С другой стороны, самым востребованным оказалось строительство АЭС в районе посёлка Улкен на берегу озера Балхаш – для покрытия прогнозного дефицита в южной зоне энергосистемы. В районе населённого пункта есть и развитые электрические сети, достаточные для выдачи мощности от АЭС. Третий вариант – Курчатов – назвали перспективным для строительства, но опять же лишь для транзита мощности в южную зону. Вопрос будущего энергодефицита остаётся важным, если не ключевым аргументом сторонников строительства атомной электростанции. В 2018 году в Казахстане было выработано электричества больше, чем потреблено – разница составила порядка 3,6 млрд кВт-ч. Установленная мощность всех электростанций Казахстана сейчас находится на уровне почти 22 ГВт. Но если смотреть на структуру энергосистемы, то ситуация по регионам значительно отличается. Вся энергосистема поделена на три зоны: северную – Акмолинская, Актюбинская, Восточно-Казахстанская, Карагандинская, Костанайская, Павлодарская и Северо-Казахстанская области; южную – Алматинская, Жамбылская, Кызылординская и Туркестанская; западную – Атырауская, Западно-Казахстанская и Мангистауская области. Северная зона профицитна, и энергия оттуда даже уходит в южную зону и на экспорт в Россию. А вот южная дефицитна, и нехватку энергии покрывают поставками с севера и из Центральной Азии. По данным Министерства энергетики, дефицит там будет расти и к 2030 году может достичь 2,7 ГВт. Западная зона вовсе изолирована от северной и южной, дефицит там закрывают импортом энергии из России. По прогнозному балансу электроэнергии Казахстана именно южная зона к 2025 году единственная останется дефицитной. С этим и связан выбор площадки для АЭС близ посёлка Улкен, лежащего как раз между северной и южной зонами энергосистемы. Также там уже построена подстанция компании KEGOC, которая позволит обеспечить выдачу электричества с АЭС в энергосистему. В Национальном энергетическом докладе ассоциации Kazenergy 2017 года отмечается, что хотя генерирующие мощности в стране неуклонно растут, большая часть их парка по-прежнему основана на стареющих советских технологиях. Порядка 39% электростанций Казахстана были построены до 1980 года, и в 2016 году 42% паровых турбин превысили запланированный срок эксплуатации. Из-за устаревания парка мощностей новые нужно вводить с запасом. Учитывая особенности географии Казахстана, потенциал ввода на юге новых гидроэлектростанций ограничен. Также вместо АЭС предлагается строить новые или расширять действующие тепловые электростанции, вовлекать в генерацию энергию воды, солнца и ветра. В последние годы, согласно тому же докладу Kazenergy, основной прирост производства электроэнергии в Казахстане был за счёт угольных ТЭС. Это вполне объяснимо тем, что страна обладает большими запасами угля. Возможно и развитие газовой генерации, но только при размещении электростанций вблизи газопроводов или месторождений. В "Концепции по переходу Республики Казахстан к "зелёной" экономике, которая была утверждена Нурсултаном Назарбаевым ещё в 2013 году, говорится об амбициозных планах по развитию альтернативных (атомной электростанции) и возобновляемых (ветряные электростанции, солнечные электростанции, гидроэлектростанции) источников. К 2050 году они вместе должны давать до 50% всей электроэнергии в Казахстане. По прогнозным данным, к 2030 году установленная мощность ветровых электростанций должна достичь 4,6 ГВт, солнечных – 0,5 ГВт. В то же время мощность АЭС по плану должна составить 1,5 ГВт, а к 2050-му – 2 ГВт. "Растущий спрос на электроэнергию и вывод из эксплуатации старых электростанций в силу износа в Казахстане потребуют значительного строительства новых мощностей: 11-12 ГВт к 2030 году и 32-36 ГВт к 2050 году, не включая установленную мощность возобновляемых источников, являющихся нестабильными", – говорится в концепции. В Министерстве энергетики неоднократно отмечали, что решение о строительстве примут только после разработки технико-экономического обоснования, а затем общественных слушаний и согласования с местными исполнительными органами, на территории которых может начаться строительство. Работа над технико-экономическим обоснованием началась в 2018 году и срок работ по маркетинговому разделу обоснования был установлен на 29 марта 2019 года. В распространённом 4 апреля Минэнерго пресс-релизе говорилось, что маркетинговая часть уже готова, разработана она для уточнения экономических и технических параметров возможной АЭС и выбора реакторной технологии. Кроме этого, в ней проведён анализ имеющихся на рынке реакторных технологий поколения III+, а также обмен информацией с поставщиками реакторных технологий из пяти стран, в том числе с госкомпанией "Росатом". Технологическое исполнение – ключевая часть всего проекта. В презентации Мининдустрии 2014 года и пресс-релизе Минэнерго даётся конкретика по поколению реакторов, на которые ориентируются казахстанские чиновники. В первом случае это реакторы на тепловых нейтронах поколения III или III+, во втором – только III+. Поколения ядерных реакторов – это прежде всего разница в технологиях, долговечности и безопасности. Сейчас в строю реакторы второго и третьего поколений, но уже разработаны и строятся реакторы переходного поколения III+ – как раз которые и ищет Казахстан. Отличаются они повышенной безопасностью и увеличенным сроком службы – до 60 лет. Правда, уже реализованных проектов в переходном поколении пока не так много. В Министерство энергетики сообщили, что идёт обмен информацией с поставщиками реакторных технологий сразу из пяти стран, в том числе и с российским "Росатомом". Последний, к слову, ещё в 2017 году ввёл в эксплуатацию реактор переходного поколения ВВЭР-1200 на Нововоронежской АЭС-2. Мощность его, как понятно из названия, – 1 200 МВт. жүктеу/скачать 1.14 Mb. Достарыңызбен бөлісу:
|