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.

2. 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;

2. 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).
3. 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).
4. 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).

5. 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.
6. Разработать единые по РК Нормы расхода на СН ПС 220, 110, 35 кВ.
7. Необходимо внедрение обязательных программ по модернизации и реконструкции сетей 0,4 кВ.
8. 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.

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».

«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.

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. 

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.

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».

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.

Об 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.

– 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.