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.

 

 

Комментариев нет

Оставить комментарий