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:
- 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.
- 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:
- Снижение объёмов передачи электроэнергии, наличие протяжённых ЛЭП 110–35 кВ, большого объёма оборудования и распределительных сетей;
- Влияние погодных условий в РК (потери на корону в сетях 110 кВ, соизмеримых с потреблением, в связи со сниженными нагрузками);
- Влияние зарядной мощности (для протяжённых ЛЭП);
- Наличие двигательной нагрузки у потребителей (отсутствие контроля коэффициента мощности и компенсирующих устройств);
- 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);
- 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:
- 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;
- 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).
- 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).
- 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).
- 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.
- Разработать единые по РК Нормы расхода на СН ПС 220, 110, 35 кВ.
- Необходимо внедрение обязательных программ по модернизации и реконструкции сетей 0,4 кВ.
- 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.
