Authors Posts by M!cro

M!cro

106 POSTS 0 КОММЕНТАРИЙ
87073500612

0 118

Руководителю предприятия,
организации

 

 

Приглашение к участию в работе в
 Международном производственно-техническом семинаре

     Союз инженеров-энергетиков Республики Казахстан при поддержке руководства Министерства энергетики Республики Казахстан 24-25 апреля 2017 года проводит Семинар на тему «Компенсация ёмкостных токов в электросетях с изолированной нейтралью. Энергосбережение и новые технологии. Компенсация реактивной мощности. Качество электроэнергии в системах электроснабжения».

     К участию в Семинаре приглашаются руководители и специалисты генерирующих, распределительных и сбытовых энергетических компаний, научно-исследовательских и проектных институтов, строительных, монтажных и наладочных организаций, промышленных предприятий, а также высших учебных заведений Республики Казахстан.

Основные направления тематики Семинара:

  1. Законодательная и нормативная база в области энергосбережения.
  2. Организация и совершенствование учёта электрической и тепловой энергии при её выработке, передаче, распределении и потреблении.
  3. Компенсация ёмкостных токов в сетях с изолированной нейтралью. Пути снижения повреждаемости в этих сетях.
  4. Потери и качество электрической и тепловой энергии.
  5. Компенсация реактивной мощности.
  6. Оптимизация режимов сетей и совершенствование эксплуатации.
  7. Релейная защита распределительных электрических сетей.
  8. Оптовый и розничный рынок электрической энергии и мощности.
  9. Внедрение энергосберегающего оборудования.
  10. Метрологическое обеспечение.
  11. Методы выявления несанкционированного доступа в средства измерений электрической и тепловой энергии и защита от них.
  12. Автономные котельные. Автоматизация и техника безопасности.
  13. Диагностика технического состояния трубопроводов и оборудования тепловых сетей, проведение соответствующих испытаний.
  14. Оптимизация систем централизованного теплоснабжения.
  15. Повышение эффективности выработки тепловой и электрической энергии.

 

     Предлагаем Вам выступить с сообщениями по направлениям тематики Семинара, презентовать разработки, продукцию, опыт внедрения и эксплуатации или принять участие в качестве слушателя. При участии в качестве докладчика, участник оставляет за собой право участвовать во всех мероприятиях программы. Мы также готовы рассмотреть Ваши предложения по дополнению тематики Семинара.

     Цель Семинара – повышение квалификации специалистов, обмен опытом и установление прямых деловых контактов.

   Порядок и условия участия в семинаре:

     Стоимость участия:

Организации-члены Союза: докладчик – 50 000 KZT, слушатель ­– 40 000 KZT.

Остальные организации: докладчик ­– 70 000 KZT, слушатель – 55 000 KZT.

При оплате до 31 марта будет предоставлена скидка в размере 20 %.

     В оплату участия включены затраты на аренду помещений и демонстрационного компьютерного оборудования с выводом на общий экран, кофе-брейки, предоставление информационных материалов (в том числе, CD-дисков с докладами участников и последнего номера журнала «Энергетика»), изготовление сертификатов.

     Для регистрации на Семинаре необходимо отправить нам заполненную заявку. Счет на оплату участия Вашего представителя в Семинаре будет выслан после получения от Вас заявки.  Оплату на счет Союза инженеров-энергетиков можно провести по предоплате или после оказания услуги по договору. Отчетные документы участникам будут выданы в ходе Семинаре

     При участии в Семинаре в качестве докладчика, необходимо предоставить нам Ваш доклад (презентацию) в электронном виде для включения его в информационный сборник семинара на CD-дисках и раздачи участникам Семинара.

По Вашему запросу мы можем забронировать для Ваших представителей номер в гостинице, расположенной недалеко от места проведения Семинара:

 

Дата и место проведения:

24–25 апреля 2017 года.

Алматинский университет энергетики и связи.    

Адрес: г. Алматы, ул. Байтурсынова, 126, корпус «А», Зал ученого совета, аудитория 213.

 

 

С уважением,

Генеральный директор                                                                                        Дулкаиров М.Т.

 

В соответствии с Планом проведения мероприятий Союз инженеров-энергетиков Республики Казахстан 24–25 ноября 2016 года в Алматинском университете энергетики и связи состоялся семинар на тему «Автоматизированные системы управления технологическими процессами промышленных и энергетических предприятий. Энергосбережение и новые технологии».

Как всегда, погода преподносит сюрпризы неожиданно. Как снег на голову, в южную столицу в ноябре пришла зима. Это повлияло и на проводимый семинар. «Мало того что сейчас для энергетиков напряжённый период, связанный с наступившими морозами в северных частях страны, – сказал в приветственном слове генеральный директор Союза Марат ДУЛКАИРОВ, – так ещё и снегопады не позволили многим потенциальным участникам вылететь из центральных и северных районов Казахстана. Да и, как видите, из-за алматинских пробок, которые усугубили снежные завалы, сегодня много опоздавших. Но, как говорится, матч должен состояться в любую погоду. И я благодарю всех, кто в это сложное для энергетиков время откликнулся на наше предложение посетить семинар».

Марат Турганбекович обратился к энергетикам с просьбой озвучить проблемные вопросы энергетических служб, рассказать о том, что мешает потребителям энергии нормально жить и работать, что исполнительная дирекция их обобщит, проанализирует и поднимет эти вопросы перед министерствами и ведомствами. 

Коснулся он и вопросов качества электроэнергии.

– В основном на качество электроэнергии влияете вы – потребители, – сказал М. Дулкаиров, –  потому что от вас исходят все искажения, вся «грязь». Электроэнергию вы получаете с электростанций с нормальным качеством и по частоте, и по симметрии, и по синусоидальности. А все негативы генерируются вами. Поэтому я бы попросил вас (пока Госэнергонадзор не сильно вас тормошит), во-первых, попробовать произвести замеры для начала tg φ, сколько вы потребляете активной и реактивной энергии. Сегодня много хороших современных приборов, мы их на каждом семинаре представляем. Это помогло бы вам вплотную заняться вопросами энергосбережения. У нас много примеров, когда предприятия за счёт установки компенсирующих устройств и внедрения АСКУЭ сэкономили огромные деньги.

О плюсах от внедрения АСУ ТП в энергетике, требованиям к ним рассказал заместитель генерального директора Союза Тимур НУРУМОВ. «Автоматизация – это не роскошь, а требование времени, – подытожил своё выступление Тимур Болатович».

Продолжила тему АСУ ТП фирма «Emerson». Руководитель экспертного центра энергетики в СНГ Зоя ШАВЛОВИЧ рассказала об основных принципах работы ПТК «Овация» в качестве АСУ ТП энергоблоков и газотурбинных установок.

Заместитель директора ТОО «Кернеу Лимител» корпорации «ZHERSU» Нуржан УТЕГУЛОВ посвятил своё выступление экологически чистым технологиям в процессе сжигания низкокалорийных и высокозольных углей для электростанций Казахстана.

Как всегда слушатели семинара познакомились с современными технологиями, приборами измерения, диагностики и другими устройствами для нужд энергетических служб предприятий.

 

10 ноября в отеле «Рэдиссон» г. Астаны состоялся очередной энергетический форум, проводимый Казахстанской электроэнергетической ассоциацией. В форуме приняли участие: Парламент РК, НДП «Нур Отан», Министерство энергетики РК, Министерство национальной экономики РК, Министерство по инвестициям и развитию РК, Министерство здравоохранения и социального развития РК, ФНБ «Самрук-Казына», Союз инженеров-энергетиков Республики Казахстан, областные Акиматы, международные организации, Национальная палата предпринимателей РК «Атамекен», Совет директоров КЭА, генерирующие, передающие и снабжающие энергетические организации и компании, научно- исследовательские и проектные институты, производители энергооборудования и электротехнической продукции, строительно-монтажные предприятия, ассоциации, СМИ и другие заинтересованные организации.

Форум энергетиков открыл Председатель совета директоров КЭА Жомарт Кушербаев. С приветственным словом и основным докладом по состоянию и дальнейшему развитию электроэнергетической отрасли Казахстана выступил Вице-министр энергетики РК Бахытжан Джаксалиев.

Также перед участниками Форума выступили:

— Председатель правления АО «KEGOC» Бакытжан Кажиев (Актуальные вопросы развития ЕЭС Казахстана)

— Руководитель управления регулирования в сфере электроэнергетики Комитета по регулированию естественных монополий и защите конкуренции МНЭ РК Калила Коккозова (Совершенствование тарифной и ценовой политики)

— Управляющий директор по стратегии и продажам АО «Самрук-Энерго» Каныш Молдабаев (Проблемные вопросы электроэнергетической отрасли)

— Доктор бизнес администрирования Дархан Кушербаев (Роль и место электроэнергетики в стратегии развития регионов (на примере Кызылординской области)

— Председатель Казахстанской электроэнергетической ассоциации Шаймерден Уразалинов (Законодательные и проблемные аспекты развития теплоснабжения)

— Генеральный директор ТОО «Казахстанские коммунальные системы» Наби Айтжанов (Проблемные вопросы по возобновляемым источникам энергии и энергоснабжению)

— Президент группы компаний AES в Казахстане Дуйсен Мергалиев (Опыт AES по внедрению инновационного решения по аккумулированию энергии)

— Исполнительный директор Холдингового объединения «Кызылорда жарыгы» Еркебулан Есенбаев (Трансформация менеджмента и развитие предпринимательства на розничном рынке электрической энергии)

— Президент АО «КазНИПИИТЭС Энергия» Александр Трофимов (АО «КазНИПИИТЭС «Энергия» – надёжный партнёр энергетической отрасли Казахстана)

— Региональный менеджер по развитию бизнеса «Gama Power Systems Engineering and Contracting Inc» Руслан Шакиров (Презентации о деятельности компании Gama Power Systems и выполненных проектах)

— Директор ТОО «АПК Огнеупор» Айдархан Калдасов (Промышленные испытания технологий сжигания высокозольного угля с полной переработкой золоотходов)

— Директор научного инженерного центра Евразийской группы Агибай Сабитов (Инновационные зелёные технологии комплексной переработки золоотходов ТЭС с выпуском глинозёма, калийных удобрений, белой сажи, концентратов металлов и РЗМ).

По итогам форума была принята Резолюция форума, которая будет направлена в соответствующие государственные органы.

 В основном докладе, посвящённом состоянию и дальнейшему развитию электроэнергетической отрасли Казахстана Бахытжан Джаксалиев уделил большое возобновляемой энергетике, не забывая и о традиционной для Казахстана генерации с использованием больших запасов угля. «Альтернативы дешёвой угольной генерации электрической энергии сегодня в Казахстане нет, заявил он».

Вице-министр также объяснил, почему электростанции не переводятся на более экологически чистое топливо – газ. «В Парламенте постоянно ставится вопрос: почему мы не переводим наши электрические станции с угля на газ? Перевод на газ приведёт к значительному росту стоимости производимой электроэнергии и тепла. Кроме того, тариф ценообразования на газ достаточно сложный и он зависит от развития газотранспортной системы и компрессорных установок. Увеличение роста стоимости фиксируется в Казахстане не выше 15 % к предыдущему году», – сказал Джаксалиев. Но, поскольку об экологии нужно думать с каждым днём всё больше, он предложил руководителям угольных станций усилить вопрос по экологическому аспекту данной генерации, создавать мотивированные основы для применения экологически чистых технологий.

Ранее сообщалось, что Минэнерго предложило учитывать курс доллара при корректировке тарифа на возобновляемую энергетику. При этом, тариф на возобновляемую энергетику предложили индексировать на ежегодной основе. «Мы рассматриваем вопросы внесения соответствующих корректировок в законодательство и предусматриваем, что ежегодно будет индексироваться тариф на возобновляемую энергетику. И при этом вносим предложение по корректировке по валютной составляющей. Там схема будет такая: в случае если рост курса доллара будет к предыдущему году выше 25 процентов, то корректировка вносится на 30 процентов от разницы такого роста. Это касается валютной составляющей, а по индексу потребительских цен эта ежегодная корректировка должна быть», – сказал Бахытжан Джаксалиев.

По словам вице-министра энергетики, это предложение по корректировке действующего законодательного акта в области возобновляемой энергетики в ближайшее время будет внесено в правительство и далее в Мажилис парламента Казахстана. «Это позиция развития возобновляемой энергетики важна в силу того, что имеется значительный потенциал ветра, солнца, гидропотенциал наших восточных, южных регионов страны. Мы не можем высокими тарифами остановить рост экономики страны», – добавил Джаксалиев.

«В настоящее время возобновляемая энергетика в Казахстане – это 48 действующих энергетических объектов, их суммарная мощность составляет 252 МВт, а доля в общем объёме производства электроэнергии за I полугодие 2016 года составила 0,94 %, – уточнил Вице-министр энергетики.

Кроме того, в этом году начата реализация 8 объектов ВИЭ суммарной мощностью 37 МВт – в Алматинской, Актюбинской, Мангистауской, Северо-Казахстанской, Южно-Казахстанской областях.

«Высокие темпы развития были приостановлены в связи с теми девальвационными процессами, которые были в стране в 2015 году. Естественно, инвестиционная привлекательность за счёт высокого фиксированного тарифа была очевидна, и многие инвесторы пришли в Казахстан. Однако девальвационные моменты снизили преимущество Казахстана», – заключил Б. Джаксалиев.

Бахытжан Мухамбеткалиевич также напомнил, что 26 марта 2016 года Президент Казахстана Нурсултан Назарбаев на пленарном заседании в рамках Астанинского экономического форума предложил создать дорожную карту по развитию «зелёной экономики». Министерство энергетики РК готовит проект «Форсайт-2050: Новый мир энергии и место Казахстана в нём» для презентации на международной выставке ЭКСПО-2017. Цель этого проекта – вовлечь в моделирование образа будущего учёных, бизнес-аналитиков, предпринимателей, общественных деятелей, политиков, энергетиков, экономистов, а также всех тех, кому небезразлично, по какому пути будет развиваться наше общество в ближайшие десятилетия.

Он уточнил, что это лишь предложение по внесению поправок в законодательство». «И в ближайшее время мы их внесём их в Правительство и далее в Мажилис предложение по корректировки действующего законодательного акта в области возобновляемой энергетики», – пояснил он.

 По состоянию и актуальным вопросам развития ЕЭС Казахстана выступил Председатель правления АО «KEGOC» Бакытжан КАЖИЕВ. Он отметил, что в прошедший осенне-зимний период 2015-2016 годов максимум потребления по мощности по Казахстану составил 13000 МВт. 

– По сравнению с предыдущим максимумом, – констатировал Бакытжан Толеукажиевич данный показатель снизился на 570 МВт или на 4 %. Потребление электроэнергии за 10 месяцев 2016 года составило 75 млрд кВт·ч, что на 535 млн кВт·ч или на 0,7 % больше в сравнении с тем же периодом 2015 года. Объём генерации на электростанциях ЕЭС Казахстана обеспечивает полное покрытие потребности в электроэнергии.

При этом в 2015–2016 годах введены новые генерирующие мощности в объёме более 1000 МВт. С учётом этого общая установленная мощность электростанций Казахстана составила 21300 МВт. Располагаемая мощность электростанций составила 16600 МВт при максимуме мощности нагрузки в прошедший ОЗП около 13000 МВт. Таким образом, в настоящее время в ЕЭС Казахстана наблюдается существенный профицит генерирующих мощностей.

Рассказал Бакытжан Кажиев также о строительстве линии 500 кВ «Север–Юг», который включает в себя два этапа: строительство ВЛ 500 кВ Экибастуз–Семей–Усть-Каменогорск и ВЛ 500 кВ Семей–Актогай–Талдыкорган–Алма. «Досрочно завершив реализацию первого этапа проекта, – подчеркнул он, – мы выполнили прямое поручение Главы государства об ускорении реализации проекта «Строительство ВЛ 500 кВ транзита Север-Восток-Юг», которое было озвучено в феврале текущего года на расширенном заседании Правительства. Реализация первого этапа проекта ведётся полностью за счёт средств компании. Завершение второго этапа и в целом проекта запланировано на 2018 г.».

Коснулся глава KEGOC и вопросов дальнейшего развития электроэнергетического рынка электроэнергии и в Казахстане. С 2019 года, наряду с рынком электрической энергии предполагается запуск рынка электрической мощности, направленного на привлечение инвестиций для поддержания существующих и ввода новых электрических мощностей в ЕЭС Казахстана для покрытия спроса на электрическую мощность.

– Несомненно, ввод рынка электрической мощности, – заявил он, – на котором величина платы за мощность зависит от максимума потребления, будет стимулировать субъектов оптового рынка электрической энергии выравнивать график нагрузки и снижать пики потребления.

Наряду с рынком электрической мощности Законом с 2019 года предусмотрен ввод балансирующего рынка электроэнергии в режиме реального времени. Балансирующий рынок электроэнергии – это система взаимоотношений между системным оператором и субъектами оптового рынка электроэнергии, складывающаяся в результате физического и последующего финансового урегулирования системным оператором возникающих в режиме реального времени дисбалансов между договорными и фактическими величинами производства и потребления электроэнергии в ЕЭС Казахстана.

Затронул Бакытжан Толеукажиевич также актуальный вопрос –развитие использования ВИЭ.

– На настоящее время объёмы использования ВИЭ в Казахстане следующие:

— установленная мощность ВИЭ (СЭС, ВЭС, малые ГЭС) около 300 МВт.

— отпуск электроэнергии ВИЭ за 2015г. составил около 0,7 млрд кВт·ч.

С целью развития сектора возобновляемой энергетики в Казахстане сформирована законодательная база, направленная на поддержку использования ВИЭ. В программных документах установлены темпы развития использования солнечной и ветровой энергетики в Казахстане: к 2020 году – 3 % в общем объёме энергобаланса, к 2030 году – 10 %. При этом на сегодняшний день различными инвесторами заявлено к реализации уже более 7 ГВт установленной мощности ВИЭ. Это превышает установленные целевые показатели доли ветровых и солнечных электростанций в выработке электроэнергии. Реализация проектов ВИЭ в указанных объёмах повлечёт за собой существенное увеличение тарифов для конечных потребителей.

Стоит отметить, что в Российской Федерации развитие производства электроэнергии с использованием ВИЭ осуществляется через механизм конкурсного отбора проектов ВИЭ. Победителями отбора проектов ВИЭ становятся самые «дешёвые» (с наименьшими заявленными капитальными затратами) проекты. Представляется необходимым рассмотреть внедрение в Казахстане подобной конкурсной системы для проектов ВИЭ.

Кроме того, с ростом доли объектов ВИЭ в общей выработке электроэнергии в связи с нестабильностью их работы возникает проблема регулирования возникающих дисбалансов электрической энергии. Это означает необходимость резервирования генерации солнечных и ветровых электростанций, то есть соответствующий объем резервной мощности должен быть обеспечен на традиционных электростанциях, что предполагает значительные дополнительные затраты на содержание горячего резерва мощности.

Таким образом, главным вызовом для масштабного внедрения ВИЭ в Казахстане в условиях существующего дефицита маневренных генерирующих мощностей является обеспечение устойчивости работы энергосистемы страны. Это обусловлено следующими известными факторами, негативные последствия от которых возрастают с ростом доли ВИЭ:

— нестабильный характер работы ВИЭ;

— низкое число часов использования установленной мощности.

Руководитель управления регулирования в сфере электроэнергетики Комитета по регулированию естественных монополий и защите конкуренции Министерства национальной экономики Республики Казахстан Калила Коккозова посвятила свой доклад совершенствованию тарифной и ценовой политики в сфере тепловой и электрической энергетики. «С 1 апреля 2015 года стартовала новая тарифная политика в сфере естественных монополий, – напомнила она, – переход на долгосрочные тарифы со сроком действия 5 и более лет». 

Для привлечения займов МФО введён особый порядок регулирования субъектов естественных монополий. Это отказ от типовых технологических норм расходов сырья и материалов, прибыли на реализацию инвестиционной программы и прибыли на реализацию инвестпрограммы. Согласно новому подходу вводятся средневзвешенные фактические затраты, ставка прибыли определяется по формуле расчёта средневзвешенной стоимости капитала. Теперь 70 % прибыли идёт на реализацию инвестпрограммы, а при достижении критериев качества, надёжности и эффективности 30-ю процентами инвестор распоряжается самостоятельно. Кроме того, вводится уведомительный порядок изменения тарифов.

По проблемным вопросам электроэнергетической отрасли выступил управляющий директор по стратегии и продажам АО «Самрук-Энерго» Каныш Молдабаев.

– В 2009–2015 годы, констатировал он, – государственная политика «тариф в обмен на инвестиции» для энергопроизводящих организаций дала определённые результаты. Значительные инвестиции были направлены на реконструкцию и техническое перевооружение существующих активов. Однако проблема высокого износа генерирующего оборудования остаётся актуальной. Для устранения проблемы износа основного оборудования генерирующих предприятий и строительства новых генерирующих мощностей необходим ввод рынка электрической мощности.

Функционирование рынка мощности сопряжено с вводом балансирующего рынка электроэнергии в реальном режиме. Таким образом, одновременный ввод рынка мощности и балансирующего рынка позволит решить не только вопросы обновления мощностей, но и вопрос устранения дисбалансов фактического почасового производства и потребления электроэнергии в энергосистеме.

Одним из барьеров развития сектора когенерации является отсутствие у ТЭЦ экономически обоснованных тарифов на производство тепловой энергии. Необходимо внесение изменений в законодательство в части установления для источников когенерации справедливых тарифов, которые позволят покрывать обоснованные затраты на производство тепла и обеспечивать допустимый уровень прибыли. 

Серьёзную тему затронул Председатель Казахстанской Электроэнергетической Ассоциации Шаймерден УРАЗАЛИНОВ:

– Вопросы теплоснабжения в Казахстане,  на значительной части которого суровые климатические условия, стоят в одном ряду с вопросами жизнеобеспечения. Поэтому сектор теплоснабжения не может длительное время находиться в роли пасынка, вне сферы государственного управления.

В настоящее время из всей структуры управления теплоснабжением государство сохранило за собой функции контроля технического состояния (Госэнергонадзор), экономического регулирования этой сферы как локальной естественной монополии (тарифная политика) и установления обязательных правил, связанных с производством, передачей, распределением и потреблением тепловой энергии.

Вопросы формирования необходимой для отрасли нормативно-правовой базы, технической политики в системе централизованного теплоснабжения являются актуальными…

 Основные проблемы в теплоснабжении, требующие решения:

  •  Моральный и физический износ основного и вспомогательного оборудования на ТЭЦ, в котельных, в тепловых сетях и системах теплопотребления. Не решается актуальнейшая задача ликвидации сверхнормативных потерь тепловой энергии.
  •  Нерешённость организационно-финансовых вопросов для проведения реконструкции и модернизации отдельных составляющих систем теплоснабжения.
  •  Действующие системы теплопотребления в зданиях, присоединённые к системам централизованного теплоснабжения (СЦТ) городов, как правило, не имеют автоматики и в незначительном количестве обеспечены приборами учёта тепловой энергии и теплоносителя на тепловых пунктах.
  •  Большинство потребителей, присоединённых к СЦТ, не имеет возможности регулировать расход тепла на отопление по своему желанию.
  •  Ответственные за системы теплопотребления жилых зданий кооперативы собственников квартир (КСК), как и жители, не имеют экономических стимулов для внедрения энергосберегающих мероприятий и не способны управлять системами теплопотребления.
  •  Отсутствует обязательность разработки оптимальных планов модернизации теплоснабжения городов (схем теплоснабжения) на средне- и долгосрочную перспективу, на основе которых должно достигаться эффективное развитие городских централизованных и автономных систем теплоснабжения.
  •  В настоящее время теплоснабжающие организации не могут самостоятельно осуществить необходимое техническое перевооружение СЦТ, так как они ограничены регулируемыми тарифами на тепло, ориентированными на относительно низкую платёжеспособность основных потребителей.
  •  Объекты систем централизованного теплоснабжения разделены между владельцами различных форм собственности. В силу технологических особенностей организация централизованной системы теплоснабжения предполагает и централизованную систему управления. Наличие двух или трёх теплоснабжающих организаций в одной СЦТ не приводит к развитию рыночной конкуренции, так как субъекты единой системы теплоснабжения развивают свою деятельность в разных частях одной системы.
  •  Создание тарифных стимулов на увеличение производства только электроэнергии привело к замещению на ТЭЦ энергоэффективной выработки электроэнергии на тепловом потреблении выработкой в конденсационном режиме с перерасходом топлива.

Реформа управления теплоснабжением должна обеспечить заинтересованность всех субъектов процесса выработки, транспорта и потребления тепла в повышении надёжности, минимизации издержек и повышении энергоэффективности.

Необходимо законодательно закрепить общие принципы организации экономических отношений в теплоснабжении, а также формирование основ государственной политики в этой сфере.

Мы должны понимать, что тарифообразование для станций с комбинированным производством это особая сфера, требующая устранения перекосов в вопросах распределения затрат на производство электрической и тепловой энергии, то есть задействованных активов. Кроме того, при экономически обоснованной необходимости повышения тарифа должна присутствовать социальная составляющая в виде монетарной компенсации категории населения, нуждающейся в государственной поддержке.

Другой пример. Все мы знаем, в каком состоянии после реформ и сейчас находятся тепловые сети в большинстве регионов. При этом около 80 % тепловых сетей в Казахстане находятся в коммунальной собственности, а 20 % – в частной собственности.

На сегодня одной из задач в секторе теплоснабжения является восстановление, модернизация тепловых сетей, тепловых насосных станций, тепловых пунктов и доведением потерь до мировых стандартов. На это требуется время и большие финансовые средства. В настоящее время бюджеты всех уровней финансируют модернизацию тепловых сетей. В тоже время, теплотранзиты, получая субсидии из бюджета, в полном объёме платят налог на имущество, корпоративный подоходный налог, налог на добавленную стоимость. Где логика? Коль поставлена задача по восстановлению и модернизации тепловых сетей и их инфраструктуры, надо рассмотреть возможность освобождения от уплаты указанных налогов. Эта мера позволит в первую очередь:

— снизить темпы ежегодного роста тарифов для потребителей;

— создать условия для привлечения и финансирования замену старых сетей на новые в теплоэнергетике и в сфере водоснабжения и канализации, поскольку материалы, оборудование и новые технологии, достаточно дорогостоящие и ведут к значительному росту налога на имущество и другим отчислениям.

В конечном счёте, специальный налоговый режим для таких предприятий позволит создать условия для восстановления, обновления оборудования предприятий жизнеобеспечения.

Принятие Закона РК «О теплоснабжении» поможет уйти от ошибок, которые, как показывает практика, неизбежны при существующем рассредоточении в разных директивных документах положений. Например, Международное Энергетическое Агентство настойчиво рекомендует странам создавать законы о теплоснабжении, особенно при наличии систем централизованного теплоснабжения на базе ТЭЦ.

С учётом вышеизложенного, в целях восполнения пробела в законодательстве Казахстана по вопросам теплоснабжения необходимо инициировать от имени Министерства энергетики РК рассмотрение и принятие проекта Закона РК «О теплоснабжении». Следует отметить, что на пространстве СНГ только в Казахстане нет Закона «О теплоснабжении».

Что касается функционирования угольных станций в условиях регулирования парниковых газов. В сентябре 2013 года на проведённом Казахстанской Электроэнергетической Ассоциацией совещании, посвящённом данному вопросу, был рассмотрен разработанный Министерством окружающей среды и водных ресурсов Республики Казахстан проект Национального плана распределения квот на выбросы парниковых газов на период 2014–2015 годы и его влияние на деятельность электроэнергетической отрасли Казахстана. Участники совещания констатировали, что принятие данного Национального плана может привести к негативным последствиям для всей электроэнергетической отрасли и поставить под угрозу дальнейшее развитие экономики страны.

В декабре 2013 года, несмотря на возражения Национальной палаты предпринимателей РК, республиканских ассоциаций, объединяющих промышленные предприятия электроэнергетической, нефтегазовой, горнодобывающей отраслей, Национальный план распределения квот на выбросы парниковых газов на 2014–2015 годы (далее – Национальный план) был утверждён соответствующим постановлением Правительства РК.

В настоящий момент основная доля электрической и тепловой энергии страны производится на угольных станциях, и в обозримой перспективе угольные станции продолжат играть важную роль в электроэнергетике Казахстана. Согласно Концепции перехода к «зелёной» экономике Республики Казахстан к «зелёной» экономике»), доля возобновляемых источников энергии к 2020 году составит только 3 %. При этом, существующие технологии ветровой и солнечной энергетики не позволяют их функционирование без наличия системы резервирования энергоснабжения от традиционных источников энергии. Отсутствие газовой инфраструктуры и высокая стоимость газа препятствует переходу электроэнергетики страны на природный газ в ближайшие годы. Ограниченность водных ресурсов означает небольшие перспективы роста гидроэнергетики. Следовательно, растущие потребности экономики Казахстана в тепловой и электрической энергии в среднесрочной перспективе могут быть покрыты только за счет дальнейшего развития угольных станций, что означает объективное увеличение объёмов сжигаемого угля и выбросов парниковых газов.

В то же время, без учёта особенности функционирования и развития электроэнергетической отрасли Казахстана, Министерство окружающей среды и водных ресурсов Республики Казахстан подготовило Национальный план, направленный на сокращение объёмов выбросов парниковых газов с достижением к 2020 году 7 % снижения объёмов выбросов от уровня выбросов 2010–2011 годов. При этом Национальный план абсолютно не учитывает следующие объективные факторы развития электроэнергетической отрасли страны:

— 86 % выбросов парниковых газов в Казахстане приходится на станции, работающие на угле;

— более 80 % производства электрической и тепловой энергии в Казахстане осуществляется на станциях, использующих в качестве топлива уголь и мазут;

— в последние годы рост экономики Казахстана привёл к ежегодному увеличению потребления электроэнергии на 4–5 %;

— согласно оценкам Министерства экономики и бюджетного планирования РК реальный рост экономики Казахстана в 2014–2018 годах составит 6–7,1 %;  

— по прогнозу Министерства индустрии и новых технологий РК производство электроэнергии к 2030 году вырастет до 145–150 млрд кВт·ч (по сравнению с 91 млрд кВт·ч в 2012 году);

— теплоснабжение всех городов и крупных населённых пунктов страны осуществляется на основе централизованной системы теплоснабжения и предполагается дальнейшее развитие системы централизованного отопления;

— развитие государственных программ ФИИР и «Доступное жилье – 2020» предполагает значительное увеличение объёмов потребления тепловой и электрической энергии в ближайшие годы.

Принятый Национальный план создаст кризисную ситуацию во всей электроэнергетической отрасли страны, так как выделяемые объёмы квот для электроэнергетической отрасли значительно меньше требуемых для нормального функционирования данной отрасли. Механизм распределения квот в Национальном плане основан на историческом принципе и базируется на фактических объёмах выбросов 2010–2011 годов с коэффициентами ежегодного снижения на 0 % в 2014 году и на –1,5 % в 2015 году. При этом не учитываются фактический и прогнозируемый рост производства электроэнергии до 2030 года. Достижение такого уровня сокращения объёма выбросов парниковых газов возможно в том случае, если предприятия энергетической отрасли Казахстана будут ограничивать свою деятельность, отказывая в поставке новым потребителям и сокращая объёмы производства в последующие годы. Это касается и вновь введённых производств, так как методика распределения квот не учитывает уровень эффективности субъекта регулирования.  

Несмотря на то что Национальным планом предусматривается создание резерва объёма квот на 2014 и 2015 годы, рассчитывать на гарантированное выделение недостающих объёмов квот из резерва у станций нет оснований, так как, согласно пункту 4 статьи 94-5 Экологического кодекса, резерв объёма квот национального плана предназначен лишь для его распределения в случае введения в эксплуатацию новых установок в приоритетных секторах экономики и передаётся в управление подведомственной организации уполномоченного органа для продажи на условиях опциона. При этом планируемое увеличение объёмов производства, не связанное с изменениями конструкционных характеристик установки источника выбросов парниковых газов и вводом в эксплуатацию новых источников выбросов, на сегодняшний день законодательством не рассматривается как основание для выделения дополнительных квот из резерва Национального плана.

Пунктом 7 статьи 94-2 Экологического кодекса определено, что в случае превышения установленного объёма квот природопользователь вправе компенсировать свои обязательства по сокращению выбросов парниковых газов единицами квот, приобретёнными у другого природопользователя, имеющего резерв. Однако, учитывая прогнозируемый рост потребления электроэнергии, затраты на приобретение недостающего объёма квот даже при самой минимально приемлемой прогнозируемой их рыночной стоимости могут исчисляться миллиардами тенге. При невозможности покупки станцией недостающих квот последуют многомиллиардные штрафные санкции. При этом, энергопроизводящие организации не в состоянии конкурировать на торгах по продаже квот с предприятиями из других секторов экономики из-за отсутствия соответствующих средств в тарифе. Так как значительная часть предприятий энергетики являются субъектами естественных монополий в области производства тепловой энергии, приобретение энергопроизводящими организациями недостающих объёмов квот на платной основе неизбежно приведёт к увеличению и без того высоких тарифов на тепловую и электрическую энергию. Это также потребует предоставления дополнительных дотаций из бюджета для социально незащищённых слоёв населения.

Принятый Национальный план приведёт к значительному сокращению объёмов производства в электроэнергетической отрасли, что прямо отразится на снижении объёмов добычи в угольной промышленности и железнодорожных перевозок. Существенно это повлияет на динамику роста всей промышленности, так как электроэнергетика Казахстана не сможет в полной мере обеспечить растущие потребности новых производств в электрической и тепловой энергии и, более того, будет вынуждена сокращать объёмы поставок в адрес своим действующим потребителям. В таких условиях реализация проектов в рамках государственных программ ФИИР и «Доступное жилье – 2020» будут сорваны только из-за искусственного ограничения Национальным планом объёма производства энергетической отрасли Казахстана. Рост стоимости электроэнергии и тепла прямо отразится на конкурентоспособности отечественного бизнеса и увеличит социальное напряжение в регионах. Фактически данный Национальный план вводит «налог на экономическое развитие» Казахстана и ставит под угрозу дальнейший рост экономики страны. Учитывая то, что энергопроизводящие предприятия Казахстана являются социально значимыми объектами, которые обязаны обеспечивать жизнедеятельность городов и крупных населённых пунктов, снабжая тепловой и электрической энергией население и промышленность, к вопросам сокращения выбросов парниковых газов при постоянно растущей потребности экономики Казахстана в тепловой и электрической энергии надо относиться достаточно взвешенно и комплексно. Необходимо проведение тщательного экономического анализа влияния Национального плана на дальнейшее развитие экономики страны и конкурентоспособность отечественного бизнеса. При этом следует учесть, что в мировой практике на сегодняшний день отсутствуют технологии и установки, внедрение которых позволило бы сокращать выбросы парниковых газов при сжигании угля. Единственной альтернативой углю угольных станций является газовое топливо. Однако газификация северных, центральных и восточных регионов страны планируется только после 2030 года. Учитывая сложившуюся ситуацию, требуется конструктивное рассмотрение Национального плана с участием всех заинтересованных государственных органов и представителей бизнес-сектора с целью выработки оптимального решения по вопросам регулирования выбросов парниковых газов без ущерба развитию электроэнергетической отрасли и экономики страны.

В 2015 году КЭА подготовила и внесла в рабочую группу Мажилиса Парламента РК предложения в проект Закона «О внесении изменений и дополнений в некоторые законодательные акты РК по вопросам экологии» об отсрочки ввода в действие Национального плана распределения квот и торговли квотами до 2018 г. Предложения были поддержаны депутатами Парламента и Правительством Республики Казахстан.

О проблемах проектных институтов в области энергетики рассказал президент Казахстанского Научно-Исследовательского и Проектно-Изыскательского Института Топливно-Энергетических Систем Энергия Александр ТРОФИМОВ.

– В настоящее время институт имеет 100-процентное казахстанское содержание. – подтвердил Александр Степанович. – Деятельность института осуществляется в тесном сотрудничестве и взаимодействии со строительными, эксплуатационными организациями, заводами – изготовителями электротехнического оборудования.

Коллектив института полон оптимизма и веры в успех, ибо нет альтернативы необходимому восстановлению, модернизации и наращиванию потенциала электроэнергетики страны на базе оборудования и материалов, произведённых в нашей стране.

Одновременно предлагаем Вашему вниманию ряд общих проблем в энергетической отрасли РК, которые требуют решения в предстоящий период до 2020 года.

  1. Сегодня после преодоления сложных барьеров введено несколько энергетических объектов с использованием нетрадиционных источников энергии. Это первая в РК промышленная ветряная электростанция Курдайская в Жамбылской области мощностью 21 МВт. Первые четыре агрегата были с импортированы и введены в эксплуатацию 21 октября 2013 г., а остальные 7 и 10 агрегатов соответственно в 2014 и 2015 гг. Кроме того, ТОО «Vista International» в 2015 и 2016 гг. установила дополнительно ещё два агрегата мощностью по 1,35 МВт и 17 агрегатов мощностью 1,6 МВт. Таким образом, суммарная мощность Курдайского ветропарка составила 50,9 МВт. Дополнительная мощность ВЭС будет введена в эксплуатацию в декабре 2016 года, к 25-летию РК. Введённая в эксплуатацию в 2014 году повышающая подстанция 10/110 кВ обеспечивает выдачу дополнительной мощности ВЭС.

Введена в эксплуатацию Ерментауская ВЭС мощностью 40 МВт на севере Казахстана, а на юге Казахстана введена в эксплуатацию солнечная электростанция БурноеСолар1 мощностью 50 МВт, проект который был разработан институтом АО «КазНИПИИТЭС Энергия».

Анализ работы указанных энергоисточников подтвердил их эффективность, и они нормально вписались в режимный график энергосистемы Республики Казахстан.

Институт поддерживает предложения Минэнерго РК, представленные в докладе «Вопросы развития ВИЭ» и предлагает формировать выполнение программы ЭКСПО-2017 с намеченными показателями.

  1. На государственном уровне необходимо решить вопросы модернизации и развития распределительных электрических сетей 220 кВ и ниже, износ которых доходит до 70 %.
  2. АО КазНИПИИТЭС Энергия с 1962 года занимается комплексным проектированием Единой электроэнергетической системы Республики Казахстан, в том числе разработкой схем развития электрических сетей городов, районов и областей на перспективу 5–10–15 лет. В новых условиях хозяйствования Схема – это реальный и высокоэффективный инструмент реализации единой государственной технической политики в сфере проектирования и строительства объектов электроснабжения территорий Республики, в том числе локальных источников генерации с использованием возобновляемых источников энергии.

Финансирование разработки областных Схем развития необходимо осуществлять за счёт бюджетных средств, для чего нужно принять в установленном порядке соответствующие правительственные решения.

Институт предлагает свои услуги по разработке Схем развития электрических сетей напряжением 220 кВ и ниже по областям или регионам РК, в составе которых будут определены перспектива развития и объёмы нового электросетевого строительства, модернизации и реконструкции существующих сетей. Данные работы также актуальны в свете реализации программы «План нации 100 конкретных шагов», в рамках которой предусматривается укрупнение региональных электросетевых компаний.

Необходимо определить на уровне Минэнерго РК Заказчиков Схем развития, периодичность разработки которых должна составлять раз в 5 лет с последующей корректировкой раз в 3 года. Работа на перспективу является одной из важнейших задач планирования экономики государства.

  1. Отсутствие в структуре Минэнерго РК Главного технического управления, обеспечивающего выработку и мониторинг единой технической политики, нормативной базы и руководящих указаний, создало методологический вакуум в вопросах оптимизации электроэнергетики. Эти вопросы делегированы различным низовым структурам. Кроме того, назрела необходимость создания Технического Совета. Это всё организационные вопросы, которые могут быть решены без больших затрат.
  2. Для снижения затрат и внедрения новых технических решений необходимо начать разрабатывать типовые проекты закрытых и подземных подстанций напряжением 220, 110 и 35 кВ с учётом требований застройки городов и промышленных объектов.
  3. Не рассмотрены вопросы систем напряжений электрических сетей, что может привести к снижению эффективности распределения электрических нагрузок. Этот вопрос следует рассматривать и с учётом способов модернизации электрических сетей.
  4. В институте создано конструкторское бюро с численностью 65 специалистов. Бюро приступило к разработке конструкторской документации силовых трансформаторов и реакторов напряжением 110, 220 кВ, выпуск которых намечается на Шымкентском трансформаторном заводе, ввод в эксплуатацию которого намечен на 2018 год. Рабочий проект завода разрабатывает АО «КазНИПИИТЭС «Энергия».
  5. Ежегодно Комитет науки Министерства образования и науки РК проводит конкурс по Программе грантов на коммерциализации научно-исследовательских разработок – Стимулирование продуктивных инноваций. Заявка нашего института не прошла во втором этапе. Тем не менее, актуальность реализации нашей заявки «Управляемые шунтирующие реакторы на напряжение 110 кВ» не вызывает сомнений. Тем более, что Кентауский трансформаторный завод готов сделать предложенный шунтирующий реактор 110 кВ в 2018 году. Мы не просим лоббировать наше предложение, но считаем, что энергетическое сообщество РК, и в первую очередь МинЭнерго РК, должны быть в составе конкурсных комиссий.

Генеральный директор Союза инженеров-энергетиков Республики Казахстан Марат ДУЛКАИРОВ несколько оживил зал, выразив своё несогласие с некоторыми выступающими. Он подтвердил слова Вице-министра и Председателя правления АО «KEGOC» о том, что в Казахстане сложился профицит генерирующих мощностей, но о том, что можно успокоиться и больше не вводить в ближайшее время дополнительные базовые мощности, был явно против. В перерыве его окружили журналисты, желающие подробнее узнать о его мнении. На что он сказал:

– Сегодня в докладах я постоянно слышал про профицит генерирующих мощностей. Мол у нас мощностей достаточно, выработка превышает потребление. Да, я согласен, что потребление оставляет желать лучшего, что мы имеем запас по мощности, но профицит у нас только в одной области – где расположены две станции в Экибастузе и Аксуйская ГРЭС, которые работают на дешёвом экибастузском угле. Я бы согласился с избытком мощностей, если бы были линии 500 кВ ко всем регионам. Но, к сожалению, у нас генерации полно, а передать мощность в полной мере в другие регионы нет возможности. Поэтому необходима Южно-Казахстанская ГРЭС. Она ещё нужно и по другим причинам. Дело в том, что для устойчивости работы энергосистемы при наших расстояниях (1000 км и более) нам нужна подпитка, т. е. генерация в точках, куда распределена электроэнергия. Лучше иметь генерацию на месте, тогда будут снижаться потери, повысится надёжность электроснабжения. Думаю, что в каждом регионе нужно иметь хотя бы по одной базовой электростанции. Такой станцией у нас смотрится Южно-Казахстанская ГРЭС.

Проект строительства Южно-Казахстанской ГРЭС мощностью 4000 МВт на экибастузском угле был подготовлен ещё в 70-е годы прошлого столетия. Сооружение этой ГРЭС с жилым посёлком Улькен было начато на юго-западном берегу озера Балхаш, но в связи со спадом промышленного производства, снижением электропотребления строительство ГРЭС было остановлено. Сейчас было бы достаточно, чтобы в базе работали хотя бы 2 блока по 660 МВт.

Кроме того, у нас недостаток маневренных электростанций, что является сдерживающим фактором для внедрения возобновляемых источников энергии. Сегодня мы работаем в параллель с Россией и, поскольку их автоматика поддерживает частоту и мощность, за все излишние перетоки нам приходится платить.

Я также не согласен с Николаем Радостовцем, который считает, что у нас профицит и рынка мощности нам не нужно. Мне непонятно также, что, распределяя квоты на поставку электроэнергии южным областям Казахстана, КЕГОК тоже говорит о профиците. 

 

Резолюция энергетического форума 
«Электроэнергетика Казахстана –
 
состояние и перспективы устойчивого развития» 

10 ноября 2016 года в городе Астана Казахстанская Электроэнергетическая Ассоциация (КЭА) провела Энергетический форум на тему: «Электроэнергетика Казахстана – состояние и перспективы устойчивого развития».

Участники форума с удовлетворением отметили достигнутые результаты модернизации и реконструкции действующих генерирующих мощностей, выполнение в рамках действия предельных тарифов. С учётом данного положительного от утверждены сроком на пять лет тарифы для региональных электросетевых компаний.

В настоящее время в силу внешних и внутренних факторов, в том числе экономической ситуации, в электроэнергетической отрасли намечается профицит выработки электрической энергии, и в связи с этим есть опасения по поводу принятия возможных решений по сворачиванию планов по обновлению существующих строительству новых энергообъектов. В силу инерционности электроэнергетической отрасли её развитие необходимо всегда рассматривать в долгосрочной перспективе, что требует взвешенного подхода при разработке и реализации комплекса законодательного, программного и практического характера, направленных на изменение отношения к энергоресурсам в обществе, перестройку экономики акцентом на энергоэффективные отрасли и сектора, фактическое обновление существующих производств с устаревшими технологиями и оборудованием.

В целях дальнейшего эффективного развития электроэнергетической отрасли угольной промышленности; совершенствования системы регулирования парниковых газов; вовлечения в баланс возобновляемых источников энергии; оптимизация структуры рынка электроэнергии; повышения инвестиционной привлекательное отрасли; стимулирования энергосберегающих технологий и рационально использования энергоресурсов, участники форума рекомендуют:

Министерству энергетики Республики Казахстан:

1. Консолидировать усилия государства, частного сектора и научно-инженерного корпуса на решение проблемы модернизации электроэнергетики. Восстановление и обновление изношенных основных производственных фондов электроэнергетических предприятий – это долговременная задача, которая требует колоссальных инвестиционных ресурсов с длительным сроком окупаемости. Реализовать намеченные планы только за счёт собственных средств предприятий и повышения тарифов на электроэнергию нереально. Поэтому необходимо искать дополнительны формы финансирования энергетической отрасли, такие как, например, привлечение инвестиций в развитие электроэнергетики за счёт выпуска ликвидных ценных бумаг, размещения их на фондовом рынке внутри страны, привлечение инвестиционных средств государства (целесообразна разработка Государственной программы поддержки энергетического комплекса, в предприятиях с частной формой собственности – через партнёрство), привлечение средств энергоёмких потребителей т. д. При этом будет необходимо обеспечить надлежащий контроль за выполнением принятых обязательств по вложению инвестиций на модернизацию, техническое перевооружение электротехнического оборудования электрических и тепловых станций и сетей собственниками.

2. Обеспечить разработку модели рынка электрической энергии и мощности с привлечением всех заинтересованных сторон.

3. Пересмотреть Экологический кодекс Республики Казахстан в части выработки стимулирующих мер по проведению природоохранных мероприятий для улучшения состояния охраны окружающей среды, в том числе по вторичному использованию золошлаковых отходов.

4. Принимая во внимание, что действие Парижского соглашения по изменению климата наступает с 2020 гола, продлить приостановку действия норм главы 9-1 по регулированию парниковых газов и системы торговли квотами парниковых газов в отношении электростанций до 1 января 2020 года в связи с отсутствием альтернативы угольной генерации. В этот период обеспечить проведение тщательного экономического анализа влияния регулирования выбросов парниковых газов на дальнейшее развитие экономики страны и конкурентоспособность отечественного бизнеса.

5. Обеспечить завершение разработки и утверждения Закона РК «О теплоснабжении» для законодательного урегулирования отношений, связанных с теплоснабжением и тепловыми сетями, структурой и функционированием рынка тепла, определением места и роли станций с комбинированным режимом работы.

6. Предусмотреть в 2017–2018 годах финансирование разработки технико¬-экономического исследования состояния действующих систем централизованного теплоснабжения городов Республики Казахстан, включая ТЭЦ, котельные и тепловые сети.

7. С целью принятия правильных решений по действующим региональным ТЭЦ обеспечить своевременную разработку схем теплоснабжения городов с перспективой на 10–15 лет. Это позволит планировать объёмы реконструкции действующих станций, строительство замещающих мощностей или новых ТЭЦ.

Также необходимо в обязательном порядке один раз в 5 лет выполнять областные Схемы развития электрических сетей и один раз в 3 года их корректировку. Схема – это определяющий документ по развитию и реконструкции электросетей для обеспечения надёжного электроснабжения всех потребителей данной территории. В этих работах рассматриваются и вопросы децентрализованного электроснабжения с учётом удалённого размещения потребителей от подстанций электросетевых районов.

8. Обеспечить законодательное регламентирование отвода земель для воздушных линий электропередачи, тепловых сетей в Земельном кодексе Республики Казахстан.

9. Урегулировать вопросы по оформлению региональными электросетевыми компаниями правоустанавливающих документов на земельные участки под линиями электропередачи, в том числе на земли общего пользования и те, которые уже находятся в собственности третьих лиц; по нарушению охранных зон электрических сетей в черте городов; по бесхозным электрическим сетям.

10. Урегулировать вопросы по восстановлению платы за присоединение дополнительных мощностей.

11. Разработать методику расчёта платы за реактивную мощность и механизм, обязывающий субъекты рынка устанавливать компенсирующие устройства для снижения потерь активной мощности.

12. Для обеспечения устойчивого развития электроэнергетической отрасли с динамически развивающимся сектором ВИЭ необходимо обеспечить:

1) разработку комплексного плана развития ВИЭ с тесной увязкой с планами развития энергетического комплекса страны;

2) внедрение системы аукционов для проектов ВИЭ с целью стимулирования снижения стоимости ВИЭ;

3) государственное регулирование проектов ВИЭ.

13 Обеспечить проведение аккредитации проектных институтов, которые должны обеспечивать выполнение основных объёмов проектно-изыскательских работ в части электроэнергетики.

14. Оказать поддержку на законодательном и организационном уровнях развитию предприятий по производству электроэнергетического оборудования, электротехнической продукции, специализированных строительно-монтажных организаций и проектных организаций. Усилить и расширить меры поддержки отечественных производителей со стороны государства.

Комитету по регулированию естественных монополий и защите конкуренции 
Министерства национальной экономики Республики Казахстан:

Рассмотреть вопросы повышения эффективности тарифной политики для энергетических предприятий – субъектов естественной монополии:

  1. Разработать новые подходы по внедрению стимулирующего метода тарифообразования в сфере электро- и теплоэнергетики, а также механизмы поддержки социальных слоёв населения при внедрении предельных тарифов на услуги объектов естественных монополий в сфере электро- и теплоэнергетики.
  2. Законодательно закрепить общие принципы организации экономических отношений в теплоснабжении, а также формирование основ государственной политики в этой сфере.

Необходимо понимать, что тарифообразование для станций с комбинированным производством это особая сфера, требующая устранения перекосов в вопросах распределения затрат на производство электрической и тепловой энергии, то есть задействованных активов. Одной из актуальных задач в секторе теплоснабжения является восстановление, модернизация тепловых сетей, тепловых насосных станций, тепловых пунктов и доведением потерь до мировых стандартов. На это требуется время и большие финансовые средства. При этом около 80% тепловых сетей в Казахстане находятся в коммунальной собственности, а 20% в частной собственности. В настоящее время бюджеты всех уровней финансируют модернизацию тепловых сетей. В тоже время, теплотранзиты, получая субсидии из бюджета, в полном объеме платят налог на имущество, корпоративный подоходный налог, налог на добавленную стоимость. Поскольку стоит задача по восстановлению и модернизации тепловых сетей и их инфраструктуры, необходимо рассмотреть возможность освобождения от уплаты указанных налогов. Эта мера позволит в первую очередь снизить темпы ежегодного роста тарифов для потребителей и создать условия для привлечения и финансирования замены старых сетей на новые в теплоэнергетике и в сфере водоснабжения и канализации, поскольку материалы, оборудование и новые технологии, достаточно дорогостоящие и ведут к значительному росту налога на имущество и другим отчислениям.

В конечном счёте, специальный налоговый режим для таких предприятий позволит создать условия для восстановления, обновления оборудования предприятий жизнеобеспечения.

  1. Внести соответствующие изменения и дополнения в нормативные правовые акты для обеспечения необходимого уровня оплаты труда работникам отрасли. При расчёте тарифа затраты на оплату труда определять исходя из нормативной численности персонала и размера среднемесячной заработной платы на промышленных предприятиях РК согласно статистических данных, а не из размера заработной платы, утверждённой в предыдущем тарифе, как это делается в настоящее время;
  2. Увеличить инвестиционную составляющую в тарифе путем включения в тарифную смету амортизационных отчислений после переоценки основных средств, а также гарантировать включение нормы прибыли в тариф, а также совершенствовать процесс утверждения инвестиционной программы.
  3. Учитывать в тарифных сметах реальный рост цен на сырье, материалы, ГСМ, который зачастую превышает заданный уровень инфляции.
  4. Включить в тарифную смету затраты, необходимые на устранение несоответствий по предписаниям государственных органов.

 

От имени и по поручению участников Энергетического форума Председатель Совета директоров Казахстанской Электроэнергетической Ассоциации

Ж. Кушербаев.

 

 

 

 

С 21 по 23 сентября 2016 года в г. Алматы состоялся XII Форум главных энергетиков предприятий Республики Казахстан. Заседания проходили в Зале учёного совета Алматинского университета энергетики и связи. А в третий день участники посетили Алматинскую ТЭЦ-2, где накануне был запущен в работу 8-й котёл.

 

Форум открыл проректор по науке и международным отношениям Алматинского университета энергетики и связи Вячеслав Стояк. Вячеслав Владимирович поблагодарил собравшихся за участие в форуме, вкратце рассказал об университете и его достижениях в области научных изысканий и пожелал плодотворной работе этого мероприятия.

Генеральный директор Союза инженеров-энергетиков республики Казахстан Марат Дулкаиров поблагодарил гостей южной столицы республики за то, что откликнулись на приглашение принять участие в нынешнем форуме, а их уже целая дюжина, пожелал участникам использовать эту площадку для того, чтобы вынести на суд энергетической общественности все наболевшие проблемы, обменяться опытом, а на обратной дороге проанализировать пребывание с тем, чтобы оно пошло на пользу предприятиям, которые они представляют. К сожалению, руководство Министерства энергетики Казахстана не смогло принять участие в этом мероприятии в связи с пертурбацией в правительстве республики.

 Руководитель исполнительной дирекции Союза рассказал о некоторых изменениях, произошедших за последнее время в энергетической отрасли, достижениях энергетических предприятий.

– Во-первых, наш уважаемый член-корреспондент Национальной инженерной академии, заслуженный энергетик Казахской ССР и СНГ Александр Степанович Трофимов, более 30 лет возглавлявший один из ведущих проектных институтов – Казсельэнергопроект, стал президентом КазНИИПИ ТЭС «Энергия».

 По генерации. На Карагандинской ТЭЦ-3 введена в строй турбина 110 МВт. В Усть-Каменогорской ТЭЦ к концу года ожидается ввод 120-мегаватной машины. Что качается высоковольтной линии электропередачи, которая должна быть запущена к концу 2018 года, то ЛЭП 500 кВ – очень нужная энергетическая артерия, соединяющая энергетический центр Казахстана – Павлодарскую область с Усть-Каменогорск через Семипалатинск. А далее через подстанцию 500 кВ с точкой присоединения Шульбинской ГЭС в сторону Актогая, затем до Талдыкоргана и подстанции 500 кВ «Алма» близ Алматы. Это третья ветка, которая южному региону нужна как воздух, поскольку г. Алматы, Алматинская, Жамбылская и Южно-Казахстанская, Кызылординская области работают в дефиците электрической мощности. Ввод этой линии позволит получать дополнительно 500 МВт недостающей мощности. И мне непонятно, почему Николай Радостовец говорит о профиците. Да, в общем по Казахстану есть избыток установленной и подключённой мощностей, но юг республики испытывает её недостаток. То, что на Мойнаке запустили две машины по 150 МВт, конечно, немного помогло, но до конца проблемы не решило.

Но есть негатив. Я на прошлом семинаре говорил, что мы ожидаем начало строительства Балхашской тепловой электростанции (два блока по 660 МВт). Это сверхнужная станция. Ещё в 90-х годах должен был построен «третий Экибастуз» – Южно-Казахстанская ГРЭС (8 блоков по 500 МВт, которая должна была давать 4 гигаватта мощности. В отличие от Жамбылской ГРЭС она должно была работать на дешёвом угле, которого в Казахстане в избытке. Уже был построен посёлок, подведена вода и прочее. Но после распада Советского Союза всё рухнуло.

Линия Север – Юг протяжённость около 1500 км. По ней проходит до 1400 МВт. Вот здесь присутствуют представители от проектировщиков, диспетчерского управления, которые знают о таких понятиях, как статическая и динамическая устойчивость. Так вот по этим показателям на конце такой длинной, сильно загруженной линии обязательно должна быть генерация. Это первый фактор, по которому в этом районе должна быть дополнительная электростанция. И второе. Юг Казахстана остродефицитный регион. К сожалению, строительство электростанции затягивается, поскольку южнокорейские партнёры требуют государственные гарантии в том, что в случае, если Казахстан не выкупит заложенную в проекте электроэнергию, т. е. Минфин должен будет компенсировать эти убытки. Думаю, в ближайшее время стороны достигнут консенсуса.

 Угольные электростанции в Казахстане в ближайшее время не исчезнут, поскольку у нас угля хватит ещё как минимум на 300 лет. Только нужно заниматься экологическими проблемами, используя новые технологии переработки угля и очистки выбросов.

 Что касается возобновляемых источников энергии, то ими всё равно придётся заниматься, и мы занимаемся. По информации департамента по возобновляемым источникам электроэнергии на сегодняшний день уже введено 48 объектов на установленную мощность 252 МВт. Потенциал зелёной энергетики нашей республики огромен. Если использовать только энергию ветра, то можно получать в год 940 млрд киловатт-часов.

Сегодня Казахстан потребляет всего 90 млрд кВт/час в год. Если использовать все горные речки, то можно получить ещё 64 млрд кВт/час в год, а солнечную энергию на юге страны можно использовать треть года. Поэтому в этом вопросе нам не нужно отставать от всего мира.

Это направление принято нашим государством и, вы знаете, на слуху у всех выставка «Экспо 2017», которая начинается уже в мае следующего года. Создан научно-технический совет из видных учёных, специалистов в области альтернативной энергетики.

Продолжая затронутую тематику, представитель АО «KEGOC» Нуржан ИСЕНОВ рассказал об исследовании влияния ВИЭ при существующих возможностях Единой Энергосистемы Казахстана. В частности он коснулся создания интеллектуальной системы (Smart grid) Единой энергетической системы Казахстана.

– Это долгосрочная непростая задача. Основная задача этой интеллектуальной системы – управление потребителями электроэнергии, что позволит оптимизировать режимы. Если понимать несколько шире, то Smart grid – это и генерация, и национальная электрическая сеть, и региональные электросетевые компании, и электроснабжающие организации, и сами потребители. Частью Smart grid могут стать и электромобили. Остаётся только протянуть сети от источников нулевой последовательности, и вы получаете гарантированную защиту сетей. Это должна быть система, которая адаптируется к возмущающим воздействиям, происходящим в энергосистеме и принимать соответствующие меры. Чтобы такая система могла существовать, необходимо насытить её управляемыми элементами, как силовыми, так и системами управления. Такие системы уже кое-где внедрены, например, управляемый шунтирующий реактор. Система позволяет плавно регулировать потребляемую реактивную энергию в автоматическом режиме.

Для нормальной интеграции возобновляемых источников энергии в энергосистему нужны накопители электроэнергии. Ведь ВИЭ вырабатывают электроэнергию не всегда и неравномерно. Всё зависит от солнечной активности и силы ветра.

Сегодня аккумулирующие системы дорогие, и тем, кто их внедряет, невыгодно комплектовать ими ветро- и солнечные установки. Пока они особенно не влияют на работу энергосистемы. Но с увеличением ветровых и солнечных электростанций эта проблема будет нарастать. В среднесрочной перспективе аккумуляторные устройства будут дешеветь, и возможно их применение для регулирования баланса мощности в энергосистеме. Специфика энергосистемы Казахстана такова, что основная доля генерации приходится на угольные станции. В результате этого мы имеем проблемы с обеспечением баланса суточного графика. У нас маленький запас манёвренных мощностей. Поэтому регулирующим элементом является российская энергосистема, что системному оператору (КЕГОК) экономически невыгодно. В этом плане внедрение накопителей электроэнергии должно смягчить эту ситуацию. Накопители были бы нужны даже без учёта внедрения ВИЭ. Сейчас уже есть накопители по 100 и более МВт, которые позволяют в этом диапазоне регулировать баланс мощностей.

Вы знаете, что было приостановлено согласование Технических условий на подключение ВИЭ. Сейчас, после утверждения соответствующих нормативных документов, внесения изменения к Закону Республики Казахстан «О поддержке возобновляемых источников энергии», принятию Правил формирования и размещения ВИЭ, КЕГОК в установленном порядке согласовывает Схемы выдачи мощности и Технические условия. Тем не менее мы боимся подключения больших мощностей ВИЭ из-за их небаланса.

О перспективах развития электроэнергетической отрасли Республики Казахстан рассказал представитель Центра развития энергетики АО «КазНИИ Энергетики» им. Ш.Ч. Чокина Валерий Тюгай. Но перед этим Марат Дулкаиров задал вопрос: «Сегодня Западный Казахстан работает в параллель со средней Волгой. Когда этот регион уйдёт от российской зависимости, когда будет связь с центральным Казахстаном?»

Заместитель председателя правления АО «КазНИИ энергетики им. Академика Ш. Чокина» Раиса ЛИГАЙ ответила таким образом:

– Недавно мы сделали технико-экономическое обоснование по объединению Западного Казахстана с Единой энергетической системой. Согласно проекту должна быть линия 500 кВ. У нас будет целое выступление, связанное с этим вопросом. Но вернёмся к истории. Сейчас существуют 3 станции. В своё время эти станции обосновывались надёжностью энергоснабжения. Поэтому получается так, что линии 220 кВ от Мангистауского узла, которые есть, сейчас не загружены. А нет перетоков, нет и экономики. А в принципе этот узел имеет достаточную сетевую связь. Просто станции устаревают, идёт процесс модернизации, реконструкции.

Другое дело, существуют экономические и технические вопросы, связанные в целом с развитием энергетики. Введены предельные тарифы, и сейчас стоит вопрос об их продлении. Это вообще наша стратегия развития электроэнергетики. И этот вопрос должен быть увязан и экономически, и технически. С введением предельных тарифов многие станции возобновили свои мощности.

Будут ли дальше продлевать предельные тариф, и будут ли восстанавливать станции, это вопрос. 

Вот все говорят, профицит, профицит. Да, в целом по Казахстану есть избыточные установленная и располагаемая мощности, но потребление по географическому расположению неравномерно. У нас ещё есть особенность по структуре. Когда мы говорим об одном гигаватте избыточной мощности в Западном Казахстане, за счёт того, что нефтегазовый сектор работает на самобаланс, это не значит, что избыточность есть во всех регионах. У них есть эта мощность, они могут работать, но они это юридически не оформили. Конечно, это большая проблема Системного оператора. Но ставить вопрос: да, надо объединять, мы видим большой экономический эффект от объединения Западного Казахстана с ЕЭС, сейчас вряд ли стоит. Нужно посмотреть, имеется ли такая возможность. Эта мощность в частных руках и для того, чтобы заставить частника выдавать мощность в единую сеть – нужна большая политическая воля.

Хотелось бы также отметить, что я работала в институте «Энергия», где традиционно занималась развитием казахстанской энергетики, но после того как туда пришла продуктовая команда АВВ, мы (группа людей, которая занималась этими проблемами) были вынуждены покинуть этот институт и перейти в КазНИИ энергетики. 

Сейчас у нас здесь работают Центр энергосбережения и энергоэффективности и Центр развития энергетики, которым руководит Тегай Валерий Геннадьевич. Поэтому он продолжит свой доклад.

– Основные цели и задачи в части использования возобновляемых источников энергии были отражены в ряде программных документов. Один из наиболее известных – это Концепция по переходу Республики Казахстан по переходу к «зелёной экономики», которая была утверждена Указом Президента. Там, в частности, были озвучены целевые показатели о внедрении ВИЭ не менее 3 % от максимальной генерации в Казахстане на уровне 2020 года и не менее 10 % (это касается только ветровых и солнечных электростанций) на уровне 2030 года. В связи с этим нами были исследованы вопросы интеграции возобновляемых источников электроэнергии в энергосистему, чтобы определить, насколько это безопасно и экономично, какую электроэнергию принять в существующую инфраструктуру (сетевую и станционную).

Сопоставляя пиковую часть нагрузки и возможности по регулированию электрических станций, нами был сделан вывод о том, сколько у нас всего имеется генерации на существующих электростанциях и о её достаточности. Так, в часы ночного провала генерация не снижается, т. е. она в течение суток работает по одному графику. И мы ночью выдаём избыточную мощность в энергосистему (в основном, Российскую Федерацию). А днём – недостающую электроэнергию получаем от северных соседей. За эту услугу по балансированию (по приёму избыточной электроэнергии и её возврату в часы пик) с нас берут достаточно серьёзные деньги. В западной зоне объёмы покрываются за счёт энергосистемы средней Волги. 

Также был произведён анализ так называемых манёвренных электростанций.  В основном это Бухтарма, Усть-Каменогорск, Шульба, Капчагайская, Мойнакская ГЭС и Жамбылская ГРЭС. Они участвуют в регулировании графика нагрузки, но это, оказывается, недостаточно. Дефицит манёвренной мощности по факту с учётом ограничений (технического, организационного, правового характера) составляет: в пиковые часы – 0,9 ГВт, в Западной зоне порядка 100 МВт. Это прогнозные данные сейчас, возможно, не актуальны, поэтому по заказу КЕГОКа мы обновляем прогнозный баланс. 

Существует план по внедрению возобновляемых источников электроэнергии. Он утверждён Постановлением Правительства РК. Согласно плану заявлено около 3 ГВт мощности от возобновляемых источников. Из них: ветровые станции – 1,8 ГВт, солнеч-ные – 700 МВт и малые ГЭС – 540 МВт. Существует также Перечень Минэнерго. Объек-ты, которые туда попадают, имеют право на заключение долгосрочного договора на по-купку электроэнергии. Сегодня уже существует 48 объектов суммарной мощностью 250 МВт, по которым не только существуют оформленные договоры, но и ведётся конкрет-ный расчёт.

Кроме того, имеется перечень у Системного оператора. Если все объекты объеди-нить, то суммарная мощность получается около 7 ГВт установленной мощности. К со-жалению, многие проекты на сегодняшний день существуют только на бумаге.

При помощи специализированного программного продута все эти объекты ВИЭ (солнечные, ветровые, гидравлические) были смоделированы. Туда были также введены долгосрочные данные с метеоспутников. Мы постарались разделить не просто влияние ВИЭ на показатели по балансированию электрической мощности, а по видам ВИЭ. В частности, негативное влияние солнечных электростанций до определённого порогового значения установленной мощности минимально и, практически, не влияет на увеличение регулировочного диапазона. Для Южной зоны это порядка 0,6 ГВт. Для ветровых элек-тростанций сделан вывод, что уже при самом минимальном внедрении, влияние уже за-метно, т. е. такого «порога нечувствительности» практически нет. 

На замечание Дулкаирова, что при нашей огромной территории ветры в разных ре-гионах дуют по-разному, в одном месте слабее, в другом – сильнее, в следующий момент времени – наоборот, докладчик на графиках показал, что это всё учтено.

О современных устройствах релейной защиты и автоматики рассказал представитель ООО «Микропроцессорные технологии» (г. Новосибирск) Евгений ШАВАНОВ.

Заместитель председателя правления Союза инженеров-энергетиков РК, президент АО «КазНИИПИ ТЭС «Энергия» Александр ТРОФИМОВ остановился на наращивании мощности Кордайского ветропарка.

– Прежде, чем перейти к конкретному объекту, хотелось бы остановиться на предыдущей дискуссии.  Становится ясным, насколько важно для развития энергетики определить стратегию развития возобновляемой энергетики. И то, что сейчас делает институт им. Ш. Чёкина, имеет большое значение. Здесь требуются и человеческие инженерные ресурсы, и финансовые ресурсы, и внимание нашего министерства к этому вопросу. В любой отрасли, будь то сельское хозяйство, машиностроение, энергетика, без стратегии развитие будет буксовать. Что касается проектных решений, то, если стратегия выбрана, проектные решения проще реализовать. Поэтому на те выводы, которые были сделаны, необходимо обратить серьёзное внимание. Сейчас, как правильно заметил Юрий Васильевич Сухоплюев, непонятно, кто проектирует, какие объекты, кто получает Технические условия, средства. При плановом ведении хозяйствования всё-таки был порядок. В энергетике была жёсткая дисциплина, диспетчеризация, был Технический совет, который серьёзно относился к этой проблеме. Вот к этому мы должны прийти и двигаться вперёд.

Что касается выступления Валерия Геннадьевича Тюгая, то он определил тот минимум, который можно было бы сегодня реализовать. Я имею ввиду внедрение альтернативных источников энергии, таких как энергия солнца, ветра и воды. Давайте на этот минимум мы и нацелимся.

Не будем говорить, что завтра наша энергосистема опрокинется. Я это подметил ещё, находясь несколько раз на Кордае, где запущен первый в Казахстане ветропарк. Это хороший объект, близко от автодороги и электрических сетей. Можно сказать, рекламный объект. Там же и готовятся кадры. Мы сегодня имеем три нормальных объекта – это Ерментау, Кордай и солнечная станция в Жамбылской области. Это всё. И с чего-то надо начинать. Готовить кадры, приобретать опыт эксплуатации. Завтра этих объектов будет больше. Но я не уверен, что к 2020 году будут закрыты эти 3 процента, потому что есть ещё много барьеров.

Теперь конкретно по Кордайской ВЭС. Это одна из 15-ти площадок с самым низким потенциалом ветровой энергии (около 6 м/с). В 2013 году был введён первый комплекс – это 4 агрегата по 1000 кВт, в 2014 – 7 и в начале 2015=го года – ещё 10. Итого – 21 МВт суммарной мощности. В 2015 году было установлено ещё 2 агрегата по 1,35 МВт каждый, а в 2016 – 17 агрегатов по 1,65 МВт. Таким образом, суммарная мощность Кордайского ветропарка составила 50,9 МВт. Агрегаты, можно сказать, работают круглые сутки. Несколько агрегатов стоят. Это на профилактику, различные замеры и прочие дела. За это время была построена повышающая подстанция 10/110 кВ, мощность ВЭС выдаётся в электрическую сеть.

Хозяин этого ветропарка делает такие выводы: «Я хочу иметь рассредоточенные по всей территории источники энергии» Это то, о чём говорил Марат Дулкаиров. Но и здесь были барьеры. До 25 МВт можно было решать на областном уровне, дальше было сложнее. Но предприниматель Евгений Омашев сумел эти барьеры преодолеть. Станция успешно работает. Сейчас внедряется диспетчеризация, благоустраивается территория. Строительство Кордайского ветропарка подтверждает начало реализации «зелёной экономики». На этом примере можно накопить какой-то опыт, сделать определённые анализы.

И последнее. Мы пытаемся восстановить былую славу института «Энергия. У нас создано конструкторское бюро (58 человек).

На сегодня общая численность ИТР составляет 156 человек. Наше мнение – чтобы быть самодостаточными проектным предприятием, необходимо, чтобы штат сотрудников был примерно 200–250 человек. Но и в этом случае проектный институт в одиночку выжить не сможет. Только коллективно мы можем сдвинуть с места развитие возобновляемой энергетики. И то, что сегодня работает КазНИИ энергетики, есть операторы, есть национальная сеть, это большое дело. 

У меня доклад большой, он есть в раздаточных материалах, поэтому не буду занимать драгоценное время форума.

Марат Дулкаиров поблагодарил выступающего за интересный доклад и напомнил, что Александр Степанович Трофимов более 30 лет возглавлял АО «Казсельэнергопроект», является членом-корреспондентом Национальной инженерной академии. Сегодня он возглавляет проектный институт «Энергия». Его и Л.З. Певзнера пригласили для того, чтобы поднять репутацию бывшего ведущего проектного института Казахстана в области энергетики.

Александр Степанович поблагодарил за рекламу и добавил: «Хочу отметить, что Союз инженеров-энергетиков Республики Казахстан закрывает нишу нашего общения. Группа специалистов института «Казсельэнергопроект», которые ранее работали в институте «Энергия», последние 5 лет (2011–2016 гг.) оказали большую помощь в выполнении сложных проектов. Так, был выполнен рабочий проект ВЛ 500 кВ «Семей–Актогай–Талды-Курган–Алма», соединяющая Экибастузский энергоузел с югом Казахстана. И сейчас, когда институт «Энергия» был выкуплен у фирмы «АВВ», нашими республиканскими энергетическими организациями, мы с Львом Залмановичем Певзнером, который 5 лет назад был первым его вице-президентом, перешли в этот институт, а Певзнер был восстановлен в своей должности.

Конечно, сейчас есть свои проблемы, свои сложности, но мы за коллективный труд, за объединение энергетиков всей страны».

Заместитель генерального директора Союза инженеров-энергетиков Республики Казахстан Тимур НУРУМОВ ознакомил участников Форума с изменениями и дополнениями в Закон Республики Казахстан «Об электроэнергетике» за последний год.

В частности, изменились полномочия Комитета Атомного и Энергетического Надзора и Контроля в сторону усиления, добавлена статья о порядке организации и проведения отдельных видов проверок. Введены статьи о Национальном операторе и Совете рынка. В законе теперь прописана обязанность энергопроизводящей организации осуществлять резервирование аварийно выбывших мощностей. В заключение, Тимур отметил: «Мы этот вопрос уже неоднократно поднимали на наших семинарах и на страницах нашего журнала. Дополнительно требуется передать Министерству энергетики такие функции, как: утверждение и согласование численности персонала, нормативов расхода сырья, материалов и топлива, и технических потерь.

Эти функции быль у Антимонопольного комитета. У них эти функции убрали, а никому не добавили. И они повисли в воздухе».

О целях, задачах и проблемах энергоснабжающей организации доложил Заслуженный и почётный энергетик Казахстана Михаил ГАМБУРГЕР, который 10 лет возглавлял Алматыэнергосбыт, который по словам Дулкаирова может часами говорить о своей работе. Затем он ответил на многочисленные вопросы.

Были на форуме презентации современного оборудования и кабельных изделий.

На третий день участники форума посетили Алматинскую ТЭЦ-2.

 

 

В этом году исполнилось 10 лет со дня создания Акционерного общества «Алматинские электрические станции» (АО «АлЭС»). К своему юбилею и в преддверии 25-летия Дня Независимости Республики Казахстан 21 сентября 2016 года состоялась официальная церемония пуска котлоагрегата № 8 в рамках реконструкции и расширения Алматинской ТЭЦ-2. В церемонии запуска принимали участие аким города Алматы Б. Байбек, председатель правления АО «Самрук-Энерго» А. Саткалиев, председатель правления АО «Алматинские электрические станции» Н. Мухамед-Рахимов и другие. На кнопку «пуск» в момент запуска котла нажали вместе аким Алматы и председатель правления АО «Самрук-Энерго».

Город ждал увеличения мощности ТЭЦ-2 пять лет. Строительство котлоагрегата №8 происходило в 2011-2016 годы, в нем участвовали 600 человек.

На осуществление проекта было потрачено 25,7 млрд тенге.

До запуска нового котла установленная мощность ТЭЦ-2 составляла: электрическая — 510 МВт; тепловая -1176 Гкал/ час. Ввод в действие котлоагрегата №8 увеличит тепловую мощность ТЭЦ-2 на 20 процентов — с 1176 до 1414 Гкал/час и обеспечит производство дополнительных 450 млн кВт*ч электроэнергии в год.

Новый котлоагрегат производит немало впечатлений. Он, как и все остальные подобные сооружения станции, заглублен в землю на 12 метров в целях сейсмической безопасности. Общая высота котлоагрегата – 42 метра, его глубина – 20, а ширина — 14,5 метра, общий вес – 3265 тонн. Объем топочной камеры котла составляет 1900 кубометров; водяной объем котла 83 куб. метра; паровой объем — 71 куб. метр.

Номинальная производительность пара котлоагрегатом — 420 тонн в час. Температура пара — 560 градусов, его давление -140 атмосфер.

КПД нового котлоагрегата не менее 92,3 процента.

Новый котлоагрегат имеет улучшенные экологические показатели, соответствующие Экологическому кодексу РК. Котел сделали в России, на Подольском машиностроительном заводе.

Пуск котла №8, ранее введенная в эксплуатацию новая бойлерная на ТЭЦ-2 и действующая тепломагистраль ТЭЦ-2–ТЭЦ-1 позволит загрузить по тепловой нагрузке ТЭЦ-2, разгрузив при этом ТЭЦ-1, которая находится в центре города, что положительно скажется на экологии города. В период сильных морозов она будет работать только в пиковом режиме, включив при необходимости соответствующее количество водогрейных котлов, и обеспечивать теплом город.

Выступая на церемонии запуска котлоагрегага №8, председатель правления АО «Самрук-Энерго» А. Саткалиев отметил: «Запуск нового котла обеспечит растущие потребности города — новые объекты «Универсиады-2017», индустриальную зону и застройки по программе «Доступное жилье-2020».

Мы попросили председателя Правления АО «Алматинские электрические станции» Нурлана Мухамед-Рахимова прокомментировать важность и необходимость для г. Алматы и пуска котлоагрегата № 8.

– Что даёт городу пуск нового котла?

– Пуск 8-го котла для нас имеет большое значение. Южная столица растёт, потребление тепла увеличивается. Ввод котла даёт дополнительную возможность производить тепловую энергию для расширяющейся части Алатауского района города, для объектов будущей универсиады и объектов «Доступное жильё». Это будет дополнительная выработка для собственного производства в Алматы, для жителей нашего города.

Дополнительный эффект от ввода данного оборудования – мощность станции выросла с 410 до 470 МВт, а по теплу – с 1 176 до 1 411 Гкал/ч, что соразмерно потребности трёх районов Алматы – Бостандыкского, Медеуского и Алатауского.

Увеличение располагаемой электрической мощности даёт нам возможность нарастить годовую выработку электроэнергии станцией на 450 млн кВт·ч, а наращивание установленной тепловой мощности станции позволит после ввода в эксплуатацию тепломагистрали ТЭЦ-2 – ТЭЦ-1 увеличить годовой отпуск тепла на 500 тысяч гигакалорий. В итоге турбогенераторы станции смогут выдавать до 510 МВт номинальной электрической мощности в течение длительного времени зимой.

Кроме того, мы убили сразу двух зайцев. ТЭЦ-2 выходит на свои установленные проектом параметры, а ТЭЦ-1, которая находится в центре города, снизила экологическую нагрузку. В сильные морозы ТЭЦ-1 может включить все 8 водогрейных котлов и позволит обеспечить теплом город. Таким образом, котёл № 8 позволил разгрузить ТЭЦ-1 с точки зрения тепловой нагрузки.

– Как долго готовились к вводу в действие этого котла?

До начала монтажных работ

– По плану завершение строительства и монтажных работ произошло в первом квартале текущего года, и пусконаладочные работы завершены во втором квартале.

Проект этот комплексный, включает в себя и строительство соединительной тепломагистрали с ТЭЦ-1, модернизацию Западного теплового комплекса. Часть работ продолжается, часть – завершены. А началась эта работа в 2013 году.

– Какие перспективные работы в этом направлении ещё предстоят?

После окончания монтажных работ

– В рамках меморандума, подписанного Министерством энергетики и руководством города – это перевод части нагрузки с угля на газ. Также идёт комплексная модернизация подстанций, в том числе из республиканского бюджета. Это даст возможность полностью закрыть потребности города в электрической и тепловой энергии.

Кроме того, мы закончили строительство солнечной электростанции в Капчагае, завершено строительство Мойнакской ГЭС.

– Зимой мы все видим, какой шлейф чёрного дыма идёт от ТЭЦ-1 и ТЭЦ-2. А ведь экологическая обстановка города далека от идеальной. Почему они не переводятся на газ?

– Перевод объекта на газ – это существенная тема. Нужно понимать, что вопрос экологии волнует абсолютно всех, даже тех, кто сжигает уголь. Мы все жители Алматы, дышим одним воздухом. Но этот вопрос нужно разделить на две составляющие.

На сегодня ТЭЦ-1 и Западный тепловой комплекс работают практически на газе. Но в особо холодные дни, когда есть проблемы с газом, мы переходим на резервное топливо – уголь.

С экологической точки зрения объекты, находящиеся в центральной части города, существенно снизили вредные выбросы в атмосферу. Начиная с 2009 года, мы выполнили большие охранные мероприятия, заплатив 2 млрд тенге.  

Что касается ТЭЦ-2, то кроме экономической причины есть ещё и чисто технические, связанные с проблемами безопасности. По сейсмическим условиям она заглублена на 12 м, и подвод газа к цокольным помещениям запрещён. Но даже, если теоретически придумать технические решения и перевести ТЭЦ на газ, это приведёт к увеличению тарифов на электрическую и тепловую энергию не менее, чем в 2,2 раза и сильно ударит по карману потребителей, в том числе и по жителям города Алматы, поскольку газ сильно подорожал. Тут надо понимать, если мы хотим жить с чистым воздухом, то за экологию надо платить. Даже у гибридных авто цена намного выше, чем у традиционных. За собственные средства мы это не сможем сделать. Во всём мире пользуются теми топливными ресурсами, которые имеются и которые дешевле. Другое дело, что надо развивать технологии, связанные с уменьшением вредных выбросов.

На данном котле уже применены автоматизированные системы контроля, ведётся постоянный мониторинг за состоянием грунтовых вод, атмосферы, за выбросами. Мы проводим 100-процентный экологический контроль. Выбросы у нас находятся в пределах норм Экологического кодекса Республики Казахстан.

Что касается 8-го котла, то здесь мы максимально снизили выбросы до уровня европейских параметров. Мы укладываемся в нормативы, но продолжаем работать над снижением. Сейчас мы выбросы снизили в 12 раз.

– Большое спасибо.

Вопросы задавал Николай Колупаев.

 

 

Служба главного энергетика – двигатель производственной деятельности любого предприятия

Николай КОЛУПАЕВ,
главный редактор журнала «Энергетика»
Тимур НУРУМОВ,
выпускающий редактор журнала «Энергетика»

 

Служба главного энергетика – это сложнейший механизм, который является основой функционирования экономики и жизнеобеспечения любого предприятия. Все общезаводские и межцеховые энергоустройства, все магистральные и распределительные сети и коммуникации, в том числе: электросети всех напряжений, частот и токов, трубопроводы пара, горячей воды и сжатого воздуха, газопроводы, системы водоснабжения и канализации, отопления и вентиляции, а также сети всех видов связи и сигнализации находятся в ведении этой службы.

Именно поэтому Союз инженеров-энергетиков Республики Казахстан ежегодно проводит семинары для работников службы главного энергетика, на которых озвучиваются проблемы; энергетики делятся опытом, получают информацию о современном оборудовании, о другой продукции, необходимой для нормального функционирования энергетики предприятия.

С 23 по 24 июня Союз инженеров-энергетиков Республики Казахстан провёл очередной международный семинар на тему: «Оптовый и розничный рынок электрической энергии и мощности. Служба главного энергетика. Техника безопасности».

Открыл семинар генеральный директор Союза инженеров-энергетиков Республики Казахстан Марат ДУЛКАИРОВ. Он поприветствовал коллег-энергетиков с началом ежеквартального семинара, пожелал плодотворной работы, реализации ожиданий от семинара, рассказал об изменениях, произошедших в энергетической отрасли:

– Как вы знаете, в нашей отрасли произошли некоторые видоизменения. Владимир Сергеевич Школьник перешёл на другую работу. На посту министра энергетики его сменил Канат Алдабергенович Бозумбаев. Это выходец из нашей среды, был Вице-министром Министерства энергетики, индустрии и торговли Республики Казахстан, председателем правления АО «KEGOC», акимом Жамбылской, а затем Павлодарской области – крупнейшего производителя электроэнергии. Это позволило ему сформироваться в качестве видного энергетика и занять один из важнейших постов в Правительстве Республики Казахстан, возглавив нашу отрасль. Его заместителем по экологии стал соратник по Павлодару Садибеков Гани Калыбаевич. Ведь известно, что огромную негативную лепту в окружающую среду вносит именно энергетика.

Изменения произошли и в Алматинском университете энергетики и связи. Ректора Кайрата Бакенова, который находился во главе университета после кончины Гумарбека Даукеева, сменил Сыргалиев Ержан Амерханович, бывший работник Назарбаев Университета. По первым шагам деятельности я оцениваю его положительно. Это довольно энергичный, образованный человек. Благодаря ему университет подписал договор о сотрудничестве с Королевством Великобритании по очень важному для Казахстана вопросу: «О потокораспределении электрической энергии мощности по сетям 220 кВ в сочетании с возобновляемыми источниками электроэнергии. Мы тоже подписали с ним договор о сотрудничестве, одним из пунктов которого является информирование энергетиков о реализации проекта с Великобританией в жизнь через наш журнал «Энергетика». При этом «подопытными кроликами» будет крупнейшая энергетическая система на юге республики по транспортировке и распределению электрической энергии АО «Алатау Жарык Компаниясы».

Теперь о том, что творится в нашей отрасли. Идёт дальнейшее проектирование и строительство третьей нитки 500 кВ. Эта стратегическая линия электропередачи, позволяющая передать из энергоизбыточного павлодарского региона на энергодефицитный юг Казахстана недостающие мощности. Сегодня на первом участке (от Экибастуза до Усть-Каменогорска через Семипалатинск), на который проектные работы уже закончены, идёт строительство. На втором участке (от Талдыкоргана до Алматы) строительство тоже начато, но середина – от Семипалатинска до Талдыкоргана пока задерживается. Проект находится на экспертизе. Окончание строительства третьей нитки ожидается к концу 2018 года.

Из позитивных изменений хотелось бы также отметить ввод котла №8 на Алматинской ТЭЦ-2. Этот котёл поможет в отопительный сезон обеспечить жителей южной столицы горячим водоснабжением и теплом. Кроме того, это даст возможность выхода ТЭЦ-2 на установленную мощность 510 МВт.

Ещё одна важная новость. Между ТЭЦ-1 и ТЭЦ-2 заканчивается ввод магистрального трубопровода, который даёт возможность ТЭЦ-1 работать только в пиковом режиме, вырабатывая электричество и тепло только в сильные морозы, тем самым облегчая сложную в экологическом отношении обстановку в г. Алматы. Всё остальное время тепловую нагрузку города возьмёт на себя ТЭЦ-2.

Ведётся также строительство мелких станций для распределённой тепло- и электроэнергии. Их строят в основном инвесторы на свои средства. К распределённой генерации также можно отнести и возобновляемые источники энергии.

Сейчас я бы хотел остановиться на наших проектных институтах. Вы знаете, что наша отрасль работала в прошлом слаженно и нормально только лишь за счёт того, что были построены объекты, которые спроектировали наши мощные отраслевые проектные институты. Это Казгидропроект, КазНИПИЭнергопром, Казсельэнергопроект, КазНИПИИТЭС «Энергия», которые проектировали все наши источники и распределительные сети для тепловой и электрической энергии. Сегодня многие из них приватизированы, отданы в частные руки. Казгидропроект стал ТОО, КазНИПИИТЭС «Энергия» был продан компании АВВ, Казсельэнергопроект заполучила французская компания «Schneider Electric».

В связи с этим хочу предоставить слово заместителю председателя правления нашего Союза, президенту АО «КазНИПИИТЭС «Энергия», члену-корреспонденту Национальной Инженерной Академии, Заслуженному энергетику Республики Казахстан Александру Степановичу ТРОФИМОВУ – опытнейшему специалисту-проектировщику, который руководил Сельэнергопроектом более 30 лет и был вынужден покинуть своё детище.

Как всегда чётко, обоснованно, без излишних эмоций Трофимов рассказал о состоянии дел в основных казахстанских проектных институтах.

– Вся информация, о которой я хочу вас проинформировать, доступна в Интернете. Энергетическая отрасль претерпела большие негативные изменения, и мы это чувствуем. Так случилось, что институт «Казсельэнергопроект» не по нашей воле оказался в составе компании «Schneider Electric». Мы были в составе Самарского завода «Электрощит», очень хорошо сотрудничали. Этот завод мы знаем с 1946 года. Работали нормально, и средства были. Потом руководители Электрощит Самара своё объединение продали французской копании «Schneider Electric».

С февраля месяца нынешнего года было объявлено, что эта французская фирма продаёт здание, считая это для себя выгодным. В настоящее время институт арендует ограниченную площадь, то есть фирама не думает ни только о наращивании заказов, но и сохранении института.

А сейчас я бы хотел перейти к реалиям сегодняшнего дня и высказать несколько предложений с моей, несколько субъективной, точки зрения.

Во втором номере журнала «Энергетика» за этот год подробно рассказано об институте «Энергия». Хочу только добавить, что мы с 1 июля создали конструкторский отдел численностью 50 человек, а к концу года восстановим численность института до оптимального уровня. Считаю, для того, чтобы институт был дееспособен и мог выполнять необходимый круг работ, эта численность должна быть не менее 200 человек.

В журнале, где я являюсь членом редакционного совета, вы прочтёте много интересных статей. Мы уделяем большое внимание проблемам энергетики нашей страны. Призываю участников этого семинара и энергетиков страны помочь в разрешении некоторых проблем.

Например, вопрос загрузки профессиональных проектных институтов нормальными объектами, которые сегодня расползаются через тендеры в разные «подзаборные» фирмочки, адресом которых служит какая-нибудь двухкомнатная квартира. При этом получаем большое количество негативных моментов. Предлагая демпинговые цены на свои услуги, выигрывая за счёт этого тендер, эти фирмы нанимают специалистов из наших же проектных институтов, а, выполнив работу и получив деньги, потом ни за что не отвечают, иногда вообще исчезая. Авторский надзор проводить уже некому, ведь не поедут же временные работники на объект, находящийся за сотни, а то и за тысячи километров.

Что касается Союза, то он много делает, информируя о состоянии дел в проектных институтах энергетической отрасли в вышестоящие организации через Вестник Союза – журнал «Энергетика», через проводимые семинары, конференции, форумы.

К сожалению, я, зная работу Минэнерго в советские времена, вынужден вернуться на десятки лет назад. В те годы, когда министрами были Батуров и Нуржанов, этот вопрос с тендерами был бы решён в течение часа. Призываю энергетиков быть более консолидированными. Если мы все вместе сработаем хорошо на перспективу, то государство и народ воздадут нам должное. Без этого промышленность и сельское хозяйство существовать смогут, но будут сильно «кувыркаться».

Теперь я хотел бы несколько слов сказать о том, какие проблемы сегодня нужно было бы решать. Они ставятся Союзом, некоторыми специалистами нашей отрасли, ветеранами энергетики.

Во-первых, это внедрение возобновляемых источников энергии. Сегодня относительно нормально работают две ветроэлектростанции: в Ерментау – 40 МВт и на Курдайском перевале – 21 МВт. Включена также солнечная станция на юге Казахстана мощностью 50 МВт – это «Бурное Соляр-1», проект которого был выполнен инстистутом «КазНИПИИТЭС «Энергия». Вот те промышленные объекты, которые прошли все стадии внедрения ВИЭ: разработка схемы выдачи мощности, утверждение Технических условий, строительство и пуско-наладочные работы.

По другим же объектам, несмотря на хорошие законы, идёт торможение на стадии внедрения. И, если будет решён вопрос интеграции возобновляемых источников энергии в электрические сети 110 кВ и ниже, если будут преодолены барьеры, о которых было написано в Приложении к нашему журналу № 1(52), то движение будет более ускоренно. Сегодня же ситуацию по выдаче Технических условий на возобновляемые источники электроэнергии опять отложили до 1 сентября. И эти препоны, перенос сроков решения вопроса осуществляется который раз. Но всё же думаю, что целенаправленная работа, в том числе нас с вами в этом направлении, поможет решить эту проблему, существующие барьеры будут преодолены. Я в этом плане оптимист. Весь мир движется в этом направлении, и мы, одни из первых в мире занимавшихся ветроэнергетикой, не должны отставать. Тем более, что к ЭКСПО-2017 мы должны подойти с определёнными результатами.

Второе направление. Сегодня износ распределительных сетей, в том числе и некоторых сетей 220 кВ, составляет 70 % и более. И, воспользовавшись паузой низкого потребления (мы не достигли сегодня даже уровня 1991 г.), на государственном уровне должны решить вопрос их модернизации. Иначе, даже имея неплохие межсистемные связи 500 и 220 кВ, распределение мощности может оказаться запертым, а надёжность низкой.

Чтобы эту проблему решить, нужно справиться с третьей проблемой. Надо в полной мере заняться разработкой областных схем с учётом перспективы. В России принято Постановление правительства о том, что раз в пять лет в разрезе областей должна быть выполнена Схема развития электрических сетей с перспективой на 10–15 лет и последующей корректировкой раз в два-три года. У нас, к сожалению, пока этого нет. Мы поставили этот вопрос перед новым министром, но в бюджете на сегодня найти деньги довольно сложно. Есть один из вариантов: заказ на разработку схем РЭКами, тем более, что сейчас рассматривается вопрос их укрупнения. Казахстанская электроэнергетическая ассоциация уже внесла этот вопрос в вышестоящие энергетические организации. В Карагандинской области более 30 предприятий эксплуатировали электрические сети без всяких схем развития, что привело к негативным последствиям. Но это верх бесхозяйственности. Если РЭК закажет эту схему, более продуманно совместно с проектным институтом выдаст Техническое задание, по необходимости разработает некоторые узлы для области, ему же легче будет работать. Весь мир уже знает, что без разработки Схем развития регионов, без Схем развития тепловых и электрических сетей – это путь в тупик. Работа на перспективу является одной из важнейших задач экономики государства.

Четвёртая проблема. В крупных городах, таких как Алматы и Астана, бурно развивается строительство электрических сетей 110 и 220 кВ, вводятся закрытые подстанции. Есть уже хорошие наработки нашим институтом. Такие две подстанции уже введены. Так называемые глубокие вводы снижают потери электроэнергии на передачу, уменьшают затраты эксплуатации. Конечно, для этого требуются дополнительные капитальные вложения. Энергетическое оборудование для таких закрытых подстанций, которое не производится в Казахстане, нужно покупать за рубежом. Но это останавливать нельзя, поскольку закрытые подстанции дают крупным городам приличный облик, повышают надёжность и безопасность.

Что касается производства электротехнического оборудования в республике, то по нашим расчётам мы закрываем потребность не более чем на 10–12 %. Это оборудование напряжения от 0,4 до 500 кВ. В этом направлении мы сегодня более или менее движемся. Встал на ноги Кентауский трансформаторный завод. Предприятие оснащено современным оборудованием для изготовления трансформаторов 110 кВ и ниже, имеет квалифицированный персонал. При заводе есть техникум, растивший будущих специалистов. Кроме того, в городе Уральске введён в действие новый трансформаторный завод. Наш институт также приступил к разработке Рабочего проекта трансформаторного завода в г. Шымкенте, который уже в 2018 году должен выпускать трансформаторы 220–500 кВ.

На сегодня есть три точки, которые консолидируют энергетическую общественность. Это Казахстанская электроэнергетическая ассоциация, Союз инженеров-энергетиков Республики Казахстан и учреждённый им журнал «Энергетика». Сегодня Союз встал на ноги. У него опытный генеральный директор, прошедший огонь, воду и медные трубы. Поэтому обращаюсь к вам, а через вас к другим энергетикам с тем, чтобы помочь активизировать нашу совместную работу, финансово поддерживая Союз через уплату членских взносов (не такие уж они и большие), через журнал, высвечивая проблемы энергетических служб предприятий и энергетики в целом, посредством участия в мероприятиях Союза (форумы, семинары, конференции, выставки). Это те самые точки соприкосновения, которые помогут энергетической отрасли, а с ней и экономики страны встать на ноги. Для решения всех перечисленных задач в Министерстве энергетики РК необходимо воссоздать Главное техническое управление, которое осуществляло бы, как и раньше, техническую политику, решало бы вопросы как производителей, так и потребителей электроэнергии.

Что касается распределённой генерации, то Казахстан в этом направлении движется, тем более, что у нас огромная территория с небольшой плотностью населения. И, чем тянуть линии электропередачи на огромные расстояния, разумнее получать электроэнергию на местах. Сейчас у нас введена ГТС в г. Уральске мощностью 200 МВт. Это самый дальний уголок нашей страны, где пока нет сетей 500 кВ, но нефтяники, предприятия горнорудной промышленности нуждаются в электрической энергии. Эти предприятия пытаются сами запустить свои локальные энергоустановки. И, конечно, необходимо внедрение нетрадиционных источников энергии.

 

 

 

Марат Турганбекович поблагодарил оратора за очень содержательное выступление, пожелал здоровья и долгих лет плодотворной работы. «На Ваши плечи, Александр Степанович, – сказал он, – ложится непомерный, но посильный для Вас труд: спасти два ведущих проектных института. Возможно, путём их объединения. Тогда можно будет не бояться за отечественную энергетику».

Генеральный директор Союза также задал вопрос, но потом сам же на него дал ответ:

– В моём понимании одна из главных продукций проектного института – это перспективная Схема развития энергетики. Кому нужна эта схема? Эта схема, в первую очередь нужна регионам, нужна стране. У меня есть опыт работы в акимате г. Алматы в качестве заместителя главы города по вопросам энергетики и ЖКХ, поэтому, думаю, руководители проектных институтов должны идти в Парламент и Правительство, те должны как-то отреагировать, а потом на своём уровне работать с акимами городов, областей и регионов. Это акимы должны спросить: «А у нас план есть? А Схема развития тепловых и электрических сетей имеется?». И средства на разработку этих схем должны браться из местных бюджетов. А для Схем развития государства в целом – из государственного бюджета.

Акиматы должны знать энергетическую перспективу развития города, области, региона. Должны иметь чёткое представление о том, в каком географическом направлении будет развиваться город, должны знать, хватает ли в этом месте мощностей тепловой и электрической энергии, есть ли возможность удовлетворить потребности в водоснабжении, газоснабжении. Поэтому должен быть Генеральный план с учётом перспективы развития. Если раньше – нажал кнопку, пригласил главного инженера энергосистемы, озадачил его, он выполняет поручение. Сегодня, когда  энергосистемы разделены, РЭКи находятся в частной собственности, проектировщикам сложно собирать эти РЭКи, получать информацию от них тяжело. Но ни один РЭК не придёт к Вам с просьбой разработать Схему, тем более за соответствующую плату. Он будет чувствовать необходимость в этом, но у него никогда не будет желания заказать эту схему. Поэтому, я считаю, что это акимы должны у своих Маслихатов просить деньги. Поэтому мой ответ на мой же вопрос: «Всё упирается в деньги. И деньги на разработку Схемы развития можно получить только из бюджета, в том числе из местного».

Александр Трофимов прокомментировал вопрос-ответ Дулкаирова и привёл несколько примеров из уже прошедших лет и из опыта соседних государств. Так, в Киргизии инвесторы не хотят вкладывать деньги в развитие электроэнергетики пока не будет предоставлена Схема развития. И они потеряли темпы привлечения иностранных инвестиций, поскольку не решены вопросы инфраструктуры, в том числе энергетики. Заказывали Схемы только Жамбыл и Акмолинская РЭК.

Слово вновь взял М. Дулкаиров.

– Я готов по этому вопросу выступать где угодно. Мы готовы регулярно поднимать этот вопрос через журнал «Энергетика», через письма в Парламент и Правительство. Ведь без перспективы невозможно развивать ни энергетику, ни экономику. Всё это дефекты приватизации энергетики. Это глубокое заблуждение, огромная ошибка. Это моё сугубо личное мнение. Моя гражданская позиция. Наша отрасль должна быть национализирована. Без локомотива всей промышленности – электроэнергетики поезд экономики будет стоять на месте, не будет будущего.

Ещё хотел бы пару слов сказать о нашем Вестнике. Журнал «Энергетика» получил почётный диплом на конкурсе печатных изданий Электроэнергетического Совета СНГ. Я никогда не выпускал журнал, но сейчас, когда столкнулся с его изданием, будучи заказчиком и членом редакционного совета, понял, насколько это тяжело. Нужно найти средства на издание, а это сегодня немалые деньги; необходимо знать, что писать; найти, профессионально отобрать или написать огромное количество материалов; согласовать с рекламодателями вёрстку, произвести редактирование и корректуру, подготовить к печати. Очень много журналов пытались составить нам конкуренцию, но практически все они канули в Лету, покрасовавшись год, другой. Нашему журналу в этом году исполняется 15 лет. И он поистине завоевал симпатии, популярность, за что и получил соответствующее признание не только в Казахстане, но и за рубежом. В этом, конечно, заслуга главного редактора Николая Викторовича Колупаева, который с пилотного номера работает в нём. Когда я был заместителем акима города Алматы, он работал в Вечёрке, и мы с ним тесно сотрудничали. Я знаю, что этот трудолюбивый человек любит своё дело, работает практически без выходных дней. К тому же он не просто грамотный журналист, а журналист-энергетик, доцент Томского политехнического института, бывший заведующий кафедрой.

Именно поэтому рекламодателям легко с ним общаться, согласовывая нюансы публикаций». 

Затем слово было предоставлено представителю компании «Казремэнерго» ХАРЛАМОВУ Владимиру Андреевичу.

Этот человек всю трудовую деятельность посвятил энергетике, работая за 45 лет всего в четырёх организациях. В Казремэнерго он занимается вопросами менеджмента и техники безопасности.

В своём выступлении В. Харламов озвучил проблемы, возникающие у подрядных организаций при работе на энергетических объектах. «Так, в Правилах техники безопасности говорится о группах по электробезопасности. Если раньше для получения IV и V групп необходимо было понимать, чем вызвано то или иное требование конкретного пункта, для чего нужно было иметь знания теоретических основ электротехники, по крайней мере, закона Ома, то теперь этих требований нет. Ему не нужно знать, что на линии с наведённым напряжением необходимо заземление не только на концах линии, но и на рабочем месте, не нужно знать, почему требуется заземление. Вот что мы делаем с правилами, которое обеспечивает нам безопасность, жизнь и здоровье людей.

А всё дело в том, что энергетиками сегодня работают экономисты, юристы, далёкие от энергетики.

Была книга по правилам работы с электроинструментом. Наши «крючкотворы» её «почиркали» и из 168 страниц оставили всего 20. А ведь это инструкция для наших рабочих людей.

Были документы, разработанные в советские времена, и мы ими пользовались даже в нулевые.

А сейчас мы решили, что независимы, и должны иметь свои собственные правила. Мы с этим согласны, давайте лепить казахстанские правила, и мы в этом поможем. Давайте добьёмся согласования этих документов с Союзом инженеров-энергетиков РК, членами которого являются все крупные проектные, монтажные, наладочные организации, учебные институты, имеющие в своём составе высокопрофессиональных, квалифицированных энергетиков».

Были озвучены и другие проблемные вопросы в сфере техники безопасности.

 «Когда я пришёл генеральным директором АПК, – подтвердил значимость подразделений техники безопасности на предприятии Марат Дулкаиров, – то первым делом добавил в штат отдела, занимающегося вопросами техники безопасности (тогда им руководил находящийся здесь Анатолий Иванович Глушков), дополнительные штатные единицы, полностью укомплектовал защитными средствами весь рабочий персонал, добавил оклады. И это несмотря на то что с финансами было туговато. Но жизнь и здоровье твоих рабочих, сослуживцев гораздо важнее».

Об оптовом и розничном рынках электрической энергии и мощности Казахстана рассказал участникам семинара бывший сотрудник системного оператора АО «KEGOC» Юрий СУХОПЛЮЕВ.

О недавно запущенной в работу самой высоконапорной в СНГ гидроэлектростанции – Мойнакской ГЭС поведал её заместитель председателя правления Галымжан Айдарбеков.

Представитель ТОО «Expert Energy Lighting» Алексей Силин озвучил доклад на тему «Управление электрохозяйством предприятий Казахстана».

С вопросами обеспечения показателей надёжности телекоммуникационных систем АСКУЭ, АСУ, АСДУ, и АСУТП выступил постоянный участник семинаров, член правления Союза, заместитель директора – технический директор ТОО «ADVANTEK SYSTEMS» Андрей Клименко.

Продолжил тематику телемеханики руководитель ТОО «ПЛК Системы» Алихан Нигмашев. Он рассказал о средствах автоматизации для систем управления и телемеханики.

Поделился опытом своей работы бывший руководитель подразделения техники безопасности АЖК Анатолий Глушков, рассказав о системе сохранения жизни и здоровья работников в процессе трудовой деятельности, о расследовании несчастных случаев на производстве.

Программно-технический комплекс НПО «МИР» для АСКУЭ розничного рынка представил Станислав СЫЧУК.

На второй день семинар продолжил свою работу.

С разъяснениями норм нового Трудового кодекса Казахстана выступил председатель управления государственной инспекции труда и миграции города Алматы Олег Карабут.

Заслуженный изобретатель Казахстана Валерий ТАРАКАНОВСКИЙ довёл до участников информацию об обеспечении электро- и пожаробезопасности в электросетях низкого напряжения. Были и другие выступления.

В целом семинар прошёл на высоком уровне. От участников семинара звучало много вопросов, на которые были получены квалифицированные ответы. 

По результатам семинара во властные структуры будут направлены соответствующие предложения.

 

 

 

Вестник Союза инженеров- энергетиков Республики Казахстан журнал «Энергетика»
награждён Почётным дипломом Конкурса на лучшее печатное издание государств-участниов СНГ, организуемом в рамках Электроэнергетического Совета СНГ.

           Итоги нынешнего Конкурса в номинации «Периодические издания» были подведены 31 мая 2016 года в Москве. На заседании жюри присутствовали представители от Республики Беларусь, Республики Молдова, Российской Федерации, Республики Таджикистан и Исполнительного комитета ЭЭС СНГ. Член жюри от Кыргызской Республики голосовал заочно. Рассмотрев представленные на Конкурс издания, жюри, руководствуясь Положением о Конкурсе, присудило первое место научно-практическому журналу Министерства энергетики Республики Беларусь «Энергетическая стратегия». Второе место заняло информационно-аналитическое издание ГПО «Белэнерго» – газета «Энергетика Беларуси», третье – корпоративный журнал «Энергия без границ» (ПАО «Интер РАО», Российская Федерация). Возглавил жюри Академик Белорусской инженерной технологической академии, председатель Исполнительного комитета Электроэнергетического Совета Содружества Независимых Государств Евгений Мишук. Почётными Дипломами за участие в Конкурсе награждены журнал «Энергетика» (Союз энергетиков Республики Казахстан), журнал «Человек. Энергия. Атом» (РГП «Национальный ядерный центр Республики Казахстан»), журнал «РЭА» (АО «Концерн Росэнергоатом» Российская Федерация) и газета «Экономическое обозрение «Логос-пресс» (ГП «Молдэлектрика»). Конкурс проводился в соответствии с Решением 42-го заседания Электроэнергетического Совета СНГ и был посвящён 25-летию Содружества Независимых Государств.

 

Президентом АО «КазНИПИИТЭС Энергия» назначен ТРОФИМОВ Александр Степанович, который ранее в течение 30 лет был генеральным директором ТОО «Институт Казсельэнергопроект»

Вице-президентом назначен ПЕВЗНЕР Лев Залманович, в течение 30 лет занимавший должность первого вице-президента АО «КазНИПИИТЭС Энергия», а в последние 5 лет — должность заместителя главного инженера ТОО «Институт Казсельэнергопроект».

Тел. +7 (727) 258 18 88 вн. 107, приемная 219.

Адрес: РК, 050004, г. Алматы, 58.

На фоне жёстких условий рыночных отношений и повышения цен на энергетические ресурсы встаёт вопрос уменьшения себестоимости энергии за счёт снижения её потерь при выработке, транспортировке, распределении и потреблении. Для обоснованного выявления основных направлений по сокращению расхода топливно-энергетических ресурсов, обмена опытом по снижению потерь, знакомства с технологиями и оборудованием, повышающими энергоэффективность производителя и потребителя энергии Союз инженеров-энергетиков Республики Казахстан провёл с 13 по 15 апреля 2016 года очередной международный производственно-технический семинар на тему «Потери тепловой и электрической энергии. Энергосбережение и новые технологии. Компенсация реактивной мощности».

Открыл семинар генеральный директор Союза Марат ДУЛКАИРОВ. В течение всего семинара он вёл его, комментировал выступления участников, а также задавал вопросы выступающим. В своём приветственном слове Марат Турганбекович рассказал об актуальности проведения семинара.

— Потери в тепло- и электроснабжении являются одними из главных показателей, по которым можно наглядно и однозначно оценить результат деятельности энергетического предприятия, города, региона, страны. По этому показателю можно сделать оценку состояния электросетевого хозяйства, системы учёта, уровня руководства, возглавляющего конкретное предприятие, не говоря уж о том, что этот показатель напрямую влияет на его финансовое положение.

В первые два дня мы будем обсуждать тематику потерь тепловой и электрической энергии, вопросы компенсации реактивной мощности, повышения энергоэффективности энергоснабжения и другие вопросы, связанные с этой тематикой. 15 апреля мы будем проводить Общее собрание членов Союза, на котором будет представлен мой отчёт о финансово-хозяйственной деятельности за прошедший год, а также будут проведены перевыборы Правления Союза, Ревизионной комиссии, связанные с окончанием, согласно Уставу, четырёхлетнего срока полномочий.

Если в результате обмена опытом у участников возникнут конкретные предложения и пожелания по снижению потерь и повышению энергоэффективности, мы их рассмотрим, обработаем и включим в Обращение соответствующим законодательным и исполнительным органам.

А теперь я предоставляю слово заместителю председателя Комитета атомного и энергетического надзора и контроля Нисепкулу Бертисбаевичу БЕРТИСБАЕВУ, который нашей сегодняшней тематикой занимается много лет и хорошо в ней ориентируется.

Нисепкул Бертисбаевич остановился на нормативно-правовой базе для нормирования потерь топливно-энергетических ресурсов, привёл конкретные данные по выработке и потреблению тепловой и электрической энергии, рассказал о проблемах, связанными с её потерями. Затем он ответил на вопросы участников семинара.

Остро встал вопрос о несоблюдении нормативных значений коэффициента мощности в электрических сетях, ведь этот параметр является одним из главнейших, влияющих на потери электроэнергии. Марат Дулкаиров предложил вернуть вопрос по выполнению требований Кодекса Республики Казахстан об административных правонарушениях от 5 июля 2014 года № 235-V. Чтобы Госэнергонадзор организовывал контроль этого вопроса.

Конечно, – констатировал он, – для организации контроля на местах нужны финансовые средства. Но ведь можно осуществлять аккредитацию организаций на проведение энергетической экспертизы, что прописано в пункте 2 Положения государственного учреждения «Комитет атомного и энергетического надзора и контроля Министерства энергетики Республики Казахстан» (раздел «Основные задачи, функции, права и обязанности Комитета»). Можно организовать ИП, пройти обучение, получить аккредитацию и контролировать качество электроэнергии, частично отдавая в бюджет полученные от штрафных санкций средства. Это будет выгодно и поставщикам, которые разгружают свои сети и уменьшают потери, и потребителю, который будет пользоваться качественной электроэнергией. Сейчас реактивной энергией мы пользуемся бесплатно. В этом вопросе нужно навести порядок.

Цель нашего семинара как раз и состоит не только в том, чтобы познакомиться с новинками оборудования и технологий, но и для того, чтобы поднимать актуальные вопросы снижения потерь, повышения надёжности электроснабжения и качества электроэнергии.

В связи с отсутствием рычагов контроля и поддержания коэффициента мощности у потребителей необходимо разработать и утвердить методику контроля, снятия данных и поддержания коэффициента мощности у потребителей, с возложением контролирующих функций на подразделения Госэнергонадзора. Для легитимности применения контрольных функций уполномоченным органом необходимо закрепить их в Законе РК «Об электроэнергетике». Мы это предложение направим в Министерство энергетики и копию – в Энергонадзор.

У нас есть известный вам журнал «Энергетика», в котором мы будем публиковать ваши предложения и обращения во властные структуры.

По вопросу расчёта нормативных потерь слово было предоставлено ведущему инженеру ТОО «Фирма «Казэнергоналадка» Александре САДОВСКОЙ.

  • Когда Нисепкул Бертисбаевич был директором департамента электроэнергетики, мы каждый год делали обзор потерь по всем предприятиям Казахстана. Мы считали потери в зональных сетях. КЕГОК считал отдельно, по своим правилам, а в региональных сетях считали мы. Эти нормативные технические потери затем утверждал директор департамента Бертисбаев. Это продолжалось до 2009 года. В 2009 году Антимонопольный комитет представил в Правительство Республики Казахстан данные, что потери в распределительных сетях составляют 20–22 %. В результате утверждение нормативных технических потерь субъектов естественной монополии было передано ему. В 2014 году Агентство Республики Казахстан по регулированию естественных монополий утвердило нормативные технические потери региональных электросетевых компаний до 2020 года. Поэтому руководство многих РЭКов заявило: «Зачем нам считать потери, когда нам уже утвердили нормативы на несколько лет вперёд. Теперь можно сократить специалистов по расчёту потерь».

Я не знаю, каким образом рассчитывались потери до 2020 года. Ведь их нужно считать в каждой линии электропередачи в зависимости от класса напряжения, причём необходимо каждый год делать корректировки, поскольку потери меняются по многим причинам, в том числе в зависимости от меняющейся нагрузки. Какой методикой расчёта пользовался Антимонопольный комитет, не имеющий квалифицированных специалистов, не понятно. В Казахстане не так уж много организаций, имеющих квалифицированных «потерьщиков», это: Казэнергоналадка, Алматинский университет энергетики и связи, КазНИПИИТЭС «Энергия» и Казсельэнергопроект. Эти предприятия могли утверждать и утверждали нормативы потерь на региональных уровнях. Сейчас падает потребление, потери будут расти, корректировка нужна ежегодно.

По поводу снижения потерь посредством регулирования напряжения. Сейчас никто не знает, сколько трансформаторов снабжено устройствами регулирования напряжения (РПН), сколько их попросту отключено. А ведь снижение напряжения, например, на 20 % снижает потери на корону тоже практически на 20 %.

Сейчас реальных данных по потерям нет. Никто их не фиксирует. Энергопредприятия возможно и знают эти цифры, но не афишируют под предлогом коммерческой тайны. А ведь согласно функциональным обязанностям департамент электроэнергетики должен заниматься потерями электрической и тепловой энергии, в том числе структурой потерь.

У региональных компаний около 60 % потерь – это потери холостого хода. Это происходит из-за того, что стоят трансформаторы завышенной мощности, а поменять трансформаторы на меньшую мощность – довольно большая проблема.

У нас половина региональных энергетических компаний считают потери электроэнергии по программе 90-х годов. Сейчас предприятия осваивают новую программу (РТП-3), и мы им в освоении помогаем. И нужно считать потери ежегодно, несмотря на то что они утверждены до 2020 года. Если упразднятся должности специалистов по потерям, если утратятся навыки расчёта, то реальные потери будут только расти. Если раньше объёмы электрических нагрузок на каждый класс напряжения ежегодно корректировались и утверждались министерством, то сейчас Антимонопольный комитет пишет одну и ту же величину на все 5 лет. Но ведь сейчас никто не может сказать, какое будет потребление в 2020 году. Сейчас Кокчетау передали огромные сети, конечно, у них норматив изменится. И ему нужно потери считать по-новому.

5 мая 2015 года Антимонопольный комитет открестился от расчёта потерь, но эта функция никому не передана. То есть предельные тарифы, одной из составляющей которых являются потери, утверждены на 5 лет вперёд, а как их корректировать, никому пока не известно.

Ведущий семинар Марат Дулкаиров пообещал содействовать возврату расчёта нормативных технических потерь Казэнергоналадке хотя бы на уровне эксперта. «…То есть, сами энергетические компании производят расчёты, а экспертизу этих расчётов проводят специалисты Союза инженеров-энергетиков. И это станет возможным при положительном решении вопроса аккредитации Союза Министерством энергетики. А нормативные потери необходимо корректировать ежегодно. Поэтому в Обращении Союза к Министерству мы должны записать, что, несмотря на то что потери утверждены Антимонопольным комитетом до 2020 годы, корректировку нормативных потерь нужно проводить ежегодно».

Марат Дулкаиров обратил внимание также на то, что большую роль в снижении потерь оказывает внедрение АСКУЭ. При этом он привёл в пример завод по производству стали, который одним из первых внедрил автоматизированный учёт электроэнергии. «После внедрения АСКУЭ завод стал экономить ежемесячно до 100 млн тенге. Поэтому АСКУЭ – это не просто красивая аббревиатура, а обязательная для внедрения программа. И, если руководитель дальновидный, то должен понимать, что от внедрения АСКУЭ зависит экономический успех его предприятия. Необходимо обращать внимание на нагрузочные потери, которые прямо пропорциональны квадрату тока. На потери влияет также несимметрия токов и напряжений. Поэтому нужно всячески стараться внедрить эту систему как можно скорее, возможно даже используя кредитные средства. Именно АСКУЭ открывает глаза на слабые места, где возможны потери, где возможно внедрение энергосберегающих мероприятий».

После кофе-брейка слово было предоставлено бывшему президенту Союза инженеров-энергетиков Республики Казахстан доктору технических наук, профессору Герману ТРОФИМОВУ.

— В советское время вопросом компенсации реактивной мощности, которая напрямую влияет на потери электроэнергии, занимались довольно серьёзно. Была шкала скидок и надбавок за качество электроэнергии. Пожилые энергетики помнят, что получали премии за поддержание cosφ в заданных пределах. С 1991 года всё изменилось, про качество электроэнергии забыли, про компенсацию реактивной мощности забыли. И это продолжалось довольно долго.

Первым «петух клюнул» россиянам после аварии на подстанции «Чагино», когда коло 40 % москвичей и ещё несколько смежных областей оказались без электроэнергии. Когда стали разбираться, оказалось, что причиной послужило неправильное решение вопросов компенсации реактивной мощности. Вспомнили, что должен быть обеспечен баланс реактивной мощности и нагрузки. На каждом предприятии должна быть обеспечена 100-процентная компенсация реактивной мощности. Грамотный главный энергетик должен обеспечить запас реактивной мощности, чтобы он полностью покрывал потребление реактивной мощности в самый тяжёлый день (как правило, это 21 декабря). Это азбучная истина.

Что же произошло на подстанции «Чагино»? Был жаркий летний день, нагрузка была высокая, линия электропередачи провисла, провод коснулся дерева, произошло короткое замыкание, отключилась одна линия. Нагрузка на другие линии увеличилась. Увеличилось потребление активной и реактивной мощности. Пошла так называемая лавина напряжения. Нарушилась статическая устойчивость. Энергетическая система Союза развалилась. Никогда в советские времена энергетическая система Союза не разваливалась. Это на западе были блэкауты. Американцы говорили, что завидуют советской энергетике, которая была рассчитана на всю энергосистему. А там было около 60 пулов, и между пулами были слабые связи. У нас были сильные линии электропередачи. По ним можно было передавать большие потоки активной и реактивной мощности. После аварии стали активно заниматься компенсацией реактивной мощности.

Я в бытность моего президентства в Союзе инженеров-энергетиков неоднократно обращался в Госэнергонадзор и министерство по вопросам компенсации реактивной мощности. Это возымело действие. Пять лет тому назад вышли соответствующие указания, были введены российские нормы. Стали требовать поддержание соответствующих значений тангенса (tgφ).

Кстати тангенс – более правильный показатель. Старые энергетики говорят, что косинус им понятен, а тангенс не совсем. Но это далеко не так. Это косинус не понятен, даже мне. Что такое tg0,7? Это значит потребляется 70 % реактивной мощности и 100 % активной. Тангенс – это линейная характеристика. А вот при cos0,95 трудно понять, сколько процентов потребляется активной, а сколько реактивной мощности. Причём зависимость нелинейная. И даже, когда косинус приближается к единице, потребляется значительная реактивная мощность. Поэтому косинус – логически не очень верный показатель.

В системе электроснабжения промышленного предприятия должна быть обеспечена 100-процентная компенсация реактивной мощности. Только в этом случае можно говорить о том, что решён вопрос напряжения в электрической системе, поскольку при 100-процентной компенсации можно спокойно при помощи устройств регулирования напряжения трансформаторов РПН и ПБВ. А если нет резерва реактивной мощности, тогда вы не в состоянии обеспечить правильную работу и РПН, и ПБВ. Уровень напряжения – это индикатор баланса реактивной мощности в системе. Точно также, как активная мощность – индикатор баланса частоты в энергосистеме. Поэтому реактивная мощность – исключительная проблема.

В Казахстане существуют две проблемы компенсации реактивной мощности. Первая проблема – недокомпенсация реактивной мощности. В сетях высокого напряжения за счёт длинных линий электропередачи имеются избытки реактивной мощности, её ёмкостной составляющей. А передать эту мощность сверху вниз невозможно, поскольку мы, загружая трансформаторы, увеличиваем потери в сетях. Поэтому в высоковольтных сетях мы вынуждены ставить реакторы, которые, компенсируя ёмкостную составляющую, снижают уровень напряжения питающей сети. А в системах электроснабжения предприятий необходимо компенсировать индуктивную составляющую реактивной мощности. То есть это две противоположные проблемы. Самый лучший способ регулирования напряжения на промышленных предприятиях и в городских сетях – это регулируемые конденсаторные батареи.  

В продолжение тематики компенсации реактивной мощности слово было предоставлено представителю Усть-Каменогорского конденсаторного завода (УККЗ) Павлу ПОПОВУ.

Павел Иванович остановился на теории и практике использования производимых УККЗ конденсаторных установках, а Марат Турганбекович призвал энергетиков предприятий как можно быстрее устанавливать компенсаторы. При этом привёл в пример россиян, которые закупают конденсаторные установки УККЗ. «Я считаю, – подчёркивает он, – не ставят конденсаторы, потому что просто нет кнута со стороны Госэнергонадзора».

О снижении потерь электрической энергии в сетях АО «АЖК» рассказала Наталья Саблина.

Поступление в сеть АО АЖК определяется по 132 приборам учёта (ПУ), из них 22 ПУ от АО «KEGOC» и 110 ПУ от электрических станций (АО АлЭС, СЭС и др.). Отпуск потребителям определяется по 783 903 приборам учёта, из них 737 813 – физические лица по договорам ТОО АлматыЭнергоСбыт; 51 879 – юридические лица по договорам ТОО АлматыЭнергоСбыт; 92 –юридические лица по договорам ТОО KazElectro; 393 – юридические лица по договорам АО «АЖК».

Несмотря на снижение потерь за последние 5 лет с 17,82 % до 14,30 % в 2015г, т.е. почти на 20 %, затраты на покупку электрической энергии на компенсацию технических потерь увеличились с 8,2 млрд тенге до 9,4 млрд тенге в 2015 г., т.е. на 15 %, что вызвано увеличением тарифа на покупку электроэнергии на 21 %.

Финансовые затраты остаются достаточно высокими и составляю до 40 % всех затрат ЭПО. Структура потерь электроэнергии по уровням напряжения показывает, что первоочередной задачей является снижение потерь в распределительных сетях 6-10/0,4 кВ, доля которых в структуре составляет 66 %.

С 2008 г снятие показаний приборов учёта потребителей бытового сектора выполняет персонал АО АЖК. С 2009 г. мы перешли с кассового метода определения объёма отпуска электроэнергии потребителям бытового сектора на расчёт по фактическим показаниям ПУ, что позволило исключить неплатежи из составляющей коммерческих потерь.

В 2011 г. разработана и утверждена Программа энергосбережения и энергоэффективности АО АЖК на 2011–2015 гг., согласно которой предусмотрено снижение фактических потерь к 2015 г до 14,92 %. Фактические потери за 2015г. составили 14,30 %.

В 2015 г. выполнена реконструкция сетей 6-10/0,4 кВ общей протяжённостью 351 км с заменой проводов на cамонесущий изолированный провод (СИП) и установкой дополнительных ТП в количестве 137 шт., что исключило несанкционированное подключение к сетям и бездоговорное потребление электроэнергии.

С 2013г началось внедрение АСКУЭ. Был создан Центр сбора и обработки информации. К марту 2016 г. в базе АСКУЭ было более 100 тыс. ПУ, в том числе 96 тысяч ПУ по физическим лицам и 4 тысячи ПУ по юридическим лицам.

Внедрение АСКУЭ повысило точность и достоверность приборного учёта электроэнергии; повысило оперативность сбора данных по учёту электроэнергии;создало возможность оперативного выявления  потерь и без учётного потребления электроэнергии; позволило осуществлять непрерывный контроль за исправной работой средств учёта электроэнергии; снизило технические и коммерческие потери.

К сожалению, осталось ещё много проблем.

— уровень физического износа основного оборудования электрических сетей АО «АЖК» по состоянию на 01.01.2016 г. составляет 67 %. Реконструкция и замена оборудования требует значительных денежных вложений.

— отсутствует действенный механизм штрафных санкций при нарушении предельных значений потребления реактивной мощности, в связи с чем не ведётся должным образом контроль и нормирование потребления реактивной мощности. Необходимо совершенствование нормативно-правовых актов (НПА) в части компенсации реактивной мощности у потребителей.

— отсутствует практика по возбуждению уголовных дел, связанных с хищением электроэнергии  (недостаточная нормативная правовая база).

— внутридомовые потери по МЖД и сетям КСК; отсутствие головного прибора учёта.

— бесхозные сети и сети объектов коммунальной собственности; отсутствие ответственного лица за обслуживание и компенсацию потерь по сетям коммунальной собственности.

— нелегитимные потребители и объекты стихийной застройки

Наталья Владимировна считает, что «…уменьшать мощность трансформаторов нельзя даже в угоду снижения потерь, так как завтра потребление может вырасти. Постоянное снижение потерь от достигнутого – это неправильный подход. Снижение потерь до нуля не бывает, нужно на чём-то остановиться. Потери можно снижать до определённого предела. Я бы хотела, чтобы вернулись к общедомовым приборам учёта электрической и тепловой энергии».

О проблемах и задачах электросетевой компенсации рассказала представитель ТОО «Кокшетау Энерго» Наталья УШАКОВА.

– Основными задачами электросетевых компаний, констатировала Наталья Геннадьевна, –  являются бесперебойное, надёжное и качественное электроснабжение потребителей, качественные ремонты, реконструкция и модернизация оборудования, внедрение мероприятий по организации работы с потребителями, улучшение контроля по учёту отпущенной электроэнергии, исключение хищений, снижение убытков, улучшение технических и экономических показателей, а также обновление изношенного оборудования, приобретение и создание системы коммерческого учёта (АСКУЭ) с внедрением, без которой невозможно дальнейшее развитие оптово-розничного рынка электроэнергии, разработка соответствующих инвестиционных программ.Сегодняшние нормы как никогда требуют бесперебойного электроснабжения потребителей, совершенствования систем учёта электроэнергии, замену устаревшего оборудования.

Вместе с тем, по мере возможности и с учётом вложения согласованных финансовых средств, электросетевые компании проводят ряд соответствующих технических, режимных и организационных мероприятий, а именно:

— замена приборов учёта электрической энергии у потребителей с вышедшим сроком эксплуатации;

— вынос приборов учёта электрической энергии на центральный щит в многоквартирных домах;

— замена воздушных вводов на кабельные в домах частного сектора с выносом приборов учёта на фасады домов частного сектора;

— внедрение системы АСКУЭ для автоматического контроля за потреблением электроэнергии у потребителей;

— реконструкция кабельных и воздушных ЛЭП-10-6, 0.4 кВ;

— реконструкция воздушных ЛЭП 110, 35 кВ;

— реконструкция и модернизация основного и вспомогательного оборудования.

Все вышеперечисленные мероприятия проводятся в зависимости от согласованных и утверждённых уполномоченными органами финансовых вложений.

Наряду с этим, в компаниях проводятся режимные и организационные мероприятия, не требующие финансовых затрат, за счёт технических режимных возможностей и работающего персонала, такие как:

  1. Режимные мероприятия:

— оптимизация мест размыкания линий 6-10-35-110 кВ с двухсторонним питанием;

— отключение линий в режимах малых нагрузок (двухцепные и т.д.);

— отключение вторых силовых трансформаторов в режимах малых нагрузок на двух трансформаторных ПС 110, 35 кВ;

— отключение трансформаторов на ПС с сезонной нагрузкой;

— контроль за уровнями напряжения согласно ГОСТа и его регулирование;

— соблюдение экономичного режима работы двух трансформаторных ПС 110, 35 кВ;

— контроль за режимами работы и потерями в сетях 110, 35, 10, 6, 0.4 кВ.

— сокращение продолжительности ремонта основного оборудования, в части влияния на режим работы эл. сетей.

  1. Технические мероприятия:

— замена перегруженных, недогруженных силовых трансформаторов (за счёт перераспределения трансформаторных мощностей);

— обрезка деревьев в охранной зоне ВЛ, перетяжка провода;

— разукрупнение фидеров 0,4–10 кВ;

— выравнивание нагрузок фаз в эл. сетях.

Существующие узкие места, проблемные моменты при эксплуатации электрических сетей:

  1. Снижение объёмов передачи электроэнергии, наличие протяжённых ЛЭП 110–35 кВ, большого объёма оборудования и распределительных сетей;
  2. Влияние погодных условий в РК (потери на корону в сетях 110 кВ, соизмеримых с потреблением, в связи со сниженными нагрузками);
  3. Влияние зарядной мощности (для протяжённых ЛЭП);
  4. Наличие двигательной нагрузки у потребителей (отсутствие контроля коэффициента мощности и компенсирующих устройств);
  5. Наличие большого объёма ведомственных сетей, присоединённых к электросетям электросетевых компаний (несоблюдение ведомственными сетями условий содержания электрических сетей и уровня эксплуатации, отхождение от ПУЭ, ПТЭ, ПТБ, ППБ);
  6. Отсутствие в полной мере инструкций, нормативных баз документов, контролирующих постановлений в плане управления энергетическими процессами.

Следует отметить, что технические потери электроэнергии – это основной технико-экономический показатель работы предприятия, наглядный индикатор состояния системы учёта электроэнергии и технического состояния электрических сетей.

Причинами формирования нормативных технических потерь являются:

— наличие объёмов передачи и распределения электроэнергии;

— наличие нагрузочных потерь ЛЭП и силовых трансформаторов всех уровней напряжения;

— наличие протяжённых ЛЭП всех уровней напряжения;

— подключение большей части потребителей на низком уровне 0,4 кВ, в связи с чем передача электроэнергии и увеличение нормативных потерь идёт по всем уровням напряжения 110, 35, 10, 6, 0.4 кВ.

Самую весомую и протяжённую часть электрических сетей электросетевых компаний представляют сети 0,4 кВ. В данное время просто необходима Концепция реформирования системы электроснабжения 0,4 кВ.

Сегодня просто необходимо поднять следующие назревшие вопросы в электроэнергетическом секторе и предоставить следующие предложения по итогам семинара-совещания:

  1. Выйти с предложением на ТОО фирму «Казэнергоналадка» разработать единую нормативную методическую техническую документацию по Республике Казахстан, а именно:

— разработать инструкции по расчёту и анализу технологического расхода электроэнергии на передачу по электросетям энергосистем и энергообъединений в РК (методика расчёта потерь в основном оборудовании, измерительном комплексе);

— разработать инструкцию по расчёту потерь на корону в сетях 110–220 кВ в РК;

— обновить порядок утверждения нормативной характеристики потерь электроэнергии (НХПЭ) и нормативов потерь электроэнергии в электрических сетях энергопередающих организаций регионального и местного уровней РК (в связи с истечением срока действия инструкций 2005 г.);

— обновить методику предоставления документов и проведения технической экспертизы расчёта технических потерь, расчёта НХПЭ и нормативов потерь электроэнергии в электрических сетях энергопередающих организаций регионального и местного уровня в РК (в связи с истечением срока действия методики 2005 г.);

— разработка методической документации и инструкции по разработке мероприятий по снижению потерь эл. энергии в эл. сетях в РК;

  1. Выйти с предложением отмены в соответствующие органы Постановления Правительства РК от 29.12.12 г. №165 «Об утверждении нормативных значений коэффициента мощности в электросетях индивидуальных предпринимателей и юридических лиц» (в связи с отсутствием рычагов контроля и поддержания коэффициента мощности у предприятий).
  2. Разработать и утвердить методику контроля, снятия данных и поддержания коэффициента мощности у предприятий с возложением контролирующих функций на уполномоченный орган (в связи с полным отсутствием узаконенных и утверждённых указаний и отсутствием конкретного контролирующего органа с возложенными функциями).
  3. Выйти с предложением отмены в соответствующие органы Постановления Правительства РК №1346 от 24.10.2012 г., раздел 6, п. 10 «Усреднённые значения потерь электроэнергии по классам напряжения» в связи:

— нет расшифровки структуры потерь, входящих в данные проценты (с СН ПС или без СН ПС);

— не учитываются объёмы потребления энергопредприятий, что влияет на формирование данных показателей;

— не учитывается балансовая принадлежность сетей, объёмы и параметры энергооборудования (наличие повышенных трансформаторных мощностей, протяжённых ЛЭП;

— указанные проценты потерь в постановлении не могут быть идентичными для всех энергопредприятий (в связи с разными объёмами и протяжённостью электрических сетей, различными объёмами пропуска электроэнергии по уровням напряжения).

  1. Выйти с предложением в соответствующие органы отменить долгосрочное (в данном случае пятилетнее планирование) по энергетическим предприятиям, в связи с неопределённостью структуры потребления и соответственно большой погрешностью на столь долгосрочный период.
  2. Разработать единые по РК Нормы расхода на СН ПС 220, 110, 35 кВ.
  3. Необходимо внедрение обязательных программ по модернизации и реконструкции сетей 0,4 кВ.
  4. Выйти с предложениями в Министерство энергетики по ведомственным электрическим сетям (с внедрением указаний по надлежащему уровню эксплуатации) или их безвозмездной передачи на баланс электросетевых компаний (в связи с отступлениями от ПТЭ и высокой аварийностью).

Одним из мероприятий снижения потерь является также замена кабельно-проводниковой продукции на современные, энергосберегающие. «Под Алматы, – привёл пример Марат Дулкаиров, – существует второй город, где расположено огромное количество кабельных сетей. Сегодня они находятся в плачевном состоянии. Их нужно срочно менять, но цены зарубежных кабелей – кусачие».  

Одним из таких предприятий, услугами которого пользуются наши проектировщики, является финская компания «REKA», представителю которой – Алексантери КОЛО и было предоставлено слово. На сей раз Алексантери презентовал кабельную продукцию, которая может работать даже в условиях пожара.

– В связи с ростом числа пожаров, – констатировал он, – в том числе и с человеческими жертвами, в последние годы остро обострилась проблема пожарной безопасности электрических кабелей. По статистике, из всех изделий электротехнической продукции первое место по числу пожаров занимает продукция кабельной промышленности − провода и кабели. Ни для кого не секрет, что увеличение количества пожаров на крупных энергетических объектах, ТЭЦ, на промышленных и сельхозпредприятиях, в зданиях с большим скоплением людей, в жилом секторе, в значительной степени обусловлено применением некачественного кабеля. Контрафактная и фальсифицированная кабельная продукция заполонила рынок некоторых стран. Она не соответствует требованиям гармонизированных документов CENELEC и стандартам Международной электротехнической комиссии МЭК (IEC). В погоне за сиюминутной прибылью, за снижением себестоимости, некоторые недобросовестные производители изготавливают кабели с заниженным сечением токопроводящих жил, с более тонкой наружной оболочкой, с использованием дешёвых материалов, которые недопустимы нормативно-технической документацией. Иногда в кабеле отсутствуют некоторые элементы конструкции. К преимуществам огнестойких кабелей XCMK-HF можно отнести то, что они не поддерживают распространение горения при установке в пучке, и имеют свойство самозатухания; имеют низкое дымовыделение; не выделяют коррозионно-активных продуктов дымо- и газовыделений. Этот кабель можно прокладывать в земле, по воздуху (на опорах) и даже в воде. Мы плотно работаем с проектировщиками, в частности, с Александром Степановичем Трофимовым, который в проектах закладывает наши кабели. Подробнее с информацией об этих кабелях вы сможете познакомиться в следующем номере журнала «Энергетика».

Второй день семинара был в основном посвящён потерям в теплоэнергетическом сегменте.

Был также поднят вопрос о потерях в тепловых сетях. По этому вопросу некоторые разъяснения дал Марат Дулкаиров.

На законодательном уровне, – напомнил Марат Дулкаиров, – установка приборов учёта тепла лежит на поставщиках, однако с 1998 года этот вопрос пробуксовывается и не решается. На сегодняшний день установлено около 50 % общедомовых теплосчётчиков. Полагаю, что исполнительным органам необходимо на местах согласовать финансирование установки остальных приборов из бюджета регионов на безвозвратной основе. Бюджетные деньги – это народные деньги, и они должны идти на благо жителей страны. 50 % теплосчётчиков не установлено в ветхих домах, где живут, в основном, малоимущие граждане, они не смогут оплатить установку общедомовых приборов учёта. Если акиматы не помогут установить эти приборы на безвозвратной основе, мы никогда не получим реальные цифры потребления.

Для снижения тепловых сетей необходима установка приборов учёта на источниках. Для расчёта нормативных потерь в теплоэнергетики предлагается создавать ИП, получать аккредитацию и работать на принципе самофинансирования.

«Расчёты нормативных потерь тепла, считает генеральный директор Союза, – должна проводить Казэнергоналадка, а согласовывать нормативные потери нужно на публичных слушаниях, которые организовывают акиматы совместно с антимонопольными комитетами регионов». 

Марат Турганбекович посоветовал участникам семинара подавать предложения по снижению электрических и тепловых потерь, которые после обработки исполнительной дирекцией Союза будут опубликованы в журнале «Энергетика» и разосланы соответствующим министерствам и ведомствам.

Из множества поданных предложений по снижению потерь хотелось бы выделить наиболее интересные:

– рекомендовать широко использовать опыт АО «АЖК» по тепловизионному обследованию контактных соединений и устранению локальных нагревов контактов как эффективное средство снижения потерь электроэнергии в сетях, не требующая капитальных затрат. Нагрев контактов не нормируется, т.к. в идеале его не должно быть; поэтому устранение нагрева соединений даёт чистый экономический эффект. Учитывая множество соединений в сетях, реальный эффект может быть значительным.

 

Николай КОЛУПАЕВ,

главный редактор журнала «Энергетика»

 

25–26 февраля 2016 года в Алматинском университете энергетики и связи состоялся очередной Международный производственно-технический семинар.

Первый день семинара был посвящён законодательной базе и нормативно-техническим документам в сфере ремонтного обслуживания энергетического оборудования, организации ремонта электрооборудования, регламенту процесса ремонта и технического обслуживания энергетического основного и вспомогательного оборудования, а также продукции заводов-изготовителей по данной тематике.

Во второй день рассматривались вопросы оперативно-диспетчерского управления в энергоустановках, регламента ремонта коммутационной аппаратуры электросетевого оборудования, выбора и технической реализации оптимального режима заземления нейтрали в электросетях 6–35 кВ, а также современным диагностическим приборам, необходимым как электросетевым организациям, так и промышленным предприятиям.

 

Открыл семинар генеральный директор Союза инженеров-энергетиков Республики Казахстан Марат ДУЛКАИРОВ.

13

Во вступительном слове Марат Турганбекович подчеркнул актуальность выбранной тематики семинара, которая связана с тем, что инвестиции в казахстанскую энергетику практически не идут, а время предельных тарифов закончено 2015 годом. В этих условиях роль ремонтов устаревшего, изношенного оборудования и коммуникаций, созданных нашими предками ещё в советское время неизмеримо возрасла. Хорошо ещё, что даже при нынешнем состоянии энергокомплекса запас надёжности позволяет получать от энергетиков предоставляемые услуги.

«Сегодня около 60 % работающего генерирующего оборудования, – отметил Марат Турганбекович, – находится в эксплуатации более 30 лет. Более 30 лет работает и 50 % сетевого оборудования. Поэтому для повышения надёжности и безаварийной работы большая роль отводится ремонту генерирующего и электросетевого оборудования.

Но сначала поговорим о законодательной и нормативной базах в сфере ремонтного обслуживания энергетического оборудования, – закончил вступительное слово генеральный директор Союза и предоставил микрофон заместителю председателя Комитета атомного и энергетического надзора и контроля Нисепкулу БЕРТИСБАВУ».

14

«Разрешите коротко подвести итоги деятельности электроэнергетической системы страны за 2015 год, – начал своё выступление Нисепкул Бертисбаевич. Выработка и потребление электрической энергии по итогам года составила 90,7 млрд. кВт·ч, что соответствует 99 % от потребления и 97 % от выработки прошлого года. При этом за последние 3 года объёмы вырабатываемой энергии находятся около 91 млрд. кВт·ч, демонстрируя рост в 2014 году.

 

2013

2014

2015

Выработка

91,9

93,9 (+2,1 %)

90,7 (-3,4 %)

Потребление

89,6

91,7 (+2,3 %)

90,7 (–1 %)

С начала отопительного периода максимум нагрузки отмечен на уровне 13,2 тыс. МВт при запланированном в текущем ОЗП – 13 850 МВт. При этом в прошлом году максимум нагрузки был отмечен на уровне 13 586 МВт.

При этой нагрузке отмечается около 3,5 тыс. МВт профицита электрической мощности.

Благодаря принимаемым Правительством мерам и, в частности, политики предельного тарифа в 2015 году дополнительно введено основного генерирующего оборудования на 288 МВт, что позволило увеличить установленную мощность электростанций Республики Казахстан до 21 132 МВт.
В частности, введено:
— на Петропавловской ТЭЦ турбина № 1 мощностью 63 МВт;
— на ТЭЦ-3 АО «Павлодарэнерго» турбина № 2 мощностью 65 МВт;
— на Жезказаганской ТЭЦ турбина № 4 мощностью 60 МВт;
— на Атырауской ТЭЦ турбина № 12 мощностью 100 МВт.
В настоящее время проводятся пуско-наладочные работы газотурбинной электрической станции ТОО «Батые Пауэр» мощностью 100 МВт в Западно-Казахстанской области.

По итогам прошедшего года технологические нарушения на энергопредприятиях снижены на 19 % или с 4 709 до 3 819 случаев, показатели травматизма снижены на 27 % или с 48 до 35 случаев.

В 2015 году произошло 6 аварий, в 2014 году за аналогичный период было 3.

По одной аварии произошло в Актюбинской, Западно-Казахстанской, Карагандинской и Южно-Казахстанской областях, в Павлодарской области – 2 аварии.

По Южно-Казахстанской области:

3 января 2015 года произошло увеличение вибрации подшипниковых опор и появление металлического стука на турбине № 1 ТЭЦ-3 АО «З-Энергоорталык». Турбина была аварийно остановлена со снижением генерации станции с 74 до 0 МВт. В результате осмотра было обнаружено разрушение 30-й ступени ротора низкого давления. Авария расследована комиссией созданной территориальным департаментом Комитета.

По Карагандинской области:

6 января 2015 года из-за увеличения вибрации подшипников была аварийно остановлена турбина № 1 ТЭЦ-3 ТОО «Караганда Энергоцентр». При осмотре обнаружена трещина вала под полумуфтой ротора среднего давления. В результате потребовалась замена ротора в зимний период.
Авария расследована комиссией созданной территориальным департаментом Комитета.

По Западно-Казахстанской области:

5 июня 2015 года в 18.55 часов на газотурбинной электростанций Карачаганакского перерабатывающего комплекса «Карачаганак Петролиум Оперетинг Б.В.» (ГТЭС КПК КПО Б.В.) произошло возгорание блочного трансформатора турбины № 3. Причиной возникновения возгорания явилось повреждение изоляции на внутренней оплётке маслонаполненного ввода фазы «В». Это вызвало разрушение наружного керамического изолятора. При этом оплавленный металл попал в бак трансформатора, что привело к возгоранию масла с последующим возгоранием трансформатора.
Авария расследована комиссией созданной территориальным департаментом Комитета.

По Актюбинской области:
26 сентября 2015 года в 04.47 часов произошёл аварийный останов электростанции Актюбинского завода ферросплавов – филиала АО «ТНК «Казхром». Причиной возникновения и развития аварии явилось повреждение РПН повышающего трансформатора 10/110 кВ, которое привело к вынужденному простою электростанций ЭС АЗФ с потерей собственных нужд продолжительностью более 25 суток.
Авария расследована комиссией, созданной территориальным департаментом Комитета.

По Павлодарской области:
11 июня 2015 года на электростанции АО «ЕЭК» произошла авария. Причиной возникновения и развития аварии явилось ложное замыкание цепей защиты клапана сбора давления автотрансформатора №1 по причине снижения электрической изоляции. При срабатывании защиты автотрансформатора №1 произошло ложное срабатывание защиты УРОВ (устройства резервирования отказа выключателя) автотрансформатора №1 на стороне 220 кВ с воздействием на исполнительные органы (дифференциальной защиты шин) ДЗШ 220 кВ.
Авария расследована комиссией созданной территориальным департаментом Комитета.

4 августа 2015 года на электростанции АО «ЕЭК» действием защиты автотрансформатора АТ-1 отключился выключатель со стороны 110 кВ. В результате отключения перешёл на изолированную работу с избытком мощности на Павлодарском энергоузлел с ОРУ-110 кВ электростанции АО «ЕЭК» и энергоблоке №1, что привело к повышению частоты в энергоузле до 51,23 Гц продолжительностью более 5 минут. Причиной возникновения и развития аварии явилась излишняя работа релейной защиты на автотрансформаторе связи 110/220 кВ по факту режима работы сети 110/220 кВ (соотношения величин активной и реактивной мощностей).
Авария расследована комиссией, созданной территориальным департаментом Комитета.

За 12 месяцев 2015 года произошло 35 случаев травматизма на энергопредприятиях, а в 2014 году за аналогичный период было 48 случаев. Отмечаем уменьшение на 13 случаев или 27 %.

При этом уменьшился травматизм с летальным исходом. В 2015 году 5 случаев (Алматинская – 2, Восточно-Казахстанская – 1, Карагандинская – 1, Павлодарская – 1), за аналогичный период в 2014 году было 9 случаев.

В 2015 году на электростанциях Республики Казахстан планировалось провести капитальные ремонты на 9 энергоблоках, 59 котлах и 47 турбинах. По итогам 2015 года были выполнены ремонты 9 энергоблоков, 64 котлов и 44 турбины. План капитальных ремонтов основного оборудования на электростанциях на 2016 год содержит 10 энергоблоков, 56 котлов и 39 турбин.

Стоит отметить, что в 2015 году срок завершения капитальных ремонтов двух энергоблоков, 4 турбин и 8 котлов на ряде электростанций был продлён. В частности, это: котёл № 3 ТЭЦ-2 АО «Астана-Энергия» на 23 дня, турбина № 4 ТОО «Степногорская ТЭЦ» на 13 дней, котёл № 13 АО «AES Усть-Каменогорская ТЭЦ» на 10 дней, гидроагрегат № 5 ТОО «Бухтарминская ГЭК» на 29 дней, энергоблок № 7 ТОО «Экибастузская ГРЭС-1» на 14 дней и т.д.

По подключению к электрическим сетям

Вы знаете, поскольку мы работаем в Единой энергетической системе СНГ, существуют установленные индексы, определённые показатели по определению уровня развития той или иной страны. Есть такой проект «Даун-бизнес», по которому введён один показатель – это подключение к электрическим сетям. Весь процесс подключения к электрическим сетям составлял порядка 2,5 месяца (80 с лишним дней). Сейчас введены ограничения и это срок не должен превышать 53 дня. Это, начиная с подачи заявления до подключения к электрическим сетям. Сюда входят рассмотрение в электрических сетях, выдача Технических условий, реализация Технических условий и подключения Потребителя. этот промежуток будет контролироваться. Второй показатель по даун-бизнесу, который мы пытаемся ввести, – это надёжность электроснабжения. Этот индекс будет определяться по количеству отключений потребителя и по продолжительности отключения. Для всех энергопередающих организаций будет определяться норматив по частоте и продолжительности отключений. В случае нарушений будут накладываться соответствующие штрафные санкции. Всё это необходимо для развития предпринимательства, для развития нашей промышленности. 

Введены 5 новых пунктов в Кодекс, которых прежде не было. Так, к примеру, за нарушение норм эксплуатационных запасов топлива в осенне-зимний период; за нарушение правил организации технического обслуживания и ремонта оборудования, зданий и сооружений электростанций, тепловых и электрических сетей, сроков и порядка согласования ремонтов; за нарушение требований к выдаче технических условий на подключение к электрическим, тепловым сетям; за нарушение требований к проведению энергетической экспертизы; за непредоставление информации о технологических нарушениях установлена ответственность в виде наложения штрафа для субъектов малого, среднего и крупного предпринимательства. 

Вы прекрасно знаете, что некоторые предприятия скрывают такие нарушения, поэтому в настоящее время разрабатывается законопроект в рамках пункта 51 Программы Президента Республики Казахстан о реализации «100 конкретных шагов» в части укрупнения региональных электросетевых компаний в целях повышения надёжности энергоснабжения, снижения затрат на передачу электроэнергии в регионах и снижения стоимости электроэнергии для потребителей. В нём в статье 300 Кодекса Республики Казахстан «Об административных правонарушениях» предусматривается увеличить штраф за нарушение правил, а также установленных режимов энергопотребления для субъектов малого и среднего предпринимательства на 50 %. 

В показатели мы также хотим включить требования к инвестиционной привлекательности электроэнергетической отрасли и нормативы режимов энергопотребления. Существуют суточные графики электропотребления, потребители согласовывают их за сутки и, если потребитель недобирает или перебирает потреблённую электроэнергию, то также будут накладываться штрафные санкции.

По паспортам готовности.

В статье 301 Кодекса за непредоставление документов для получения паспорта готовности либо их представление с нарушением этих требований предусматривается увеличение штрафа. Кроме того, за представление документов для получения паспорта готовности, содержащих недостоверные сведения будет установлен штраф. Эти требования мы хотим заложить также в Закон РК «Об электроэнергетике».

Диагностика, испытание, эксплуатация, ремонт и модернизация основного энергетического оборудования регламентируются в ряде действующих нормативно-правовых актов и нормативных технических документов Республики Казахстан, в частности, в Правилах технической эксплуатации электрических станций и сетей (МЭ РК, № 247, 30.03.2015 г.), Правилах техники безопасности при эксплуатации тепломеханического оборудования электростанций и тепловых сетей Республики Казахстан (МЭ РК, №122, 20.02.2015г.), Правилах приёмки в эксплуатацию энергообъектов электростанций, электрических и тепловых сетей после технической модернизации (МЭ РК, №90, 13.02.2015 г.), Правилах проведения периодического обследования технического состояния энергетического оборудования, зданий и сооружений электрических станций, электрических и тепловых сетей, а также энергетического оборудования потребителей с привлечением экспертных организаций и заводов изготовителей (МЭ РК, №255, 31.03.2015 г.), инструкциях по контролю и продлению срока службы металла основных элементов турбин и компрессоров энергетических газотурбинных установок (КГЭН, №116-П, 24.12.2009 г.), методических указаниях по магнитному контролю металла труб поверхностей нагрева котлов теплоэлектростанций (КГЭН, №116-П, 24.12.2009 г.), нормах времени на ремонт общестанционного оборудования (КГЭН, №116-П, 24.12.2009 г.), инструкциях по контролю и продлению срока службы металла основных элементов турбин и компрессоров энергетических газотурбинных установок (КГЭН, №116-П, 24.12.2009 г.), руководящих документах по капитальному ремонту энергооборудования (МЭиМР РК, № 68, 11.03.2005 г.), Методических указаниях о порядке продления сроков службы сосудов, работающих под давлением, по результатам технического диагностирования на предприятиях (МЭиМР РК, №105, 30.05.2003 г.).

Требования к контролю и диагностированию состояния металла основных элементов теплосилового оборудования действующих энергоустановок в целях обеспечения их надёжной и безопасной эксплуатации регламентируется в Типовых инструкциях по контролю металла и продлению срока службы основных элементов котлов, турбин и трубопроводов тепловых электростанций Республики Казахстан, утверждённых приказом МЭиМР РК от 30 мая 2003 года № 105. Настоящая типовая инструкция определяет порядок, объёмы и периодичность эксплуатационного контроля в пределах паркового ресурса, а также определяет место его проведения, критерии оценки работоспособности элементов оборудования и порядок продления срока службы сверхпаркового ресурса.

Ежегодно Комитетом разрабатывается общая информация по каждому основному оборудованию всех энергопредприятий страны с указанием числа часов наработки этого оборудования и количества часов, оставшихся до исчерпания паркового ресурса, с учётом продления срока службы основных элементов электростанций (котлов, турбин и т.д.). По итогам 2015 года из 659 единиц оборудования 26 % котлов и 30 % турбин отработали парковый ресурс, установленный заводами-изготовителями. К счастью, это оборудования, благодаря нашим отцам и дедам ещё продолжает работать. Необходимо отметить, что по этому составу оборудования соответствующие экспертные организации в соответствии с действующими регламентирующими документами проводят обследование, и при положительных результатах экспертизы продлевают срок эксплуатации указанного оборудования и его узлов. 

К сожалению ряд экспертных организаций подходит к продлению сроков эксплуатации мягко говоря недобросовестно. Идут на поводу у з аказчика, поскольку «кто платит, тот и заказывает музыку». В результате мы получаем и остановы в самое неподходящее время. Этот вопрос мы неоднократно ставили и находим определённые пути решения. Экспертные организации получают аккредитацию в МЧС, поэтому мы сейчас с ними отрабатываем вопросы взаимодействия, в том числе согласование сроков продления с энергонадзором. Таких экспертных организаций, которые бы могли с большой вероятностью определить, сколь долго может ещё проработать оборудование, очень мало. 

Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей определяют порядок технической эксплуатации основного оборудования электростанций.

В основном порядок организации технического обслуживания и ремонта оборудования, зданий и сооружений электростанций, тепловых и электрических сетей энергопроизводящих и энергопередающих организаций приводится в Правилах организации технического обслуживания и ремонта оборудования, зданий и сооружений электростанций, тепловых и электрических сетей, утверждённых Приказом Министра энергетики Республики Казахстан от 11 февраля 2015 года № 73. Планирование ремонта оборудования, зданий и сооружений электростанций, тепловых и электрических сетей, включает в себя разработку:
— перспективного плана ремонта оборудования, зданий и сооружений организации на пять лет;
— годовых графиков ремонта оборудования, зданий и сооружений.

При разработке графиков ремонта необходимо учитывать техническое состояние оборудования и требований завода-изготовителя к ним, а также периодичность капитального ремонта основного оборудования, которая определяется нормами вышеуказанных Правил, действующих в Казахстане.

В то же время по основному оборудованию электростанций (котлы, турбины) сроки проведения не регламентируются. В этой связи, в настоящее время рассматривается вопрос по их включению (1 раз в 4 года) в Правила организации технического обслуживания и ремонта оборудования, зданий и сооружений электростанций, тепловых и электрических сетей.

Приёмка энергообъекта в эксплуатацию после технической модернизации осуществляется согласно порядку приёмки в эксплуатацию энергообъектов электростанций, электрических и тепловых сетей после технической модернизации, утверждённому Приказом Министра Республики Казахстан от 13 февраля 2015 года № 90».

Затем Нисепкул Бертисбаевич ответил на многочисленные вопросы участников семинара.

На вопрос Дулкаирова о запасе топлива на электростанциях зам. главы Госэнергонадзора сообщил, что для угольных электростанций, находящихся вблизи угольного разреза, установлен двухнедельный запас топлива. Для удалённых ТЭЦ, например, Алматинских ТЭЦ-2 и ТЭЦ-3 – 20-суточный. Поскольку у ТЭЦ-1 основное топливо – это газ, а уголь у неё в основном на подхвате, мы будем рассматривать только ТЭЦ-2 и ТЭЦ-3. 

12
Пресс-секретарь Союза, главный редактор журнала «Энергетика» Николай Колупаев напомнил, что раньше Союз инженеров-энергетиков принимал активное участие в разработки нормативных документов, в том числе при его активном участии были разработаны казахстанские ПУЭ, ПТЭ и ПТБ. Он задал вопрос: «Каким образом в нынешних условиях продолжить участие Союза в разработках нормативных документов в области энергетики?». На что Нисепкул Бертисбаевич ответил: «Сейчас разработкой этих документов занимается Министерство энергетики, я в том числе, поэтому все предложения по таким документам, как ПУЭ ПТЭ, ПТЭ, другим нормативным правовым документам, как я уже говорил на прошлом семинаре, должны складироваться в Союзе инженеров-энергетиков Республики Казахстан, а после обработки обобщённый материал Союз отправит в Минэнерго.

Марат Турганбекович отметил, что в прошлом году Союз пытался получить в Минэнерго аккредитацию, но нам её не дали, зацепившись некоторые пункты в Уставе Союза. Сейчас Устав изменён с учётом пожеланий комиссии по аккредитации, и попросил оказать содействие в получении аккредитации в этом году. На что Нисепкул Бертисбаевич ответил, что поможет, но добавил, что предложения по изменению нормативных правовых документов можно вносить и без аккредитации.

Один из участников семинара попросил прокомментировать процент износа электрических сетей. На это докладчик ответил, что процент в разных регионах разный, но в среднем где-то за 60 %. В некоторых регионах, где проведены работы по замене сетей, например, в Акмолинской РЭК, процент ниже и потери составляют около 7 %. А есть сети, такие как Южно-Казахстанская, Кызылординская, Талдыкорганская области, так там процент износа составляет 70–75 %, а потери превышают 15– 20 %. Износ у нас считается по бухгалтерским документам. Физический износ посчитать сложнее, методики подсчёта износа пока нет, поэтому придерживаются определения по бухгалтерской отчётности.

Следующий вопрос был: «А какие меры принимаются?»

Ответ: «С мерами несколько сложнее, поскольку все электросетевые компании являются субъектами естественных монополий, и регулирование тарифной политики осуществляет Антимонопольный комитет. Его задачей является сдерживание инфляции, поэтому они пытаются сдерживать тарифы.

Марат Турганбекович задал вопрос: «Почему вопрос потерь отдан в руки анитимонопольщиков, где в основном сидят экономисты, а энергетиков по существу и нет? Если раньше потери были 5–6, и за их превышение наказывали рублём, то сегодня в некоторых регионах 20 и выше, а никого не наказывают. Более того эти потери считаются как нормативные, т.е. они участвуют в тарифообразовании». И сам на него ответил: «Мне кажется, что расчётом потерь должны заниматься энергетики, находящиеся в составе Минэнерго. Расчёт технических потерь довольно сложное занятие, тут есть много нюансов, которые знают только истинные энергетики. И расчёт технических потерь должен проводиться специалистами во всех сетях. Должны быть установлены нормативные потери для каждой РЭК и все потери, превышающие нормативные должны быть сверхнормативные и не учитываться при формировании тарифов. А распределительная компания должна сама приводить свои сети в порядок, чтобы потери не превышали нормативные».

Прозвучал также вопрос об аварийном запасе оборудования. Зам. главы Госэнергонадзора, сказал, что этот вопрос очень актуален. «Мы всегда требуем, – резюмировал он, – у электрических станций, сетей наличие аварийного восстановительного запаса и материалов, и оборудования. Раньше такие нормативы существовали, но Антимонопольный комитет это отменил, считая, что закуп запаса лежит мёртвым грузом, а эти нормативы влияют на тариф. На самом деле эти запасы нужны, мы эти нормативы разрабатываем и думаем, что они в этом году будут утверждены. Я бы хотел поднять ещё один вопрос по потерям в электрических сетях – это удельные расходы топлива на производство электрической и тепловой энергии. Мы провели исследование динамики расхода по все м электрическим станциям и получилось, что у нас ежегодно идёт рост удельных расходов. По некоторым станциям рост удельных расходов условного топлива достигает 600–700 граммов, это 1,5 кг на выработку 1 кВт·ч. Раньше, например, на ТЭЦ-1 было всего 164 грамма. Это же просто нонсенс».

Николай Колупаев спросил: «Сегодня выработка и потребления электрической энергии сравнялись, но для оптового и розничного рынков электроэнергии должен быть резерв мощности. Каков он на сегодняшний день, когда будем поднимать генерацию?».

«Вы знаете, – ответил Нисепкул Бертисбаевич, – генерацию мы не можем поднимать, сколько потребляем, столько и будем вырабатывать. Но резерв мощности более 4 000 кВт у нас есть. на Экибастузской ГРЭС-1 у нас работает 3 блока из семи, на Жамбылской ГРЭС работает только два блока из шести». Но Марат Дулкаиров возразил. «Нам всё время говорят, что у нас профицит электроэнергии. Но я с такой трактовкой не согласен. Профицит у нас в Павлодарском регионе, где есть Экибастузская, Ермаковская электростанции. А на юге и западе – дефицит. Да, есть Жамбылская ГРЭС, но себестоимость электроэнергии там запредельная, население такую энергию просто не сможет оплатить. Мы раньше отказывались от такой электроэнергии, вводили ограничения».

На это г-н Бертисбаев парировал: «Дефицита на западе у нас уже нет, есть некоторый дефицит на юге. Сейчас основной дефицит – это отсутствие регулирующей мощности. Гидроэлектростанции, обеспечивающие регулирующие мощности составляют порядка 12 % от общей выработки. По нормативам должно быть около 20 %. Пиковая регулирующая мощность на западе наращивается. в апреле вводит газотурбинную станцию 100 МВт, в этом году будем вводить вторую. Самая оптимальная регулирующая мощность получается от гидроэлектростанций. К сожалению, гидроресурсами наша страна не очень богата. Пытаемся ввести небольшие мощности (50–100 МВТ) на реках Талдыкорганской области, построить контррегулятор на Капшагайской ГЭС на 50 МВт с увеличение мощности этой ГЭС на 100 МВт, а также контррегулятор на Шульбинской ГЭС с увеличением её мощности в часы пик ещё на 250–300 МВт. Газотурбинные электростанции, хоть и с небольшим отставанием, тоже могут регулировать мощности. все основные тепловые электростанции являются базовыми. Для юга Казахстана сейчас строится полукольцо 500 кВ Семипалатинск–Усть-Каменогорск с выходом на подстанцию «Алма», тогда дефицита в Алматинском регионе не будет. Единственно у нас остаётся Южно-Казахстанская область. Это так называемый тупиковый регион, где имеется слабая связь между Жамбылом и Шымкентом. Поэтому у нас пытаются строить Балхашскую ТЭС, но пока окончательного решения ещё нет, поскольку корейцы выдвигают не совсем приемлемые условия. В любом случае на такой протяжённой линии как-то подпитка нужна, поэтому что-то строиться будет».

Нисепкул Бертисбаевич, обратившись к представителю компании «Тенгиз Шевроил», выразил недовольство. «Компания обладает большой регулирующей мощностью около 700 МВт, но она не участвует в регулировании мощности общей энергосистемы Западного Казахстана. В случае каких сбоев она сразу отключается и работает на себя. А если что-то случается у неё она начинает брать из общей энергосистемы, т.е. работа ведётся в одностороннем порядке». И предложил представителю Тенгиз Шевроил рассмотреть этот вопрос.

По программе семинара следующее слово было предоставлено вице-президенту АО «Казремэнерго» Михаилу КУШНИРУ, одному из главных подрядчиков в Казахстане, которое ремонтирует очень сложное оборудование.

15

Рассказав участникам о своей компании, Михаил Исаакович остановился на заострённом Бертысбаевым вопросе о продлении ресурса оборудования. О деятельности АО «Казремэнерго» мы расскажем подробнее на страницах этого номера журнала в отдельной статье.

– Мы, как и многие организации, имеем разрешение на продление ресурса энергооборудования. Ресурс определяется работоспособностью наиболее ответственных и напряжённых частей и деталей оборудования, которые работают при высоком давлении и достаточно высокой температуре. Со временем происходит изменение структуры металла, теряется его прочность. Есть гарантированный заводом-изготовителем парковый ресурс. Это примерно 100 тыс. часов. После наработки этого времени необходимо специальное обследование по специальным методикам, разработанным ещё в советское время. В настоящее время в России эти методики поддерживаются, и мы периодически (раз в три года) посылаем своих специалистов в обучающие центры России. После обследования по этим методикам мы выдаём своё заключение на продление дальнейшей работы оборудования сверх паркового ресурса.

К сожалению, есть много фирм, которые за деньги идут на поводу у заказчика. Мы с такими случаями встречались. Например, мы после тщательного обследования отказывались продлять ресурс или вводили ограничения по температуре, при которой могло бы работать оборудование, но заказчика это не устраивало, и через какое-то время мы узнаём, что какая-то фирма продлила ресурс. Мы не являемся органами, расследующими эти нарушения, а просто констатируем факт. Ответственность лежит на тех, кто дал это заключение и на тех, кто это заключение принял. При таких высоких рабочих параметрах (температура и давление) я просто удивляюсь, что находятся люди, которые идут на эту сделку. Ведь это не только риск аварии в самый неподходящий момент, но и безопасность людей, человеческих жизней. Несколько лет назад такой случай произошёл, когда мы не дали заключение о продлении ресурса, а через полгода узнаём, что на этом объекте произошёл несчастный случай (был порыв трубопровода, погибли люди).

После того как энергетика Казахстана была приватизирована, да ещё было ликвидировано Министерство энергетики, не было целенаправленной политики в области электроэнергетики. Раньше была отстроена такая система, когда периодически (раз в квартал) все энергопредприятия получали информацию обо всех авариях (что, где, когда и почему она произошла).  На основании таких случаев создавались противоаварийные циркуляры, исполнение которых было обязательным для всех электростанций, которые должны были внедрить указанные в циркулярах мероприятия, чтобы исключить подобные случаи. После ликвидации Минэнерго в различных министерствах существовали департаменты электроэнергетики (по нескольку человек), которые просто физически не могли заниматься этими проблемами.

Ещё хочется остановиться на одном моменте. Раньше в электроэнергетике были очень строгие правила, которые все соблюдали, а надзирающие органы контролировали ситуацию. В результате всех преобразований мы это утеряли. Как говорил Марат Турганбекович, потери в сетях регулируют далеко не специалисты, многие из которых и Закон Ома толком-то не знают. Потери – это изначально не экономическая, а техническая основа. Экономика идёт потом, когда от рассчитанных по серьёзным методикам потерь потом рассчитывается тариф. Самим вычислением потерь должны заниматься профессионалы, которые должны обоснованно рассчитывать и передавать результаты в антимонопольный комитет для определения тарифов. Когда говорят, что потери в некоторых регионах составляют 20 % и выше – это уму не постижимо. Получается, что пятая часть выработанной энергии теряется в сетях. Раньше, когда организации показывали потери 7–8 процентов, был уже скандал.

Теперь поговорим об организации ремонта.

В настоящий момент в нашей республике есть несколько документов, которые регламентируют организацию ремонта именно в электроэнергетике. Первый и самый главный документ, которым руководствуются все электростанции – это Правила технической эксплуатации электрических станций и электрических сетей. Этот документ является законом для всех электростанций, основа, на которой строится работа всех предприятий: электростанций, проектных организаций, ремонтных и монтажных контор, которые работают в электроэнергетике. В этих правилах, последние из которых были утверждены приказом Министра энергетики 30 марта 2015 года, есть параграф 4, который определяет техническое обслуживание, ремонт и модернизацию оборудование зданий и сооружений электрических станций и электрических сетей. От старых советских правил они отличаются тем, что тогда было прописано два вида деятельности (техническое обслуживание и ремонт). Раньше был текущий ремонт, средний и капитальный. Был также перечень типовых работ, выполняемых при текущем, среднем и капитальном ремонте. Что выходило за рамки этого перечня, называлось сверхтиповыми работами со своими сроками, финансовыми затратами (выделялись определённые деньги). Теперь такого понятия нет. 

Сегодня существует техническое обслуживание, текущий ремонт (согласно ПТЭ) и капитальный ремонт. Техническое обслуживание – это смазка, регулировка, мелкий ремонт, который не требует основного оборудования. Текущий ремонт – это почти то же, что и техническое обслуживание, только ещё устранение небольших неисправностей, поломок, которые требуют останов работы оборудования. Капитальный ремонт – это ремонт, в результате которого восстанавливаются проектные или заводские характеристики оборудования путём ремонта или замены любых частей. Сейчас такие понятия существуют в организации ремонта. Это согласно Правилам технической эксплуатации, которые были утверждены 30 мая 2015 года. Есть ещё один документ – это Правила организации технического обслуживания и ремонта оборудования, зданий и сооружений электрических станций, тепловых и электрических сетей. Этот документ также утверждён Министром энергетики 18 марта 2015 года. Все эти документы имеют официальный статус, поскольку прошли государственную процедуру и зарегистрированы в Министерстве юстиции. Являются официальными документами, которыми руководствуются работники энергетической отрасли. В этих правилах даже слов «текущий ремонт» нет. Есть только техническое обслуживание и капительный ремонт. Всё отдано на откуп самих организаций. Раньше устанавливались сроки для каждого вида ремонта. Сейчас этого нет. Теперь предприятия сами разрабатывают эти графики, определяют объём необходимых работ и продолжительность ремонта».

В заключение выступающий поблагодарил Генерального директора Союза за проведение таких актуальных семинаров.

О Регламенте процесса ремонта и технического обслуживания энергетического основного и вспомогательного оборудования рассказал представитель АО «Алматинские электрические станции» Алексей СКРЯБИН.

– С начала 90-х годов в силу известных обстоятельств электроэнергетика вступила в фазу снижения энергопроизводства. Возникшие резервы в сочетании с ослаблением функций командно-административной системы обусловили ряд негативных проявлений. Они выразились в увеличении продолжительности простоев энергооборудования в различных видах ремонтов, а также в непредсказуемом росте затрат на техническое обслуживание и ремонт.

Внешние предпосылки снижения эффективности энергоремонта оказались хотя и существенными, но не доминирующими. Основу негативных процессов составили экономические и физические аспекты старения эксплуатируемого оборудования.

Угрожающий процесс старения оборудования ведёт к увеличению аварийности и технологическим нарушениям. Снижение их числа достигается путём проведения регламентных ремонтных работ согласно действующим «Правилам организации технического обслуживания и ремонта оборудования, зданий и сооружений электростанций, тепловых и электрических сетей» утверждённым Постановлением Правительства Республики Казахстан от 10 июля 2013 года № 711.

Следует отметить, что за период 1996–2005 гг. в связи с отсутствием соответствующего финансирования было недовыполнено объёмов регламентных ремонтных работ по энергоисточникам АО «АлЭС» на общую сумму 14,5 млрд. тенге, что привело к росту аварийности и технологических отказов в 2007 году до 264 аварийных остановов котлов (как самого повреждаемого оборудования) на энергоисточниках АО «АлЭС». При увеличении финансирования на выполнение ремонтных работ в период с 2007 по 2012 годы до уровня 3,7 млрд. тенге (текущие затраты) достигнуто снижение аварийных остановов котлов. Стабильным финансированием аварийные остановы котлов в 2015 году снизились и достигли лишь 86 отказов.

Учитывая, что действующими до 2013 года Правилами технической эксплуатации электрических станций, электрических и тепловых сетей жёстко регламентировалась периодичность проведения капитальных ремонтов основного оборудования электростанций (котлов и турбин), при проведении ремонтов складывалась ситуация, когда работы подрядным способом превышали работы, выполняемые хозяйственным способом.

Для повышения качества ремонта и технического обслуживания оборудования, а также снижения затрат АО «АлЭС» разработаны и внедряются ряд мероприятий:

  • Внедрение автоматизированной системы расчёта смет затрат на ремонт энергетического оборудования АВС-4.
  • Внедрение подсистем Управление закупками и Управление запасами на базе программного комплекса «1С:Предприятие».
  • Переход от системы планово-предупредительных ремонтов (ППР) к ремонтам по техническому состоянию.
  • Планируется внедрение системы «1С:Предприятие». ТОИР Управление ремонтами и обслуживанием оборудования.

Указанные мероприятия позволят снизить затраты на ремонт и техническое обслуживание оборудования, увеличить долю выполняемых ремонтных работ хозяйственным способом, снизить аварийные остановы оборудования».

16

Вопрос о резистивном заземлении нейтрали неоднократно поднимался Союзом инженеров-энергетиков на форумах, семинарах, в журнале «Энергетика» (№1(24) – март 2008 г., №4(27) – ноябрь 2008 г.). Не прошёл мимо этой проблемы и нынешний семинар. Ведущий инженер ТОО «Восток Электрик» Калмурат НИГМАТУЛЛАЕВ вновь коснулся этой актуальной тематики. НПП «Бреслер» совместно с ТОО «Восток Электрик» выпустили Руководящие указания по выбору и технической реализации оптимального режима заземления нейтрали в электрических сетях 6–35 кВ с применением силовых резисторов.

Замыкания на землю в сети с изолированной нейтралью создают три основные проблемы: ёмкостные токи, перенапряжения и определение повреждённого фидера. Большие ёмкостные токи сети способствуют горению дуги в месте замыкания и не только не позволяют сохранить в работе повреждённый фидер, но и приводят к повреждению соседних фидеров. Поэтому требуется компенсация ёмкостных токов с помощью компенсирующих дугогасящих реакторов. Реакторы должны быть плавнорегулируемые с автоматикой управления, отслеживающей параметры сети. Автоматика управления, выполненная по амплитудному или фазовому принципам не способна обеспечить требуемое качество управления реакторами. Автоматика должна способствовать определению повреждённого фидера.

17Об организации связи в оперативно диспетчерском управлении на энергопредприятиях рассказал Технический Директор ТОО «ADVANTEK SYSTEMS» Андрей КЛИМЕНКО.

– Широкое внедрение электрической энергии в технологические процессы производства требует всемерного повышения надёжности электроснабжения потребителей электроэнергией. В комплексе мероприятий по повышению надёжности электроснабжения важное место занимает оперативно-диспетчерская работа в распределительных электрических сетях 0,38–10 кВ. Основным содержанием этого доклада является тема обеспечения надёжного производства оперативных переключений для плановых, внеплановых и аварийно-восстановительных работ в электроустановках, обнаружения, локализации и ликвидации повреждений в распределительных сетях и осуществления взаимодействия с потребителями. Оперативное управление электрическими сетями в районах распределительных сетей осуществляют оперативно-диспетчерские группы, выполняющие свои функции с диспетчерских пунктов. Современный диспетчерский пункт района распределительных сетей – это комплекс технических средств, предназначенных для сбора, обработки, отображения информации и принятия оперативных решений диспетчерским персоналом

Без наличия таких средств диспетчерский пункт сегодня не в состоянии выполнять функции оперативного управления работой электросетей.

Оперативность и правильность принимаемых диспетчером решений, особенно в аварийных ситуациях, во многом зависят от своевременности и достоверности информации, которая имеется в его распоряжении на данный момент. Поэтому организационно-технические мероприятия, проводимые в РРС, должны обеспечивать получение информации о состоянии электрических сетей из всех возможных источников, в любое время суток, в будние, выходные и праздничные дни».

В своём выступлении Андрей Николаевич остановился на каналах связи, по которым осуществляется обмен информации диспетчера с корреспондентами, на устройствах телемеханики, о новых требованиях, предъявляемых к оперативной и технологической связи, а также привёл конкретные примеры внедрения проектов для сетей связи.

Перед тем как передать микрофон гостю из Финляндии Алексантери КОЛО Генеральный директор Союза не мог не поделиться с участниками семинара проблемами городских электрических сетей. «Под Алматы находится второй город, – вспоминал проблемы кабельных сетей бывший заместитель Акима г. Алматы по энергетике, – где расположены целые улицы кабельных траншей. Кабели эти уже по три раза выработали свой ресурс и требуют замены. Требуют замены и воздушные линии, причём на современные провода или кабели.

Сначала в зале прозвучала речь на мелодичном иностранном языке. но, как пояснил Алексантери, это было сделано для то, чтобы мы почувствовали дух Финляндии. И это ему удалось.

Затем он чистейшем русском языке без акцента рассказал о своей фирме, технических характеристиках, выпускаемых фирмой «REKA» кабелей.

REKA CABLES LTD производит кабельную продукцию уже в течение 55 лет. Это одно- и трёхжильные кабели из сшитого полиэтилена на напряжения 6–110 кВ, а также высоковольтные кабели и пероксидносшитого полиэтилена.

Казсельэнергопроект заинтересовался финской кабельной продукцией ещё 1989 году. Это были самонесущие изолированные провода (СИП). Но только в 1996 году они стали широко использоваться в казахстанской энергетике. Сегодня кабельная продукция фирмы «REKA» заняла достойное место в электроэнергетике нашей республики.

Второй день семинара был посвящён в основном оперативно-диспетчерскому управлению в электроустановках. После вступительного слова Марата Дулкаирова, бывшего в 80-е годы прошлого столетия начальником центральной диспетчерской службы Алма-Атинской энергосистемы к микрофону подошёл заместитель начальника нынешней диспетчерской службы Алма-Атинской энергосистемы (сейчас АО «Алатау Жарык Компаниясы») Сергей СИЛИН.

19

– Я в своё время занимался разработкой режимов в Алма-Атинской энергосистеме, поэтому хотел бы с вами поделиться некоторыми моментами, которые будут полезны для энергетиков промышленных предприятий.

Диспетчеризация – это комплекс мероприятий по согласованной работе электростанций, сетей и потребителей в темпе текущего времени. Для того, чтобы это работало, должен сохраняться баланс между генерацией и потреблением. Поскольку электроэнергетика представляет собой единый технологический процесс выработки, передачи и потребления электрической и тепловой энергии, её управление строится по иерархическому принципу. Во главе управления стоит национальный диспетчерский центр системного оператора (НДЦ СО), его региональных диспетчерских центров. Далее – региональные диспетчерские центры (РДЦ) электросетевых и энергопроизводящих компаний, и конечная точка – потребители. Каждый диспетчерский центр управляет определённой частью сети и подчиняется вышестоящему оперативному центру, чем обеспечивается иерархический принцип управления.

Для реализации этой задачи на основе статистических данных осуществляется ежесуточное планирование. Покрытие ожидаемого потребления располагаемой мощности своих энергоисточников и необходимым перетоком мощности от других – внешних источников. На случай предотвращения аварийных ситуаций разрабатываются различные системы автоматики, в то числе: автоматическая частотная разгрузка (АЧР), системная автоматика отключения нагрузки (САОН), автоматические частотные пуски генераторов (АЧП), графики ограничения питающих центров (ОПЦ).

Ежегодно НДЦ СО выдаёт задание РДЦ на разработку графиков АЧР, САОН, ОПЦ. Согласно директивным указаниям по устойчивости электрических сетей все энергодефицитные регионы должны обеспечить графики АЧР с объёмом отключаемых потребителей не менее 60 % от максимального потребления.

За вычетом потребления собственных нужд электростанций, насосных станций тепловых сетей, других объектов жизнеобеспечения городов, под возможное отключение попадают почти все оставшиеся потребители. Поскольку отключения происходят на подстанциях, то оперируют выключателями фидеров 6, 10 кВ, а кое-где и выше. Причём отделить категорийного потребителя от менее ответственного зачастую просто невозможно. Конечно, графики АЧР, ограничений потребителей согласовываются энергосбытом, местными акиматами, но я не уверен, что они доводятся непосредственно до энергетиков потребителя. Поэтому, если энергетики заинтересованы в надёжном электроснабжении своих предприятий, они должны знать схему электроснабжения, а также очередь, в которой находятся отключаемые линии и параметры уставок АЧР на ЛЭП, по которой осуществляется электроснабжение. Тогда можно принять необходимые меры по построению надёжной схемы электроснабжения на своём предприятии для ответственных потребителей и менее ответственных. Например, посадить более ответственного потребителя на фидер, отключающийся позже.

Другой составляющей взаимодействия диспетчерских служб и потребителей является её правильная организация. Ежегодно должны обновляться списки оперативного технического персонала, имеющего полномочия на ведение переговоров и переключений. Списки должны сопровождаться номерами контактных телефонов с доступом к ответственным лицам в любое время суток.

Алматинская энергосистема очень грамотно спроектирована. Сейчас вокруг г. Алматы появилось кольцо 220 кВ, о котором мы с Маратом Турганбековичем мечтали 30 лет назад. Тогда была большая проблема, например, отключается одна линия в Центральной Азии, и энергосистема переходит на изолированную работу. Сейчас надёжность значительно повысилась, за последний год отключений не было. И это, благодаря развитию электросети.

О комплектных трансформаторных подстанциях в бетонном корпусе поведали представители ТОО «Спецэлектра» Екатерина БАЙГАРИНА и Асем НУРПЕИСОВА.

По регламенту ремонта коммутационной аппаратуры электросетевого оборудования выступил представитель АЖК Данияр ОМЕКОВ.

В целом семинар прошёл на высоком техническом уровне. И это во многом благодаря профессионализму ведущего.