полнотекстовый ресурс

Кенжемурат ДУКБНБАЕВ
6°Ц ).
А
ЭНЕРГЕТИКА КАЗАХСТАНА
Движение к рынку
9
Алматы 1998 г.

e' jL&
у
1 9 J *
Дукенбаев К.Д. Энергетика Казахстана. Движение к рынку.
Алматы: Гылым, 1998. - 584с.
Во второмиздании книги Энергетика Казахстана и пути ее интеграции
в мировую экономику включеныизменения происшедшие в энергетике
Казахстана поприватизации активов и либерализацииэкономики. Внесенырекомендации
по формированиюрозничных рынков электроэнергии и интеграции
методов реконструкции иразвития активов.
Книга предназначенадляруководителей всех звеньевуправления электроэнергетической
отрасли и может быть использована деловымикругами, проявляющими
интерес к инвестированиюэнергетики Казахстана, атакже студентами
и аспирантамиВУЗов.
ISBN9965-01-099-4 ©Дукенбаев К.Д. 1998
W
o l l )l/ 6J
Дукенбаев Кенжемурат
ЭНЕРГЕТИКАКАЗАХСТАНА. ДВИЖЕНИЕК РЫНКУ.
(издание второе)
Утверждено к печати Ученым Советом Казахского научноисследовательского
института энергетики им. академика Ш.Ч.Чокина
Рецензенты: д.т.н. Доскемпиров Б.М., д.т.н. Даукеев Г.Ж.
и к.т.н. Хмыров В.И.
Ответственный редактор - Член- корреспондент Национальной
Академии Наук, Лауреат Государствен-
С' ■j-іроа ной премии Республики Казахстан д.т.н.
профессорАлияров Б.К.
’
♦ * * * £ " '
ии. Нб.Ѵ:;- ' - 1 :
іь.»-
.
»енмогі
V. 1
• r Отпечатано с оригинала, подготовленного автором.
Издательство "Гылым"
480100, Алматы, ул. Пушкина, 111/ 113
Формат 70x100/16. Объем 3^5 печ. л. Тираж 1000. Заказ 277
Полиірафкомбинат корпорации «Атамүра» Республики Казахстан, 480002, г. Алматы,
ул. М.Макатаева, 41.

Предисловие
Казахстан в процессе своего становления, как суверенное государство, поэтапно
преодолевает трудный путь трансформации экономических отношений.
Последовательно осуществляется либерализация экономики - в настоящее время
полностью демонтирована прежняя планово-распределительная система, отпущены цены
практически на все виды продукции, формируется рыночная инфраструктура,
обеспечивающая свободное продвижение товаров и капитала, происходит процесс
преобразования государственной собственности, открывается простор частному
предпринимательству и инвестициям любой формы.
В стране произошло оздоровление национальной валюты и она, постепенно,
превратилась в реальный инструмент товарно- денежного обращения и денежнокредитных
отношений.
Налаживается цивилизованная торговля, вытесняя с рынка дикий бартерный
товарообмен.
Преодолевается узкая специализация и замкнутость экономики от мировой
хозяйственной системы. Республика вышла на мировой рынок и встала на путь интеграции
в мировое экономическое сообщество.
Меняется психология людей, иждивенческий менталитет отступает, люди сами
пытаются решить свои проблемы, открывают свой бизнес, занимаются
предпринимательством, изучают спрос услуг и пытаются найти применение своим
способностям. Рынок побуждает людей трудиться и трудиться производительно для себя и
видеть, что результаты его труда определяют собственное благополучие.
В такое переломное время нельзя находиться в режиме ожидания и споров. Страна
определилась и сделала выбор. Главная суть этого выбора заключается в следующем:
• Глобализация экономических отношений путем интеграции в мировую
экономику;
• Либерализация производственных отношений путем отпуска цен и
предоставления свободы выбора форм собственности и инвестиций в
экономику;
• Дробление услуг путем разгосударствления монопольных сфер, что приведет к
повышению их качества, обязательности людей.
У нас имеются все условия для реализации своего выбора.
Национальным достоянием Казахстана являются его природные, в первую
очередь, топливно-энергетические ресурсы, а также технический и интеллектуальный
потенциал.
Повышение эффективности использования технического потенциала,, а также всех
видов энергоресурсов внутри страны с применением в широких масштабах
энергосберегающих технологий в промышленности и в быту, является важнейшей задачей
энергетической политики.
Топливно-энергетический комплекс играет особую роль в развитии государства, в
повышении качества жизни Населения и является базой для возрождения экономики
республики, что ставит его на одно из первых мест в приоритетности по инвестициям,
всемерному ускорению развития. В этих целях по поручению Президента Республики
Казахстан в 1993 году была разработана « Концепция электроэнергетической программы
Республики Казахстан», которая определила основные направления развития и
реструктуризации управления энергетической отраслью.
К этому времени электроэнергетика, в силу своей кооперированное, оказалась
наиболее подготовленной к переходу на функционирование в условиях новой
экономической формации.
3

В настоящей книге предпринята попытка найти оптимальное решение вопросов по
переходу от сложившейся системы государственного управления электроэнергетической
отраслью к системе свободных рыночных отношений, используя достижения мировой
энергетической системы, с внедрением международных стандартов по производству и
распределению электроэнергии для обеспечения надежного электроснабжения
потребителей.
В первой главе приведены показатели зависимости качества жизни народа от
величины потребления энергии и через них - приоритетность развития топливноэнергетического
комплекса.
В этих целях широко использованы материалы Организации Объединенных
Наций по оценке и развитию человеческого потенциала. Только на первый взгляд
кажется излишними данные по разным станам мира. Но мы должны преодолеть
менталитет замкнутости, научиться жить общечеловеческими ценностями. Земля
только кажется бескрайней, а фактически это небольшая, очень хрупкая и беззащитная
планета. Вероломное отношение к ней, а также к другим людям, не сделают никого
счастливым.
Во второй главе книги показана точная и объективная информация о состоянии и
тенденциях развития энергетики в мире. Без этих знаний нельзя построить общество с
устойчивым развитием.
Мерилом экономики и благосостояния народа являются не деньги, не золото, а
наличие топливно-энергетического потенциала страны или оптимальное сочетание
экономики с мировым энергетическим хозяйством. Мы должны постоянно знать и
чувствовать этот главный ориентир экономики, определителя качества жизни.
Вспомните, как во второй половине века двукратный кризис раскачал экономику
развитых стран и мира в целом. По этой причине в мире говорят об энергетической
независимости.
В третьей главе показана история, эволюция и этапы развития
электроэнергетики Казахстана в соответствии с показателями других государств
мирового сообщества в различные фиксированные периоды. Материалы этой главы
ориентированы на деловых людей, которые хотели бы вложить инвестиции в
энергетику Казахстана. На пороге XXI века идеология развития энергетики
Казахстана - это передовая идеология. Транспорт энергетических ресурсов в виде
конечной продукции с точки зрения экономики, экологии, техники имеет больше
преимуществ, чем транспорт первичных энергоресурсов. Здесь достигнуты
уникальные показатели, не имеющие аналогов в мире. Весь мир пойдет по нашему
пути. \
В четвертой главе рассматриваются пути интеграции в электроэнергетике
Казахстана и формирование хозяйственной структуры в отрасли. Указаны возможные пути
и схемы разгосударствления собственности. Внесены предложения по оптимизации
сочетания: собственности, способа эксплуатации, структуры управления объектами ТЭК и,
в частности, электроэнергетикой, где главная мысль заключается в том, что необходима
глобализация в создании оптового рынка через укрупнение систем, либерализация в
ценообразовании и дробление в части формы эксплуатации. В период между первым и
вторым (1996-1997 годы) изданием этой книги получены первые плоды внедрения оптового
электроэнергетического рынка и результаты и тенденции их систематизированы и
показаны. В этой главе подробнее отражены варианты внедрения розничного рынка в
отрасли.
В рекомендациях пятой и шестой глав развитие электроэнергетики ориентировано
на широкое использование электроэнергии с учетом максимального энергосбережения за
счет ввода новейшего оборудования и замены действующего на оборудование более
4

высоких технологий во всех отраслях народного хозяйства с соблюдением цен и стандартов
мирового уровня.
Даются принципы формирования технико-экономических показателей в
электроэнергетике и роль государства в этих вопросах, а также в стимулировании
разработки и реализации энергосберегающей политики.
Показано, что одним из важнейших механизмов реализации энергетической
политики является формирование оптового рынка энергоносителей и создание
хозяйственных субъектов, рационально использующих природные ресурсы, обеспечивая
при этом энергоснабжение всех потребителей и осуществляя долгосрочную
инвестиционную политику для создания экологически «чистой» и технологически
безопасной энергетики.
В разработке предложений по ускорению и оптимизации интеграции широко
использованы материалы ежегодных отчетов по этой тематике ООН, Мирового и
Европейского банков , USAID, МирЭС, TACIS и отдельных консультационных фирм,
привлеченных Правительством Казахстана и России. Выполнен анализ деятельности
многих стран мира по интеграции в мировую экономику. Однако автор не снимает с себя
персональной ответственности за содержание информации и вносимых рекомендаций.
Содержание книги получилось несколько мозаичным в силу использования
материалов различных течений по данной тематике. Имеются отличия и в показателях, в
силу разной оценки будущего человечества и ,в частности, энергетики.
Автор старался привести разные подходы к решению рассматриваемой проблемы и,
в том числе критические, которые могут быть не совсем корректными.
Главная задача книги - приобщить читателя, специалистов, интеллектуальный
потенциал страны, а также деловой мир к соучастию в процессе формирования и
осуществления реформ в энергетике Казахстана.
Книга может являться справочным и методическим пособием для специалистов в
области электроэнергетики в вопросах ее функционирования, развития, управления,
централизованного теплоснабжения, ценообразования, энергосбережения и т. д.
Выражаю искреннюю благодарность за предоставленные материалы и оказанную
помощь, находящимся в Казахстане, сотрудникам Мирового банка, Европейского банка,
USAID, программы TACIS EREG 9301, а также фирмам Siemens, ABB , Нешенел Грид
Компани, Пауэр Джейн, CRE, Latham & Watkins, российским коллегам ИНЭИ РАН,
редакции журнала Энергия, ПДУ ЕЭС России, Энергетическому Совету СНГ,
сотрудникам казахстанских институтов КазНИИЭ, КазНИПИэнергопром, Энергия и
лично доценту АИЭиС Нурекенову E., работникам НЭС Казахстанэнерго Троновой
JI.B., Белову Ю.П., Кудряшову И.В., Мандровской Г.В., Смирнову Ю.А., Шарапковой С.А.,
Бажанову С.Ю., Доценко В.К., Колесниковой В.А., Кабаковой З.К. и другим.
Автор считает, что в условиях отсутствия аналогичной практики в мире, работа
требует постоянного внимания и будет благодарен всем читателям, пожелавшим высказать
свои замечания и мнения, которые просит направлять по адресу: Казахстан, Алматы, ул.
Шевченко, 162-ж. Телефон 686027 Факс 684308.
Автор

л «öj $
Глава I
Энергопотребление и качество жизни человека
1.1 Связи между потреблением и уровнем дохода
1 .1 .1 О б щ и й о б з о р
Человечество, обществоили народнеможет отказатьсяот своейистории. История
- этоде-факто. Люди обязаныанализировать и совершенствоваться. Мыдолгое
времябылиразделенынасторонников и противников учений АдамаСмитаи Карла
Маркса. Такоепротивостояниес точки зрениятактики, конечно, вреднодлядоверчивых
и, как следствие, заблудившихся, ас точки зрениястратегииочень полезно.
Судья- реальноекачествожизни народа. Мывсекак реалисты хотим добрадля
своегонарода. Народыживут невсегдапо своему выбору. Возьмемк примеру казахский
народ. Никого незавоевывал, ничего ненавязывал, доверчивыйкак природа.
На громадных евроазиатских просторах жили древниеплеменасаксов, говоривших
натюркскомнаречии.
Вэпоху первобытнообщинного строя жили охотой на животных в силу
континентального расположения в глубине евроазиатского материка. Вбронзовомвекепереходят
к кочевому скотоводству. Видимо тогда народи получил свое
названиеказах и что, как утверждают ученые, от древнетюркского языка означает
"вольный, независимый кочевник". Основной пищей, средствомжизни, были
продуктыживотноводства.
Впредгорьях Алтая и Алатау и впросторных долинах между ними добывали
свинец, медь, сереброиз которых изготовлялипосуду, украшенйя, и другие необходимыепредметыбыта,
они жеи составлялиоснову меновойторговли. В силу географическогорасположениястраныторговый
путь, названный"Великий шелковый
путь", связавшийКитай и Византию, проходилчерез Казахстани оказалсвоеестественноевлияние.
Влияниебылонетолько торговое, но и культурное, в то времяпроявлявшеесебячерез
религиюи письменность. Казахи сталимусульманамии приняли
арабскуюписьменность и культуру.
Затемизвестноемонгольское нашествие, котороетакже оказалоогромное
влияние, втомчислев родоплеменномделении, сохранившемсядонастоящеговремени.
Видимо этого неследует стыдиться, так как этот факторслужилкак объединяющий
инструмент, анеразъединяющий, как многие сегодня утверждают. Природаи
законыобществоведенияпросто так ничего несоздают и нетерпят столь длительноевремячуждоедля
народа. Есть у казахов поговорка: Куйеу жуз жылдык,
куда мын жылдык". Такая поговорка неимеет исторического смысладлядругих
народов, адляказахов этапоговорка имеет объединяющуюсилу и делает любые
родыродственникамичерез будущиепоколения. Поэтому видимонеобходимопризнаватьвсеисторическое,
как необходимость своеговремени.
ВXVI - XVII веках территория Казахстана, поделенная на отдельные
ханства, представляланечто вродеполитического образования без территори­
6

ального деления, что тоже символично и характерно для огромного пространства.
Были войны между казахами и джунгарами в ХѴП-ХѴШ веках. Силы были
неравные. Казахи искали защиты у России.
Значительное влияние оказала Россия на развитие казахской культуры. Общепризнанный
факт, что за годы Советской власти в Казахстане достигнуты впечатляющие
успехи в области основной составляющей качества жизни - образования. В
конце 20-х годов казахская письменности была переведена с арабской графики на
латинскую, а спустя 10 лет, с латинской - на кириллицу. Этот фактор имеет огромное
значение с точки зрения изменения менталитета целого народа. Эта тема выходит
за пределы задачи этой книги. Но этот краткий экскурс в историю народа имеет
прямое отношение к качеству жизни. Необходимо однозначно подчеркнуть, что
целый народ получил великий импульс для развития культуры, экономики, и как
следствие, поднятие качества жизни. Один пример. Среди нерусских национальностей
бывшего СССР удельный вес свободно владеющих русским языком казахов
составлял 62,8 %, превысив даже славянские народы; украинцев -56,2%, белорусов
- 54,7 %. В сравнении с другими национальностями этот показатель был еще выше.
Все это говорит о том, что наш народ легко адаптируется в различных общественных
формах. Очень часто иностранные советники, воспитанные в условиях эволюционного
развития общества, слабо представляют силу менталитета. Менталитет
имеет знак как плюс, так и минус. Если правильно его оценить, то он будет имеет
стимулирующее воздействие.
Но, в сверхидеологизированый советский период упор делался на социальное
развитие, преимущественно к достижениям социума, а ценность индивидуальной
человеческой жизни оставалась в тени. Вступив в рыночно-ориентированную экономику
необходимо рассматривать людей, как человеческий капитал. Задачей человеческого
развития является предоставление каждому равных возможностей для реализации
своего потенциала, обеспечение доступа к разнообразным ресурсам для
развития: информационным, природным, социальным, причем не только для нынешнего
поколения. Концепция человеческого развития рассматривает человека и
как цель, и как средство. Это развитие, которое ставит человека в центр, требует для
него и от него в равной степени возможности и ответственности.
1.1.2 Специфика Казахстанской энергетики при интеграции
в мировую экономику
Как уже подчеркнуто, народ Казахстана оказался восприимчивее к интеграционным
процессам, основными причинами тому служат:
• На огромной территории проживало и проживает малое количество людей,
следствием чего является низкая плотность населения, предполагающая
неинертность менталитета;
• В конце X IX века в Казахстан были сосланы демократично настроенные
передовые граждане России;
7

ѵ':
я
• Вгодыиндустриализациии освоенияЦелинынаселениеКазахстанапополнилось
наиболеетрудоспособнымии легкими наподъемпереселенцами
из разных республик бывшегоСССР;
• Казахстанинтенсивноразвивалсяврезультатепередислокации заводов
эвакуированных впериодВеликой ОтечественнойВойныс территории
' • ! Украины, Беларусиии западных областейРоссии. Вэтот периодбылираз-
■ш ' веданыиосвоеныновыерудныеи топливныебазы, что создалоблагоприятныеусловиядлябольшогоколичествамолодых
специалистов проявить
себявделе;
• Республикапревратилась вогромнуюстроительнуюплощадку, гденаряду
с развитиемресурсногопотенциаларазвиваласьи тяжелаяиндустрия, котораятребовалазначительногоколичестваэлектроэнергии.
Этовызвало
необходимость строительствамощных современных электрических стан-
ций, линий электропередачивысокого и сверхвысокого напряжений, что в
своюочередьдополнительнопривлеклоученых, специалистов, строителей
и монтажников энергетиков;
• Электроэнергетика, развиваясьс “0”, былазапланированнапо программе
научной схемы развития больших систем (структура производства,
структура потребления, конфигурация сетей).
Такимобразом, в Казахстанской энергетикебылнакопленвысокоротенциаль-
ный и высокоэкономичный актив и созданахорошаяшкола энергетиков. ВКазахстанебыласформированадвуязычнаямолодежь,
имеющая, как правило, среднееобразование.
Периодподъемаэкономики обусловилнеобходимость повышениякачества
обучения.
Есть, конечно, и проблемыможет быть неспецифическиев СНГ, новмировоммасштабеимеющиеопределенныеособенности:
• ЗавремяСоветскойВластибыливоспитаныруководители, которые работают
вовластных структурах и внастоящеевремя. Этилюди впринципе
знают и владеют механизмамивлияниянамассы. Например, они убеждали
и небезуспешно, людейвнеобходимостии возможности созданиякоммунистического
общества, неимеяконкретных примеров и перспективных
результатов. Они находятся восновномвзаконодательных органах и на
уровнеисполнительнойвластиобластейи районов и внастоящеевремя.
Имевшиеопределенныельготыпри экономике централизованногопланированияи,
как следствие, хорошийуровень жизни, они считают все, что
было, являетсявполнеперспективными пригодными вновых условиях.
Влияниеэтих людейбудет сказыватьсяещевтечение15-20лет. Темболее
і, что профессиональнаяполитическая деятельность взаконодательных органах
илив руководстветерриториямипока неявляетсяпрестижной длямолодежии
интеллигенцииили простодляграмотных специалистов. По этой
причине Правительство, неся груз ответственностизареформы, будет испытывать
необоснованную, негласнуюоппозициюилипросто непонима­
8

ниеи невосприятиепроводимого имкурса. Поэтойжепричине энергетика
будет испытывать серьезноеотставаниезаконодательнойбазыдляинтеграции
вмировуюэкономику.
• Вруководствеэнергетическимиподразделенияминаходились инженеры,
которыеневсегдавладелиискусствомменеджера, объективнымизаконами
экономики и финансов. Они неимелипрограммыпереводаэкономики своих
подразделенийнарыночныерельсыи неторопились уступить своеместоперспективныммолодымменеджерам.
• Вусловиях строгой специализациии монополизации, всеобщегодефицита
промышленных услуг, в электроэнергетикенебыло взаимнойответственности
энергопредприятийзакачествосвоегооборудования. Например: научно-исследовательскиеи
проектныеинституты- заводы- строителиэксплуатациякаждый
решалсвоизадачипо-своему, малозаботясьотехническоми
моральномуровнесвоих услуг.
• Самымсложными инерционнымпрепятствиемявляетсяменталитет людей,
сформированныйвтечениемногих лет против всего“ненашего”. Что
в своюочередьпривелок перекосамвстоимости, структуре ( отсутствует
экологически чистоеоборудование), качествеоборудования, искажению
системыстимулов и объективнойинформации.
• Сжигание сомого “тяжелого” (низкая калорийность, высокаяАбразивность,
высокаязольность) энергетического угля.
• Работать и соблюдать режим работы оборудования в условиях
резкоконтенинтального климата.
1.2 Рабочий контур программы или концепция
либерализации экономики энергетики Казахстана
1.2.1 Постановка общих задач
Послеобретениясуверенитетаигласности, открытости вобществе, очевиднымсталанеобходимость
строительствадемократического государствас либерализованнойэкономикой.
Но как? Ведь ситуация неимеет нетолько практического опыта,
нои теоретическойвыкладки.
Вгигантской формуле, которуюнадобылорешить вкаждой из еесоставляющих,
быливопросыилиусловности.
• Какое местодолжназанимать электроэнергетикавобщегосударственной
программе(приоритетность, скорость)?
• Какой уровень и какуюформу монопольностиэлектроэнергетикисохранить?
• ограничениедеятельностинаосновепрямого контроля надих
ценами;
• дробленияактивов дооптимальногоуровня и структуры;
• действенногоиспользованияглавного пакетаакций.
9

• Какие соотношения(приоритетность, скорость) должныбыть соблюдены
между законодательнымибазами, приватизациейсобственностии либерализациейэкономики
вэнергетике?
• Какуюфинансовую систему сформировать?Как онадолжнасочетаться?
• государственныминститутом;
• ликвидировать главныепороки энергетики: неплатежи, необъективноеописаниеосновнойдеятельности,
интеграция с мировойучетной
системой.
• Как сочетать деятельность отрасли?
• энергетикой и промышленностьюстраны;
• электроэнергетикойсоседних стран;
• природой.
• Как сохранить достигнутое и развить технику намировойуровень активов?
• Как сохранить и развить человеческийкапиталв электроэнергетике?Как
оказать содействиеПравительству вобеспеченииподъемакачестважизнилюдей?
• Как видите, вопросы, вопросы, вопросы...
1.2.2 Изучение отечественного и мирового опыта
интеграции экономики
• Опыт приватизациипромышленных предприятийКазахстана.
• Изучениедействующих законов страныв частилиберализацииэкономики.
• Опыт зарубежных странпо либерализацииэкономики энергетики.
• Приватизацияактивов (Англия);
• Либерализацияцен(Дания, Франция, Англия);
• Нормативныебазы(США, Англия);
• Акционирование государственных предприятий(Франция);
• Экономика энергетики (страныВосточной Европы, Латинской Америки);
• Интеграция параметровоборудования(Германия, Япония, США);
• ОпытывнедренияPOOL(США, Англия);
• Организацияпараллельнойработыбольших энергетических объединений
(Россия, Венгрия).
1.2.3 Выбор стратегии либерализации экономики
ВКазахстанебылиразработаныдвадоминирующиеварианталиберализации
экономики энергетики.
Вариант 1. Разработанкомпанией “Казахстанэнерго” (НЭК “Казахстанэнерго”).
10

Замысел: На первомэтапе(1994-1996 г.г.) сформировать три группыэлектроэнергетических
подразделений.
П е р в а я г р у п п а . Независимые друг от друга энергопроизводящие предприятия,
состоящие из крупных электростанций национального уровня (ГРЭС
- Экибастузская-1, Экибастузская-2, Аксуская, Карагандинская-2, Джамбулская,
атакже ГЭС- Бухтарминская, Усть-Каменогорская, Шульбинская, Капчагайская),
которые должныприватизироваться (за ислючениемГЭС) в 1995-1996
г.г., иметь свободныеценыи наконкурснной основе(включая экспортеров - Россия,
Киргизия, Узбекистан, Туркмения, Таджикистан) поставлять товар воптовый
рынок.
В т о р а я г р у п п а . Национальная (не приватизируемая) энергосистема
(1996 г.), состоящая из магистральных линий электропередачи, включающая:
межгосударственные;
межрегиональные;
выдачи мощности электростанций национального уровня;
глубокого вводапотребителей50МВт и выше;
• до опорных подстанций областных РЭК. /
Этакомпания имеет следующие особенности и функции:
активынеприватизируются;
монопольное право натранспорт электроэнергии;
• стоимость услуг определяется Республиканской регулятивной комиссией;
неимеет правакупли - продажи электроэнергии; •
оператораоптового рынка;
• имеет в своемсоставецентральноедиспетчерское управление (ЦЦУ
ЕЭСКазахстана);
• определяет техническуюи нормативнуюстратегиюэлектроэнергетической
отраслистраны;
• являетсядержателем“Схемыэлектроснабжения...” напериод15лет с
перспективой до 30лет;
разработчика стратегии электроэнергетической независимости страны;
• представляет интересыстраныв вопросах энергетических режимов
емжгосударственных рек и трансграничных экологических вопросах
воздушного бассейна;
• обеспечивает бездискриминационный доступ в НЭСлюбого участника
оптового рынка и выполнение контрактов между ними.
Т р е т ь я г р у п п а . Потребители оптового рынка электроэнергии:
• крупные промышленные потребители, имеющие схему «глубокого ввода»непосредственно
от НЭС, мощностью50МВт и более;
• региональные энергетические компании (РЭК) областного уровня;
• импортерыэлектроэнергии.
Ценапокупной электроэнергии определяетсярынком.
11

Форма собственности и эксплуатации активов группынерегламентируется
и определяетсяцелесообразностью.
Вконцепции активы РЭК должныприватизироваться, выделив предварительно
активырайонов электросетей (РЭС), которые в своюочередь должнысамостоятельно
приватизироваться, иметь свободные ценына своемуровне,
создавая между собой ценовуюконкуренцию, в основе которой в последующем(1997-1998
г.г.) сформируется розничный рынок электроэнергии.
Вариант 2. Разработчик Комитет по антимонопольной и ценовой политике.
Замысел. Демонополизировать функции электроэнергетической отрасли
путемеераздробленияпо территориальному признаку с учетомсложившейся
конфигурации схемыэлектропередач.
Вариантырассматривались на уровне Правительства, затему Президента
страны. Былпринят Вариант 1, по которому разработанапрограмма еереализации.
Предстояланепростая работа, связаннаяс:
изменениемсоставаПравительства;
руководства Министерства и компании;
• преодолениемменталитетаруководителей энергосистеми предприятий
отрасли;
неопределеннойконцепцией соседних стран по электроэнергетике;
отсутствиеманалогичной практики в мире;
• вмешательствомтерриториальных органов управления в экономику
приватизированных предприятий;
• увязкой стоимости услуг энергетических объектов с платежеспособностьюпотребителейи
тенденцией улучшения качества жизни людей.
1.3 Влияние экономики страны на человеческий потенциал
1 . 3 . 1 С в я з и м е ж д у к а ч е с т в о м у с л у г и к а ч е с т в о м ж и з н и
' Человечествовездеискало пути в ы г о д н о г о вложения средств (труд и инвестиции)
дляприбыли и поднятия качества жизни отдельного человекаили народа.
Внашейстране, и вдругих странах СНГ, трудно найти статические материалы,
связывающиекачество жизни с инвестициями вразличные направления деятельности
народного хозяйства. Во-первых, самопонятие качество жизни не
входило в перечень показателейв силу причин, указанных в Общемобзоренастоящейглавы.
Во-вторых, у нас былоэкономическое понятие “фондоотдача”, не
совсемхарактеризующее влияниена качество жизни, апоказывающее уровень
прибыли, получаемой от вложенного капитала. Поэтому приходиться ссылаться
наобъективные исследования, проводимые вЗападных странах, результатыкоторых
систематически приводятся вотчетных материалах Всемирного Банка и
других организаций.
Проведенные вСША исследования выявили, что воздействиеинвестиций
винфраструктуру (энергетика, связь, коммунальное хозяйство, транспорт) на
12

экономическое развитиепроявляется внеобычно высоких (до 60%) уровнях отдачи.
Реальноли это?Результаты, приведенныевтаблице1.3.1, возможно содержат
завышеннуюоценку производительности инфраструктуры. Во-первых,
допустимо наличиеобщего фактора, способствующего росту как производства,
так и инфраструктуры, который непопалвполезрения исследователей. Вовторых,
возможно, что рост ведет к инвестициямвинфраструктуру, анеинвестиции
определяют экономический рост. Врядеисследованийпоказано, что причиныможно
найти и втом, и вдругом. Однако болеевнимательный анализ этих
проблемприводит к выводу, что наположительные результатынеоказали особого
воздействия различные эконометрические методы, или же невыявили заметного
влияния инфраструктурынаразвитие. Ни втом, ни вдругомслучаерезультатынеявляются
безусловно достоверными. Исследования жепродолжаются с
цельюусовершенствования методологии.
Результаты исследований производительности инфраструктуры
_____________________________________________________ Таблица 1.3.1
Р е г и о н ы
Э л а с т и ч
н о с т ь *
П р е д п о ­
л а г а е м ы й
у р о в е н ь
Э л е м е н т ы и н ф р а с т р у к т у р ы
о т д а ч и * *
США 0,34 60 Г осударственный капитал
5городских р-нов,США 0,08 — Г осударственный капитал
РегионыЯпонии 0,20 96 Промышленная инфраструктура
РегионыФранции 0,08 12 Г осударственный капитал
Тайвань, Китай 0,24 77 Транспорт связь
Корея 0,19 51 Транспорт связь
Израиль 0,40 60 Транспорт и энергетика
Мексика 0,05 6 Энергетика исвязь
СтраныОЭСР 0,07 19 Транспорт
Развивающиесястраны 0,07 95 Транспорт
СтраныОЭСР 0,15 — Акционерный капитал
Развивающиесястраны 0,16 63 Транспорт и связь
* Процентная изменения производительности при однопроцентном изменении уровня
инфраструктуры
**Отношение дисконтированной стоимости прироста зависимой переменной к дисконтированной
стоимости инвестиций в инфраструктуру
Альтернативный подходпозволяет оценить степень воздействия инфраструктурына
производственные затраты. Исследования показали, что инфраструктура
взначительной степени сокращает производственные расходыперерабатывающейпромышленности
вВеликобритании, Германии, Мексике, США,
Швеции и Японии. По даннымоднойоценки, три четверти федеральных инвестиций
США вразвитие автомобильных дорог в50-60-е годыоправдываются сокращениемлишь
одних расходов нагрузовые перевозки.
13

Несмотря на отсутствие единого мнения о масштабах и подлинном характере
воздействия инфраструктуры на экономический рост, в результате многих
исследований был сделан вывод о том, что в экономическом развитии инфраструктура
играет существенную и значимую роль, которая нередко превосходит
роль инвестиций в другие формы капитала. Несмотря на то, что полученные до
настоящего времени сведения весьма показательны, по-прежнему остается неясным,
почему данные различных исследований так отличаются друг от друга. До
тех пор, пока не будет решена эта проблема, результаты не будут достаточно
конкретными и надежными, чтобы их можно было использовать при выработке
политики капиталовложений в инфраструктуру.
Очевидно, что между определенными службами инфраструктуры - прежде
всего связи, а также энергоснабжения, дорог и доступа к питьевой воде - и
ВВП на душу населения существует тесная связь (Таблица 1.3.2).
Зависимость между развитием инфраструктуры
и уровнем доходов страны
Проценты
Таблица 1.3.2
100
75
50
25
Канализация
Водаа шбжеі tue
Ж.-д. транспорт
Ирригация
высоким
доход
Связь
Дорож ное хоз-во
Энергетика
14

Анализ стоимости материальнойбазыинфраструктурыпоказывает, что еесостав
значительно меняетсяс ростомдоходов. Для стран с низкимдоходомнеобходимо
расширение инфраструктурыболееобщего характера - водоснабжения,
ирригации и, вменьшейстепени, транспорта. По мередостижения среднего
уровня дохода удовлетворяется большинство потребностей в воде, сокращается
долясельского хозяйства вэкономике и расширяется транспортная сеть. Встранах
с высокимдоходомвозрастает доляэнергетики и связивинвестициях и
материальнойбазеслужб инфраструктуры. Данные свидетельствуют отом, что в
то времякак общаяматериальнаябазаинфраструктурыувеличивается на 1процент
при однопроцентномростеВВПнадушу населения, обеспеченность населения
питьевой водой возрастает на 0,3процента, сеть дорог с твердымпокрытиемрасширяется
на 0,8процента, производство электроэнергии - на 1,5процента и
сеть телекоммуникаций - на 1,7процента.
Подобная зависимость позволяет сделать вывод, что инфраструктура характеризуется
высокимуровнемпотенциальной отдачивплане экономического
развития.
Видимо по этой причине, запоследние15лет в мире потреблениеэлектроэнергии
и число телефонных линий на душу населения в коммунальнобытовомсекторе
удвоилось, адоступ к водопроводной сети возрос наполовину.
Такой прогресс взначительной мереспособствует росту производительности и
улучшениюуровня жизни.
1.3.2 Причины снижения качества услуг
Решение проблем энергоснабжения требует гораздо большего, чем
простые расчеты фондов инфраструктурыи планированиенеобходимых инвестиций
на основании прошлых тенденций. Речь идет орешении проблемнеэффективного
и расточительного использования ресурсов, как вотношении инвестиций,
так и на уровне предоставления услуг, атакже оболееэффективном
удовлетворении спроса потребителей. Во многих странах, втомчисле и в Казахстане,
простаивает в среднем40%генерирующих мощностей, что вдвоебольше,
чемоптимальные показатели вэнергетике. Иными словами, следует перейти от
увеличения о б ъ е м а фондовинфраструктурык повышениюк а ч е с т в а услуг.
Капиталовложения в инфраструктуру неоказывали в прошломожидаемого
воздействия наразвитие. Необходимо повысить эффективность инвестиций и
качество предоставляемых услуг.
Появлениеновых способов предоставления услуг инфраструктурынаряду
с техническими достижениями указывает на решения, способные улучшить показателиработы.
Хорошая инфраструктура способствует росту производительности и сокращениюпроизводственных
затрат, но темпыееразвития должнысоответствовать
экономическому росту. Точная взаимосвязь между инфраструктурой и развитием
досих пор остается предметомспоров. Однако, расширениематериальнойбазы
инфраструктурыидет нога вногу с ростом экономического производства - увеличение
фондов инфраструктурына 1процент соответствует однопроцентному
15

росту валового внутреннего продукта (В В П ) во всех странах. По мере развития
страны инфраструктура должна меняться, соответствуя динамике спроса и росту
доли энергетики, дорож ного хозяйства, связи в общ ем фонде инфраструктуры по
сравнению с такими базовыми услугами, как водоснабж ение и ирригация.
Однако, на практике в нашей стране эти показатели оставляют желать
лучшего. Нередко наблюдается нерациональное распределение капиталовложений
в энергетику: в последние годы централизованного планирования чрезмерные
инвестиции в новое строительство наряду с нехваткой средств на ремонт
и обслуживание сущ ествующ их объектов, привели к резкому снижению коэффициента
использования установленного оборудования. Ценовая политика, проводимая
первые годы либерализованной экономики, усугубила эту обстановку.
Регулирую щ ие органы, в частности Комитет по ценовой и антимонопольной политики,
вообщ е не предусматривал средства на замену морально и физически
устаревшего оборудования.
Н едост ат очны й уровен ь р ем о н т а и обслуж иван ия является практически
повсеместной и дорогостоящ ей проблемой систем инфраструктуры в стране.
Инфраструктура способна ощутимо повлиять на экономический рост и
экологическую устойчивость, однако лишь при условии, что услуги инфраструктуры
достаточно эффективны и отвечают реальному спросу. Уровень
обслуживания является одновременно целью и показателем развития инфраструктуры.
Стоимость потерь, выражающихся в нереализованном экономическом
росте и в упущ енных возможностях улучшения уровня жизни и состояния окружающ
ей среды, непомерно высока и неприемлема.
Причины столь низких показателей в прошлом, так же как и факторы
более эффективного функционирования заключаются в стимулах, предлагаемых
поставщикам услуг. Для обеспечения эффективного и адекватного предоставления
услуг инфраструктуры следует изменить сущ ествующ ие стимулы посредством
трех инструментов - управления на основе коммерческих принципов,
конкуренции и участия заинтересованных сторон. Также требуется пересмотреть
роль государственного и частного секторов. Технические достижения и
опыт использования альтернативных способов организации инфраструктуры
указывают на следую щ ие принципы проведения реформы:
• Управление электроэнергетикой как коммерческим предприятием, а не
как административной структурой. О беспечение услуг энергетики
должно соответствовать концепции отрасли обслуживания, реагирующей
на спрос потребителей. Предприятия с низкими показателями обычно не
имеют четко обозначенных целей, лишены финансовой самостоятельности,
не соблюдают финансовой дисциплины, а также не имеют стандартных
показателей, измеряемых степенью удовлетворенности потребителей.
Тот факт, что даже население с готовностью платит за электроэнергию,
открывает широкие возможности для повышения уровня предоставляемых
услуг. Для обеспечения коммерческой ориентации в энергетике
во многих случаях потребуется участие частного сектора в
управлении, финансировании или владении объектами инфраструктуры;
16

• Развитие конкуренции:
непосредственными мерами - где это возможно,
косвенными - где это не представляется возможным. Конкуренция
предлагает потребителямвыбор вариантов, наиболееудовлетворяющих
их потребности, и заставляет поставщиков работать более
эффективно, с учетомпожеланий пользователей. Конкуренция может
быть внедренав результатетаких непосредственных мер, как либерализация
доступа к видамдеятельности, не имеющих технологических
препятствий, атакже косвеннымобразом- путемпроведения конкурсных
торгов наполучение исключительного праваобслуживания там,
где присутствуют условия естественной монополии, и путем либерализации
деятельностипо предоставлениюальтернативных услуг;
• Предоставление пользователям
и другим заинтересованным сторонам
возможности выразить свое мнение и передача им реальной ответственности.
Втех случаях, когда деятельность энергоснабжающих
организаций влечет засобой важные внешние последствия - положительные
или отрицательные- или когда отсутствует достаточная рыночная
дисциплина, необходимая дляобеспечения ответственности поставщиков
передпотребителями, эти проблемыприходится решать
административными способами. Потребители и другие заинтересованные
стороны должныучаствовать в ходеразработки, планирования,
развития и регулирования деятельностиэнергопредприятий, ав некоторых
случаях они должныиметь возможность выступать с инициативой
разработки, эксплуатации и финансирования проектов.
Партнерство государственного и частного секторов в финансировании
развития энергетики представляется многообещающим. Международный
опыт показывает рост участия частного сектора вфинансировании новых объектов
энергетики. Имеющийся опыт говорит отом, что частные инвесторыдолжныначинать
с простых проектов и постепенно набирать опыт, прибыль инвесторов
должна быть связанас показателямифункционирования проекта, авсенеобходимые
государственные гарантии должныподвергаться пристальному изучению.
Роль государст ва в инфраструктуре сохранится, хотя и в измененном
виде. Помимо принятия мерпо улучшениюпоказателей работысистеминфраструктуры,
находящихся под непосредственнымгосударственным контролем,
государство также отвечает завыработку политики и создание базынормативного
регулирования, призванных защищать интересыпотребителей, способствовать
улучшению состояния окружающей средыи координировать межотраслевуюдеятельность,
как вслучае предоставления услуг государственными
предприятиями, так и вслучае частных компаний. Государство также несет
ответственность заразработку правовой и нормативной базы, обеспечивающей
участие частного сектора в предоставлении услуг по энергоснабжению
потребителей.
Неправильное распределение капиталовложений приводит к созданию
инфрастр
“ требностям, и к предоставлениюуслуг, не
ГЫПЦУ.-ІІ !
2 -2 7 7 Kay
»soot V
чѴ*Г* 17
л ,
:твет»гф ү щ p-jp..

отвечающимпринятымнормам. Наглядный пример тому существующая диспропорция
между электрическими сетямии источниками электроэнергии.
Уровень функционирования энергетических предприятий зависит неот
общих условий экономического роста и развития, аот организационной среды.
Для правильной оценки факторов, определяющих высокие и низкие показатели,
требуется понимание значения организационной базыэлектроэнергетики
и стимулов, регулирующих их предоставление. Внастоящемразделеуказываются
три причинынизких показателей.
• Предоставление услуг инфраструктуры обычно осуществляется на
рынке, характерной чертой которого является отсутствие конкуренции.
Яркимпримеромслужит обстановка, которая сложилась в Алматинской
и Алтайской энергосистемах, где входеакционирования и
? приватизации государственной собственности сложились местные монопольные
энергоснабжающие компании. Несуществует здесь никакого
рыночного механизма, ограничивающего рост стоимости товара, а
также стимулирующего рост качествауслуг. К тому же именно эти регионысамобалансированы,
имеют всоставегидравлические электростанции
снизкой себестоимостьюпродукции. То есть, рыночный процесс,
который происходит внеэтих энергосистем, неоказывает на них
никакого влияния.
Потребители, в силу своего положения, лишены возможности реальным
образом выражать свои требования. Когда цены отражают затраты,
уровень потребительского спроса служит конкретным сигналом для поставщиков.
При помощи механизма цен потребители могут добиться, чтобы
решения об инвестициях и производстве принимались с учетомих пожеланий.
Однако, ценынаэлектроэнергиюобычно неотражают затрат, и, таким
образом, пропадает ценный источник информациионуждах потребителей. Например,
ценына электроэнергиюзачастуюнепокрывают реальных издержек
производства, не говоря ореконструкции, развитии и компенсации экологического
ущерба. Втаких случаях адекватной обратной реакции ждать неприходится.
Энергоснабжение представляет собой если недвигатель, то, по крайней
мере, "колеса" экономической активности.
Нет необходимости доказывать о роли энергетического потенциалаприродных
ресурсов в повышении производительности труда. Речь может идти о
количественномпоказателевлияния на качество жизни через развитие экономического
роста страны.
Втаблице1.3.2приведенамировая статистика взаимосвязимежду доходом
стран и приоритетные направления инвестиций в инфраструктуру.
Втаблице1.3.3 схематично показана организационная связь между экономическимростоми
развитиемчеловеческого потенциала. Поэтому вследующих
главах рассмотримпути обеспечения устойчивого развития человеческого потенциалачерез
устойчивое развитие электроэнергетической отрасли.
18

Связь между экономическим ростом и развитием
человеческого потенциала
Общественное
воспроизводство
Таблица 1.3.3
Развитие человеческого
потенциала
Возможности
предпринимательства
Занятость
Производство,
технология
ж
Общественный капитал, общественные организации
= * =
Расходы и
социальные
приоритеты
Г осударственная
политика и
расходы
Расходы часного
сектора на удовлетворение
основных потребностей
Деятельность и расходы
часного сектора
Структура
производства
и экспорта
Распределение ресурсов
1.3.3 Условия устойчивого развития качества услуг
Повышение качества жизни людей в период переходной экономики на базе
энергетического роста невозможно обеспечить без радикальных институциональных
преобразований. К их числу относятся:
• Проведение акционирования и приватизации предприятий энергетики,
не имеющих признаков естественной монополии;
• Формирование рынка электроэнергии;
• Осуществление реформы развитой социальной сферы электроэнергетики,
которая была построена в составе проектов основных объектов;
19

• Обеспечение равных условий инвестирования и хозяйственной деятельности
для зарубежных и отечественных инвесторов;
• Облегчение процедур регистрации новых предприятий, специальные
меры по поддержке малого предпринимательства для выхода новых
предприятий на рынок и развитие конкуренции;
• Реорганизация системы государственного управления в соответствии с
условиями рыночного хозяйства;
• Упорядочение и обеспечение стабильности законодательства, регулирующего
хозяйственные отношения, включая отношения собственности,
контрактное право и др.;
• Укрепление судебной системы и правоохранительных органов, обеспечивающих
исполнение законов.
Нельзя серьезно продвинуться в деле повышение уровня жизни, если макроэкономическая
и социальная политика не создадут благоприятного климата
для устойчивого человеческого развития путем равноправного предоставления
всем гражданам в Казахстане более широкого доступа к рынкам и общественным
институтам. Для этого мы должны иметь четкое представление о перспективе
развития балансовой и организационной структуры электроэнергетики с
учетом мирового опыта.
Отказавшись от отлаженной прежней системы централизованного планирования
и прогнозирования экономики отрасли и энергопотребления, мы еще не можем
воспользоваться западными методами прогнозирования энергопотребления.
Разрушение системы централизованного планирования при
отсутствии
информационной базы и концептуальных условий для применения западной
методологии заставляют разрабатывать по крайней мере на переходный период
новую методологию прогнозирования энергопотребления. При этом основные
новые подходы состоят в следующем:
• Казахстанская экономика в настоящее время выходит из рамок общей
технологии формирования народного хозяйства СССР и интегрируется
в мировую экономику, что влияет на структуру потребления энергетических
ресурсов и электроэнергии;
• Переориентация приоритетов экономики с тяжелой промышленности,
которая потребляла до 60% электроэнергии, на нужды потребителей
заставляют рассматривать стиль и уровень жизни населения как основу
для определения размеров и структуры энергопотребления. Это должно
находить непосредственное отражение в методах его прогнозирования;
• Крайне низкая эффективность использования энергии в Казахстане заставляет
отдавать безусловный приоритет энергосбережению. Поэтому
все методы и меры экономии энергии должны находить непосредственное
отражение в новой методологии прогнозирования энергопотребления;
• Дерегулирование цен почти на все виды продукции, в том числе на
нефть и уголь, заставляет непосредственно учитывать в прогнозах
сильную зависимость энергопотребления отдинамики цен на энергоресурсы;
20

• В современной ситуации неопределенность перспективного развития
экономики в огромной степени определяется плохо предсказуемыми
процессами, которые будут идти в ней в ближайшие годы. Это делает
прогнозы энергопотребления очень условными.
Обусловленность прогресса человеческого общества развитием его технологической
базы и ростом энергооснащенности является одной из преобладающих
"научных эмоций" современности.
Во всех случаях речь идет не о плавном поступательном движении общества,
а о возникновении и разрешении зачастую через общественные катаклизмы
диалектических противоречий между растущими общественными потребностями
и не обеспечивающей их технологической (производственной) и энергетической
базой, с одной стороны, и способами организации общества - с другой.
Этот процесс характерен для всех стран СНГ. Поэтому причины характерного
спада производства и пути выхода из кризисной ситуации примерно одинаковые,
но с учетом отдельной специфики, связанной с топливно-энергетическим
потенциалом, уровнем технологий, политической обстановкой в каждой из стран.
Обратные связи в триаде общество - технологии - энергетика. Если прямые
связи в ней определяют развитие энергетики, необходимое для обеспечения
растущих потребностей общества при соответствующей его технологической
оснащенности, то обратные связи замыкают кольцо диалектического единства
этой триады.
Потенциальные возможности энергетики способны оказать сильное положительное
влияние на траекторию выхода из кризиса и дальнейшее развитие
экономики страны, особенно при благоприятных внешних условиях. Наблюдающийся
в последние годы быстрый экономический рост стран третьего мира
будет неизбежно сопровождаться высоким спросом на энергию, в особенности,
на нефть и газ.
Уровень жизни населения страны наиболее наглядно отражается в объеме
и структуре потребительских расходов населения. После восстановления
структуры расходов, деградировавшей в годы кризиса, дальнейшее ее изменение
будет происходить в соответствии с мировыми тенденциями в направлении снижения
доли питания и роста доли расходов на жилье и услуги.
В таблицах 1.3.4 и 1.3.5 показана связь, по разработанной в мире шкале,
между оценкой развития человеческого потенциала и уровнем энергопотребления.
В таблице 1.3.6 указаны динамика ИЧР в Казахстане. При относительно стабильном
показателе, как индекс уровня образования, снижение энергопотребления
привело к снижению ВВП на душу населения, что в конечном счете отразилось
на качестве жизни. Не поспешное изучение и анализ этих показателей приведет
к пониманию:
• уровня жизни разных народов;
• индекса качества жизни человека в странах;
• степени прямого влияния энергопотребления на другие показатели Индекса
Человеческого Развития.

Страны
Индекс развития человеческого потенциала в мире
__________________________ __________________Таблица 1.3.4
Ожид.
продолж
жизни
при
рожд.
1993
Уров.
грамот
взросл.
населен
1993
Реаль.
ВНП
на
Душу
насел, в
доллар.
1993
Добыча в % от объема
националь ных
энергоресу] >сов
Уголь
1991
Природный
газ
1991
Сырая
нефть
1991
Пром.
энерго
потреб
(неф.эк)
кг на
душу
1993
Значен.
индек.
развит.
челов.
потенц.
1 2 3 4 5 6 7 8 9
Высокий уровень 73.8 97,2 14922 - _
4908 0.901
1 .Канада 77,5 99,0 20950 0,8 3,4 11,0 7821 0,951
2.США 76,1 99,0 24680 0,4 11,0 10,0 7918 0,940
З.Япония 79,6 99,0 20660 1,0 6,1 - 3642 0,938
4.Нидерланды 77,5 99,0 17340 - 4,1 17,0 4533 0,938
5.Норвегия 77,0 99,0 20370 - 2,1 8,9 5096 0,937
6.Финляндия 75,8 99,0 16320 - - - 5635 0,935
7.Франция 77,0 99,0 19140 5,8 4,1 16,0 4031 0,935
8.Исландия 78,2 99,0 18640 - - - - 0,934
9. Швеция 78,3 99,0 17900 - - - 5385 0,933
10.Испания 77,7 98,0 13660 2,3 8,3 2373 0,933
11 .Австралия 77,8 99,0 18530 0,2 4,6 18,0 5316 0,929
12.Бельгия 76,5 99,0 19540 0,2 - - 4989 0,929
13. Австрия 76,3 99,0 19115 - - - 3277 0,928
14.Н. Зеландия 75,6 99,0 16720 2,3 4,3 8,2 4299 0,927
15. Ш вейцария 78,1 99,0 22720 3491 0,926
Іб.Соединен. 76,3 99,0 17230 2,5 8,2 16,0 3718 0,924
17. Дания 75,3 99,0 20200 - 3,4 6,7 3861 0,924
18.Германия 76,1 99,0 18840 0,6 3,0 5,5 4170 0,920
19.Ирландия 75,4 99,0 15120 12,0 3016 0,919
20.Италия 77,6 97,4 18160 2,9 6,4 6,5 2697 0,914
21 .Г реция 77,7 93,8 8950 1,8 - - 2160 0,909
22.ГОНКОНГ 78,7 91,5 21560 - - - 2278 0,909
23.Кипр 77,1 94,0 14060 - - - - 0,909
24.Израиль 76,6 95,0 15130 - - - 2607 0,908
25.Барбадос 75,7 97,1 10570 - - - - 0,906
29.Юж.Корея 71,3 97,6 9710 7,4 - - 2863 0,886
30.Аргентина 72,2 96,0 8350 0,2 4,4 12,0 1351 0,885
33.Чили 73,9 94,7 8900 0,2 1,3 2,0 911 0,882
34.Сингапур 74,9 90,3 19350 - - - 5563 0,881
35.Португалия 74,7 86,2 10720 - - - 1781 0,878
37.Чехия 71,3 99,0 8430 - - - - 0,872
41.Словакия 70,9 99,0 5620 - - - - 0,864
42.ОАЭ 73,9 78,2 20940 - 0,4 0,9 16878 0,864
43.Панама 72,9 90,0 5890 - - - 599 0,859
46.Венгрия 69,0 99,0 6059 0,4 4,1 8,2 2385 0,855
52. Таиланд 69,2 93,6 6350 1,5 3,7 4,8 678 0,832
53.Малайзия 70,9 82,2 8360 - 0,9 8,9 1529 0,826
55.Латвия 69,0 99,0 5010 - - - 1717 0,820
56.Польша 71,1 99,0 4702 0,5 1,9 - 2390 0,819
57.Россия 67,4 98,7 4760 - - - 4438 0,804
1993
2 2

Продолжение Таблицы 1.3.4
1 2 3 4 5 6 7 8 9
Средний уровень 67,0 80,7 3044 - - - 2734 0,647
РЧП
58. Бразилия 66,5 82,4 5500 0,2 3,4 8,2 666 0,796
61.Беларусь 69,7 97,9 4244 - - - 3427 0,787
62.Болгария 71,2 93,0 4320 0,8 - - 1954 0,773
63 .Саудовская Аравия
69,9 61,3 12600 - 0,7 1,1 4552 0,771
бб.Иран 67,7 66,1 5380 0,7 0,2 1,3 1235 0,754
68.Эстония 69,2 99,0 3610 - - - - 0,749
69.Алжир 67,3 58,8 5570 - 1,3 2,1 955 0,746
70.Иордания 68,1 84,8 4380 - - - 766 0,741
72.Казахстан (,.! - 9:.5 3710 - - - ;■! - (1,740
74,Румыния 69,9 96,9 3727 1,0 14,0 4,3 1765 0,738
79.Куба 75,4 95,2 3000 - - - - 0,726
80.Украина 69,3 95,0 3250 - - - 3960 0,719
81. Литва 70,3 98,4 3110 - - - 2596 0,719
83.КНДР
84.Турщія
71,2
66,7
95.0
81.1
3000
4210
15,0 - - - 0,714
0,711
90.Туркменистан 65,1 97,7 3128 - - - 2268 0.695
92.Сирия 67,3 68,7 4196 - 0,2 12,0 - 0,690
93 .Армения 72,8 98,8 2040 - - - 958 0,680
94.Узбекистан 69,4 97,2 2510 - - - 2033 0,679
95.Филиппины 66,5 94,2 2590 0,5 - - 328 0,665
96.Азердайджан 70,7 96,3 2190 - - - 2470 0,665
97 .Ливан 68,7 91,7 2500 - - - - 0,664
98.Молдова 67,6 96,4 2370 - - - 1345 0,663
99.Кыргызстан 69,2 97,0 2320 - - - 965 0,663
ЮО.Юж. Африка 63,2 81,0 3127 0,3 - - 2399 0,649
101.Грузия
Ю2.Индонезия
72,9
63,0
94.9
82.9
1750
3270
- - - 891 0,645
0,641
104. Албания 72,0 85,0 2200 3,6 6,2 8,7 455 0,633
105 .Таджикистан 70,4 96,7 1380 - - - 634 0,616
Юб.Египет 63,9 49,8 3800 - 2,2 5,4 539 0,611
108.Китай 68,6 80,0 2330 0,9 1,4 4,3 623 0,609
113.Монголия 63,9 81,7 2090 - - - 1089 0,578
121. Вьетнам 65,5 92,5 1040 3,3 - - 77 0,523
125 .Конго 51,2 72,1 2750 - - 7,2 165 0,517
Низкий
56,0 48,9 1241 - - - 177 0,396
уровень РЧП
134.Пакистан 61,8 36,4 2160 0,6 1,7 11,0 209 0,442
135.Индия 60,7 50,6 1240 0,4 1,5 3,9 242 0,436
137.Нигерия 50,6 54,1 1540 - 0,2 3,9 141 0,400
138.Лаос 51,3 54,6 1458 - - - 39 0.400
142.Иемен 50,4 41,1 1600 - - 1,7 285 0,366
165 .Ангола 46,8 42,5 674 - - 9,9 - 0,283
167.Мозамбик 46,2 37,9 640 - - - 103 0,261
168.Эфиопия 47,8 33,6 420 - - - 23 0,237
169. Афганистан 43,7 29,8 800 - - - - 0,229
172,Сомали 47,2 24,9 712 - - - - 0,221
173.Сьерра-Леоне 39,2 29,6 860 - - - 74 0,219
174.Нигер 46,7 12,8 790 - - - 38 0,204
23

1994 год
Индекс развития человеческого потенциала в Казахстане
О б л а с т и
И Ч Р
О б ъ е м
п р о и з в о д .
В В П
В В П н а
Д у ш у
н а с е л е н и я
П р о д о л -
ж и т е л ь .
ж и з н и
У р о в е н ь
г р а м о т н .
в з р о с л о г о
н а с е л е н и я
Р е с п у б л и к а К а з а х с т а н 0 , 6 9 7 4 4 9 1 1 6 , 0 2 9 0 9 6 8 , 6 9 7 ,5
Таблица 1.3.5
П о т р е б л .
э л / э н н а д у ш }
н а с е л е н и я
м л н . к В т . ч
Ц е н т р а л ь н ы й К а з а х с т а н 0 , 8 0 6 7 2 7 7 7 , 7 4 4 5 2 6 8 ,7 9 8 ,2
Жезказганская 0,661 9858,2 2191 68,0 98,1 10,2
Карагандинская 0,850 62919,5 5148 68,9 98,2 8,5
В о с т о ч н ы й К а з а х с т а н 0 , 7 2 2 5 3 0 9 1 , 8 3 2 5 0 6 8 ,2 9 7 , 8
Восточно-Казахстанская 0,803 39793,8 4550 68,4 97,1 6,2
Семипалатинская 0,629 13298,0 1752 68,0 97,2 3,1
С е в е р н ы й К а з а х с т а н 0 ,7 4 2 1 4 3 1 1 2 , 7 3 4 5 7 6 9 ,2 9 7 , 8
Акмолинская 0,703 22147,9 2807 69,2 97,8 4,7
Кокшетауская 0,733 20748,8 3386 68,8 97,5 4,4 '
Костанайская 0,757 36108,8 3671 69,7 97,7 5,7
Павлодарская 0,849 46274,3 5144 69,2 97,9 12,3
Северо-Казахстанская 0,640 10574,1 1882 68,9 97,8 4,9
Торгайская 0,661 6258,8 2197 68,3 98,0 4,9
З а п а д н ы й К а з а х с т а н 0 ,7 8 1 8 3 9 5 2 , 1 4 1 1 2 6 8 ,7 9 6 ,8
Актюбинская 0,715 20853,1 2996 69,5 97,2 3,8
Атырауская 0,814 20746,6 4916 66,8 93,9 7,1
Западно-Казахстанская 0,746 22380,1 3619 68,3 97,3 2,4
Мангыстауская 0,868 19972,9 5196 70,5 98,5
Ю ж н ы й К а з а х с т а н 0 ,6 2 1 9 7 9 8 1 , 7 1 6 3 8 6 9 ,0 9 7 ,3
Алматынская 0,616 12982,3 1465 69,7 96,5 5,6
Жамбылская 0,593 11005,3 1343 68,4 97,0 3,4
Кзыл-Ординская 0,612 8300,7 1488 67,1 97,0 1,9
Т алдыкорганская 0,579 6120,5 912 68,8 97,3 2,0
Южно-Казахстанская 0,578 15164,6 833 69,1 97,1 2,4
г. Алматы 0,802 44408,3 4094 70,0 98,6
Динамика ИЧР в Казахстане в 1990-1995 годах
Таблица 1.3.6
1990 1991 ... 1 >"3 1994 1 9 9 5
. 68.6 68.1 . ... 67.1
Индекс ожид. тюдолжит.жизни 0.727 0.718 0.710 0.702 0.693 0.685
Индекс ѵоовня обоазования 0.873 0.873 0.873 0.873 0.873 0.873
Потоеб. э/эн на дѵшѵ насел.. кВт.ч 6160 5978 5698 5244 4672 4338
ВВП на дѵшѵ населения. $ США 5155 4790 4270 3750 2910 2760
Индекс ВВП 0.945 0.877 0.780 0.683 0.525 0.497
ИЧР 0.848 0.823 0.788 0.752 0.697 0.685
Место по шкале ИЧР за 1995 год 53 60 68 82 99 100
24

Глава II
Топливно-энергетический комплекс (ТЭК)
2.1 Тенденции развития энергетики мира
2.1.1 Энергетические ресурсы мира
Электроэнергетика является интегральной частью мирового энергетического
хозяйства. Ее состояние и перспективы развития во многом определяются состоянием
и перспективами развития всей мировой энергетики и ее ресурсной
обеспеченности. Поэтому представляется обоснованным анализ основных тенденций
в области электроэнергетики провести на фоне краткого рассмотрения
общих проблем энергетики в мире.
Важнейшим аспектом анализа мировой энергетики является выявление
возможных областей применения опыта зарубежных стран в развивающейся
энергетике Казахстана и использование потенциала Казахстанского топливноэнергетического
комплекса в формировании и развитии энергетики за рубежом.
Для Казахстана, как страны ставшей на путь самостоятельного развития,
обладающего значительными топливно-энергетическими ресурсами, весьма
важно проводить систематический анализ состояния и основных тенденций
развития энергетики других государств и мира в целом. Это особенно необходимо
при формировании долгосрочной энергетической политики, особенно в
период интеграции с перспективой широкого выхода в мировой рынок.
Извлекаемые ресурсы органического топлива в мире, т.е. ресурсы, которые
уже извлечены из недр и которые могут быть извлечены в будущем, оцениваются
в 6,3 трлн.т.у.т и распределяются следующим образом:
Каменный и бурый уголь 4850 млрд.т.у.т 76%
Нефть и конденсат 1150 19%
Природный газ 310 5%
Распределение доказанных запасов органического топлива по регионам
земного шара крайне неравномерно, о чем свидетельствуют данные приведенные
в таблицах 2.1.1 - 2.1.3. Если доказанные запасы угля в основном сосредоточены
в Азии (Китай, Россия, Казахстан), Северной Америке и Европе, то запасы
нефти - на Ближнем и Среднем Востоке, а природного газа - в России, на Ближнем
и Среднем Востоке.
В приведенной структуре доказанных запасов органического топлива, как
видно, преобладает твердое топливо, т.е. уголь.
Уголь в мировом топливно-энергетическом балансе имеет важное значение,
т.к. наличие очень крупных запасов его позволяет обеспечивать около одной
трети мировой первичной энергии и около 40% горючего, используемого для
выработки электроэнергии.
25

В ближайшей перспективе уголь остается основным источником энергии в
Азии и Австралоазии, в том числе и в Казахстане, который по добыче угля занимает
8 место в мире.
Добыча и экспорт угля основных угледобывающих стран в 1993 г. (млн.т)
характеризуется следующим образом:
Страна Добыча Экспорт
Китай 1138 20
США 775 68
Россия 417 20
ЮАР 182 53
Австралия 178 132
Польша 130 20
Украина
совместно с Россией
Казахстан 76 21
Великобритания 68 0
Г ермания 64 4
Канада 35 28
Основным видом используемых первичных энергетических ресурсов в
мире являются нефть и газ.
Официальные запасы нефти в мире ,под которыми понимается то количество
нефти, которое можно извлечь с помощью современных технологий, распределяются
следующим образом:
• Ближний Восток, пять стран Аравийского Залива обладают 66% официальных
мировых запасов сырой нефти (Саудовская Аравия, Кувейт,
Абу-Даби, Ирак и Иран). У всех них, кроме Ирана и Саудовской Аравии,
соотношение запасы/добыча превышают 100 лет, т.е. при существующем
годовом уровне добычи, запасов хватит более чем на 100 лет;
• Латинская Америка обладает 12% мировых запасов, причем в Венесуэле
соотношение запасы/добыча составляют 70 лет;
• На долю бывшего СССР приходится 5,6% мировых запасов нефти, при
чем большая их часть (84%) сосредоточена в России.
Казахстан, обладая 2,2 млрд.т нефти или 1,6% мировых запасов, имеет
соотношение запасы /добыча равным 31 году.
США обладает 3% мировых запасов и соотношение запасы/добыча равным
10 годам. Реальные запасы сырой нефти и соотношение запасы/добыча
приведены на диаграмме.

С траны
Доказанные запасы нефти •
На конец
1975 г.
млрд.бар
Н а конец
1985 r.
м лрд.бар
млрд.
тонн
Н а конец 1995 года
млрд.
бар
Таблица 2.1.1
% от
общего
Запасы /
добы ча
США 39.3 35.9 4.7 9.7
Канада 8.2 7.4 7.2 0.9 0.7 10.0
Мексика 9.5 49.3 49.8 ■ 7.1 4.9 47.1
Всего С еверная А м ерика 57.0 92.6 86,6 - -1 ■' 8.5 18.8
Аргентина 2.5 2.3 2.2 0.3 0.2 8.3
Бразилия 0.8 2.1 4.2 0.6 0.4 16.3
Колумбия 0.6 1.2 3.5 0.5 0.4 16.3
Эквадор 2.5 1.7 2.1 0.3 0.2 14.8
Перѵ 0.8 0.6 0.8 0.1 0.1 18.0
Тринидад и Тобаго 0.7 0.5 0.5 0.1 0.1 9.7
Венесүэла 17.7 25.6 - 64.5 s 9.3 • 6.3 63.5
Другие страны Южной и
0,4 0,9 1,1 0,2 0,1 34,9
Центральной Америки
Всего Ю жная и Центральная
Америка
25,9 34,9 78,9 11,4 7,8 39,3
Дания 0.2 0.5 1.0 0.1 0.1 14.8
Норвегия 7.0 10.9 •8.4 1.1 0.8 7.8
Румыния ■■ • ->і_д 1.6 0.2 0.2 31.5
Великобритания 16.0 13.0 ■4.3 0.6 0.4 4.4
Дрѵгие страны Европы 5.3 4.0 • 2.4 0.3 0.2 12.8
Всего Европа 28,6 28.4 17.7* 2,3 • 1.7 6.9
Азербайджан н/д н/д 1.2 0.2 0.1 17.2
Казахстан н/д н/д 5.3 0,7 0.5 35.5
Россия «и: . .. . Jl.'i -... 4 9 .0 ' 6.7 ' 4.8 21.9
Узбекистан . У і... ... н/д 0.3 ** ** 4.5
Др. республики быв. СССР _ і і .t ....... .....ЙЙЙ 1.2 0.2 0.1 15.2
Всего бы вш ий С С С Р 80,4 61.0 57,0? 7,8 5,5 22.0
Иран 64,5 47,9 88,2* 12,0 * 8,7 65,9
Ирак 34,3 44,1 100,0" 13.4 9,8 *
Кувейт 71,2 92,5 96,5- 13,3 • 9,5 *
Оман 5,9 4,0 5,1 0,7 0,5 16,2
Катар 5,9 3,3 3,7 0,5 0,4 23,1
Саудовская Аравия 151,8 171.5 261,2* 35,7 • 25,7 83,8
Сирия 2,2 1,4 2,5 0,4 0,2 11,2
ОАЭ 32,2 33,0 98,1» 12,7 9,7 *
Др. страны Ближ. Востока 0,3 0,2 0,2 ** ** 12,0
Всего Ближ ний Восток 368,3 398,0 659,5 89,2 64,9 92,3
Всего А ф рика 65,1 56,7 73,1 9,8 7,2 29,2
Австралия 1,7 1,4 1,6 0,2 0,2 7,9
Китай 20,0 18,4 24,0* 3,3 ' 2,4 22,0
Индия 0,9 3,7 5,8 0,8 0,6 20,9
Индонезия 14,0 8,5 5,2 0,7 0,5 9,3
Малазия 2,5 3,1 4,3 0,6 0,4 16,1
Другие страны Азии и Авст- 2,3 2,1 3,2 0,5 0,4 14,5
ралоазии
Всего Азия и А встралоазия 41,4 37,3 44,1 6,1 4,4 17,0
Всего в мире 666,7 708,9 1016,9 138,3 100 42,8
* свыше 100 лет
**менее 0,05
Примечание.
27

Доказанные запасы газа
Таблица 2.1.2
Страны
На конец На конец
На конец 1995 года
1975 г.
трил. м3
1985 г.
трил. м3
трил.
м3
трил.
куб.фут
% от
общего
Запасы/
добыча
США 6.1 5.6 ‘ 4.6 163.8 .3.3 8.8
Канада 1,5 1,9 67,0 1.4 13,0
Мексика 0,3 2,2 • 1,9 68,4 1,4 66,8
Всего Северная Америка 7,9 10,6 8,4 299,2 6,1 12,0
Лпгентіша ............. 0.2 0.7 0.5 18.6 0.4 20.8
Б оливия.................. .......І І І ___ 0.1 0.1 4.5 0.1 38.3
Бразилия ___ __ **
;>.! 0.1 5.2 0.1 30.2
Колумбия _ _ ........... ... цл „ 0.1 0.3 К). И 0.2 58.3
J к вал о D 0.1 0.1 0.1 3.8 0.1 *
Тпинилал и Тобаго 0.1 0.3 0.3 10.6 0.2 41.4
Вснесѵ >: і і s 1.2 1.7 4.0 139.9 2.8 *
. Id. с m.Ю ж . и üeirm .Америки 0J 0.1 0.3 11.0 0.2 *
Всего Юж. и Центр. Америка 2,2 3,2 5,7 203,6 4,1 73,9
Дания **
...... . L од ' ... 22,7
Г ермания 0,2 0,2 0,3 11,3 0,2 19,9
Венгрия - 0,1 3,4 0,1 19,8
Италия ... IL L . '•М 0,4 13,2 20,7
Нидерланды |Ш§р8 1,8 65,2 1,3 24,2
Норвегия 0,7 2.9 1,3 47,5 1,0 43,0
Румыния н/д н/д 0,4 13,0 L 20,5
Великобритания 1,4 0,7 23,3 9,2
Другие страны Европы 0,8 0,7 0,4 12,5 0.2 26,0
Всего Европа 5,4 6,9 5,5 193,4 4,0 21,5
Азербайджан н/д н/д 0.1 : . 18,9
Казахстан н/д н/д 1,8 65,0 1.3 *
Россия н/д н/д ■48,1 1700,0 34,5 82,1
Туркменистан н/д н/д 2,9 101,0 р р М 89,9
Украина н/д н/д 1.1 40,0 0.8 63,5
Узбекистан н/д н/д 66,0 : .... 39,0
Др. республики быв. СССР н/д н/д ** 0,7 ** 62,3
Всего бывший СССР 22,7 42,5 56,0 1977,0 40,0 80,4
Бахпейн 0.2 ....
0.1 5.3 0.1 22.3
И па и ............ 9.3 . ! 7 21.0 741.6 15.0 *
И па к 0.8 .... ' -. 3.1 J.:.1 . 2.2 *
. .......................................................... 1.0 1.5 1.1.....
*
Оман 1 . • 0.7 7.5.7. 0.5 *
Катап 0.2 ...........
7.1 250.0 5.1 *
Саѵловская Апавия 3.0 ............ j ~ 5.3 185.9 3.8 *
ОАЭ 0.6 г 5.8 204.6 4.1 *
Йемен _ _ 0.4 15.0 0.3 *
Ло. сгпаны Ближ.Востока ** ** 0.2 7.2 0.2 *
Всего Ближний Восток 15,2 24,2 45,2 1597,2 32,4 *
Всего Африка 5,9 5,6 9,4 334,6 6,7 *
Австпалия 'Л- 0.6 20.1 0.4 19.2
Китай 0.7 0.8 1.7 59.0 L .. 94.9
Индия . . П.! ... 0.5 0.7 25.0 0.5 37.8
Индонезия .....- j 2.0 68.9 1.4 33.4
Пакистан 0.5 0.4 0.8 27.0 0.5 56.9
Hd.ctd. Азии и Австоалоазии 1.3 2.5 3.7 128.6 2.6 5.3.5
Всего Азия и Австралозия 3,9 5,7 9,5 328,6 6,7 45,8
Всего в мире 63,2 98,7 139,7 4933,6 100 64,7
в т.ч ОЕСР 14,2 17,7 13,9 491,2 10,0 14,4
Европейский Союз 4,4 3,5 3,4 120,2 2,4 17,6
28

млн.тонн
Страны
Запасы угля на конец 1995 года
Антрацит и
битумный
уголь
Саббитуминошмй
и
газовый
уголь
Всего
Таблица 2.1.3
Процент
от
общего
Запасы
/добыча
США 106495 134063 240558- 23.3 258
Канада 4509 4114 8623. 0,8 115
Мексика 860 351 1 2 11 0,1 129
Всего Северная Америка 1 1 1 8 6 4 1 3 8 5 2 8 2 5 0 3 9 2 2 4 , 2 2 4 6
Бразилия - 2845 2845 0,3 *
Колумбия 4240 299 4539 0,4 174
Венесуэла 417 - 417 ** 83
Др.стр. Юж. и Цен. Америки 992 1404 2396 0,2 *
Всего Юж. и Цен. Америка 5 6 4 9 4 5 4 8 1 0 1 9 7 1 ,0 2 6 8
Франция 113 26 139 ** 17
Г ермания 24000 43300 67300- 6,5 273
Г реция - 3000 3000 0,3 52
Польша 29100 13000 42100. 4Д 212
Великобритания 2000 500 2500 0,2 48
Другие страны Европы 3686 30794 34480' 3,3 140
Всего Европа 59061 97606 156667 15,2 183
Казахстан - - 201700 - 19,6 *
Россия - - 34100- 3,3 408
Всего бывший СССР 104000 137000 241000 23.4 *
Южная ААоика 55333 _ 55333' 5.4 272
Зимбабве 734 - 734 0.1 118
Другие страны Аігаики 4338 1267 5605 0.5 *
Ближний Восток 193 193 ** 129
Всего Африка и Ближ.Восток 6 0 5 9 8 1 2 6 7 6 1 8 6 5 6 . 0 2 8 9
Австралия 45340 45600 90940- 8.8 375
Китай 62200 52300 114500 11.1 88
Индия 68047 1900 69947' 6.8 245
Индонезия 962 31101 32063 3.1 *
Япония 804 17 821 0.1 130
Новая Зеландия 27 90 117 ** 33
Северная Корея 300 300 600 0.1 11
Южная Корея 183 _
183 ** 32
Тайвань 99 _
99 ** 413
Другие страны Азии 225 1995 2220 0.2 61
Всего Азия и Авсиоалоазия 1 7 8 1 8 7 1 3 3 3 0 3 3 1 1 4 9 0 3 0 . 2 1 5 8
Всего в мире 5 1 9 3 5 8 5 1 2 2 5 2 1031610 1 0 0 . 0 2 2 8
в том числе ОЕСР 185674 238750 424424 41.1 248
Другие*** 198263 93411 291674 28.3 148
Примечание. * свыше 100 лет
**менее 0,05
***исключая Центральную Европу и бывший СССР
29

Запасы сырой нефти
А фрика (73.1)
7 ^ Лальний Восток и Австралия (44,1)
Россия (49.0)
\ Казахстан (5.3)
Другие республики
СССР (2,7)
Северная Америка (86.
Центральная и______
Южная Америка (78,9)
Ближний Восток (659.5),_____
в т.ч. Саудовская Аравия (261)
Данные приведены в млрд. баррелей (1 тонна=7-7,5 баррелей)
Согласно статистическим данным ООН, темпы роста суммарного производства
первичных коммерческих , т.е. уголь, нефть, конденсат, газ, гидро- и
атомная и другая виды энергии, энергетических ресурсов в мире за последние
годы были крайне медленными. Ежегодный прирост производства составил около
60 млн.т.у.т или 0,6%. При этом имело место серьезное различие в динамике
производства различных первичных энергетических ресурсов. Так, производство
электроэнергии, выработанной на атомных и гидроэлектростанциях , а также на
базе солнечной, ветровой, геотермальной, приливной и волновой энергии ежегодно
возрастает на 2-3 %, возрастает также добыча нефти, конденсата и газа, тогда
как добыча твердых топлив сокращается.
Существенно увеличилась международная торговля энергоносителями.
Согласно тем же статистическим данным, суммарный объем энергоносителей,
поставляемых на мировой рынок, составил около 4 млрд.т.у.т, или более трети
всех произведенных в мире первичных энергетических ресурсов за год. Ежегодный
объём мировой торговли энергетическими ресурсами возрастает на 6%.
Мировое потребление топлива и энергии в 1995 году приведено в таблице
2.1.4.
'
Суммарное мировое потребление топлива и энергии за последнее время
возросло на 0,9%, однако удельное энергопотребление, составляющее 1993 кг
у.т/чел, было на 2,5 % меньше. Это может быть в значительной мере объяснено
опережающими темпами увеличения мирового энергопотребления, а также аб­
30

солютным и относительным снижением энергопотребления в странах Центральной
и Восточной Европы , включая страны СНГ.
В связи с различием в темпах производства и потребления энергоресурсов
за последние годы произошли определенные изменения в структуре мирового
энергетического баланса - несколько снизилась доля твердого и жидкого топлива
в общем энергопотреблении при одновременном росте доли газа и первичной
энергии ( в % к суммарному производству):
1989 г. 1992 г.
Твердое топливо 31,0 29,3
Жидкое топливо 6,8 6,4
Газ 22,9 24,3
Первичная электроэнергия 9,3 10,0
Рост доли природного газа в мировом энергобалансе объясняется в основном
увеличением его использования в производстве электроэнергии.
Мировая добыча урана достигла, согласно статистике ООН, около 36
тыс.т, из них почти треть в Северной Америке (четверть в США), 19% в Африке
(в основном в ЮАР и Нигерии), столько же в Азии (в основном в Казахстане и
Узбекистане) и почти четверть в Европе ( в основном в России, на Украине и во
Франции).
2.1.2 Производство первичных энергоресурсов и электроэнергии
Суммарное производство первичных энергетических ресурсов в 1990 г.
составило 11,0 млрд.т.у.т (таблица 2.1.5). Добыча органического топлива и производство
первичной электроэнергии в настоящее время в мире составили:
Твердое топливо
Жидкое топливо
Газ
Производство электроэнергии на АЭС
Производство электроэнергии на ГЭС
Суммарное производство электроэнергии
3150 млн.т.у.т
3000 млн.т
2790 млрд.куб.м
2150 млрд.кВт.ч
2280 млрд.кВт.ч
12300 млрд.кВт.ч
Производство электроэнергии по регионам и крупнейшим странам мира
приведено в таблице 2.1.6.

Потребление топлива и энергии
Таблица 2.1.4
млн.тонн нефтяного эквивалента
Страны Нефть Прир. Уголь Ядерная Г идро- Всего
газ
энергия энергет.
США 806.8 559.5 494.4 182,4 25.8 2069.4
Канада 80,0 66,8 24,7 25,0 28.7 225,2
Мексика 71,6 27.9 4,6 2,3 1,9 108,3
Всего Северная Америка 958,4 654,2 523,7 210,2 56,4 2402,9
Всего Юж. и Центр. Америка 193,8 70,3 17,9 2,6 40,1 324,5
Австрия 11,1 6.0 2,5 - _____■ : 23,1
Бельгия и Люксембург 25,9 10.7 9,3 10,1 56,1
Чехия 7,5 5,9 21,1 3,3 _...... о ! 37,9
Дания 10,6 2,9 _ 6,6 - ** 20,0
Финляндия 10,0 4,1 _ - L\ i,i 23,0
Франция 89,0 29,6 13.0 97,3 . .. - 235,4
Г ермания 135,1 67,0 92,5 39.8 1.8 336,2
Венгрия 8,1 3.2 3,6 ** 24,0
Италия 94.9 43,0 11.1 . 152,6
Норвегия 9,6 **
. .. 1
. 10.5 20,9
Польша 15,4 8,9 70,0 - 0,3 94,7
Румыния 13,0 21,2 9,7 - 1,4 45,3
Словакия 4,3 4,6 5,0 7 7 ..... ......... о ,. 17,5
Испания 56,1 18,9 14,3 2,1 98,8
Швеция 17.1 0,7 2,1 17.3 5,8 43,0
Турция 28,4 7,7 21,2 - 3.0 60,3
Великобритания 81,7 65,8 47,8 23,0 0.5 218,7
Другие страны Европы 107,8 45,8 44,2 12.3 7,4 217,7
Всего Европа 725.6 339,1 383,0 229.2 47,9 1725,2
Азербайджан 8,5 7,2 - - 0,2 15,9
Беларусь 12,3 ; і 7 . 0,3 - ** 23,6
Казахстан 12,0 9,7 27.5 ** 0,7 49,9
Россия 146,1 317,9 119,4 25,6 ____ 624,2
Туркменистан 3,9
*♦ - П ,I
Украина 18.9 68.6 42,1 16,9 Г і.і 147.6
Узбекистан 6.7 38,1 1.4 - 0,6 46,8
Другие республики быв. СССР 6,3 10,3 1,0 2,7 3,6 24,0
Всего бывший СССР 214,7 470.1 191,7 45,2 21,4 943,1
Иран 58,0 31,8 1,4 - 0,8 91,9
Саѵловская Аравия 51.6 35.6 _ _ 87.3
ОАЭ 16.5 _ _ 34.9
Лр. страны Ближ.Востока 60.4 4.:
_ ......... . . а л 97.6
Всего Ближний Восток 186.5 118.4 _
Ѣ-Ь. 1,2 311.7
Египет 21.7 9.7 ...ли.. _ .
33.3
Южная Абрика 20.0 . . ..........і. ’ . . ....... '1.2.. 103.5
Лоѵгие страны ААрики 61.0 28.2 .. !.

Мировые макроэкономические показатели развития
экономики и энергетики
Таблица 2.1.5
Показатели
Единицы
измерения
1990 год 1995 год
Валовый внутренний продукт в сопоставимых
ценах, всего
100,0 108,2
в том числе: Россия %
100,0 52,7
Казахстан 100,0 42,0
Суммарное производство первичных
энергоресурсов, всего
11434 11000
в том числе: Россия млн.т.у.т 1855 1382
Казахстан 152 107
Суммарное потребление первичных
энергоресурсов, всего
10826 11060
в том числе: Россия млн.т.у.т 1363 1025
Казахстан 115 88
Мировой рынок первичных энергоресурсов млн.т.у.т 3556 4000
Суммарное производство электроэнергии
11774 12300
из них: Россия
1082 876
Казахстан 87,4 66,4
В том числе: ТЭС и установки на НВИЭ 7585 7870
из них: Россия млрд.кВт.ч 797 602
Казахстан 80 58,1
АЭС 1980 2150
из них: Россия 118 98
Казахстан - -
ГЭС 2209 2280
из них: Россия 167 176
Казахстан 7.35 8,3
Суммарное потребление электроэнергии, всего
11769 12270
в том числе: Россия млрд.кВт.ч 1073 857
Казахстан 104,7 73,7
Мировой рынок электроэнергии млрд.кВт.ч 306 310
Добыча нефти и газового конденсата млн.т.у.т 4561 4480
Добыча газа млн.т.у.т 2562 2790
Добыча угля млн.т.у.т 3261 3150
Энергоемкость валового внутреннего
продукта, всего % 100,0 94,4
в том числе: Россия 100,0 146,0
Казахстан 100,0 177,0
Электроемкость валового внутреннего
продукта, всего % 100,0 96,2
в том числе: Россия 100,0 150,0
Казахстан 100,0 160,9
3—277 33

Производство электроэнергии в мире по регионам и
крупнейшим странам
Таблица 2.1.6
1992 год______________________________________________________
Мир, регионы и
крупнейшие страны
Всего
млрд.кВт.ч
В том числе, млрд.кВт.ч
ТЭС ГЭС АЭС ГеоТЭС
Мир, в том числе 12027 7698 2203 2083 42
Азия, всего 3062 2291 442 320 8
из них:
Индия 328 251 70 7 Z 1
Китай 754 621 132 - -
Республика Корея 148 86 5 56 -
Турция 67 41 26 - Z 1
Япония 895 581 90 223 2
Казахстан 83 76 7 Z 1 -
Африка, всего 330 272 53 4 Z 1
из них:
Египет 45 35 10 - -
ЮАР 169 164 1 4 -
Европа, всего 4172 2429 692 1046 6
из них:
Великобритания 327 240 7 78 1
Г ермания 537 357 21 159 Z 1
Испания 158 82 21 56 -
Италия 226 177 46 - 3
Норвегия 118 Z 1 117 - -
Польша 133 129 4 - -
Россия 1008 716 173 120 Z 1
Украина 252 171 8 74 -
Франция 462 51 72 338 -
Швеция 146 8 75 64 Z 1
Австралия и Океания, всего 195 156 37 - 2
из них:
Австралия 159 144 15 - 0
Новая Зеландия 31 8 21 - 2
Северная Америка, всего 3781 2452 599 704 26
из них:
Канада 521 124 316 81 Z 1
Мексика 122 91 21 4 5
США 3074 2187 249 619 20
Южная Америка, всего 486 98 379 9 -
из них:
Аргентина 56 30 20 7 -
Бразилия 241 16 223 2 -
Венесуэла 69 22 47 - -
34

За последние годы не наблюдалось сколько- нибудь заметного изменения
структуры производства электроэнергии по типам электростанций. Имело место
лишь относительно незначительное снижение доли выработки электроэнергии на
тепловых электростанциях в 1995 г. по сравнению с 1990 г. и небольшое увеличение
доли АЭС (таблица 2.1.7).
Динамика структуры мирового производства электроэнергии
Показатели
1990 год
%
Таблица 2.1.7
1995 год
%
Суммарное производство, 100,0 100,0
в том числе:
ТЭС и ГеоТЭС 64,4 63,9
АЭС 16,8 17,5
ГЭС 18,8 18,6
Общая установленная мощность электростанций мира в настоящее время
составляет 2847 млн.кВт, из которых на долю ТЭС приходилось 1852 млн.кВт,
ГЭС - 654 млн.кВт, АЭС - 331 и ГеоТЭС - 10 млн.кВт (таблица 2.1.8).
Суммарная мощность электростанций и производство электроэнергии в
некоторых странах мира в 1990 г., по данным фирмы "Siemens" приведена в таблице
2.1.9.
2.1.3 Потребление электроэнергии
Потребление электроэнергии в мире и внешняя торговля приведены в таблице
2.1.10.
Объем международной торговли электроэнергий в мире составляет 340
млрд.кВт.ч, или почти 3% ее суммарного мирового потребления.
Следует отметить, что за последние годы международная торговля электроэнергией
не имеет тенденции к устойчивому росту: она то увеличивается, то
снижается в зависимости от конъюнктуры мирового электроэнергетического
рынка, определяемой в основном экономической ситуацией и водностью года, от
которой зависит объем выработки электроэнергии на гидроэлектростанциях.
2.1.4 Прогноз развития мирового энергетического хозяйства
В последнее время различными международными организациями было
разработано и опубликовано несколько прогнозов развития мирового энергетического
хозяйства. При этом, оценивая будущую динамику роста спроса на энергетические
ресурсы и отдельно на электроэнергию в мире, разработчики прогнозов
базировались на весьма близких показателях темпов роста численности населения
35

и развития мировой экономики, а также динамики мировых цен на энергетические
ресурсы.
Среднегодовые темпы роста численности населения мира в 1991-2010 гг. в
большинстве прогнозов приняты близкими к 1,4 %, тогда как за предыдущий
двадцатилетний период они составили 1,8 %.
Анализ роста численности населения, темпы экономического роста и динамика
изменения цен позволил Международному энергетическому агентству
(М ЭА) спрогнозировать, что суммарная мировая потребность в первичных энергетических
ресурсах в 2010 г. будет на 3,7 млрд.т.у.т (на 47%) больше по сравнению
с 1990 г. За предыдущее двадцатилетие рост потребности составил 3,0 млрд.
т.у.т (61%). Таким образом, прогнозируется, что в течение 1990-2010 гг. абсолютный
прирост потребности мира в первичных энергетических ресурсах будет
больше по сравнению с предыдущими двумя десятилетиями, несмотря на то, что
среднегодовые темпы роста будут меньшими.
По оценкам М ЭА, доля индустриально развитых стран-членов ОЭСР в
суммарном мировом потреблении первичных энергетических ресурсов с 52,8%
в 1990 г. снизится примерно до 45,8% в 2010 г. Опережающими по сравнению с
другими регионами мира в рассматриваемой перспективе прогнозируются темпы
роста потребления первичных энергетических ресурсов в развивающихся
странах:
Прирост потребления ТЭР за 1990-2010 гг.
% млн.т.у.т
Восточная Азия 149 762
Южная Азия 142 463
Ближний Восток 140 468
Китай ■ - 114 1083
Латинская Америка 88 495
Африка 87 252
Япония, Австралия, Новая Зеландия 47 320
Северная Америка ( без Мексики) 27 814
Западная Европа 25 518
Страны Центральной и Восточной Европы, 6 139
включая страны бывшего СССР , , ѵ
Приведенные выше данные свидетельствуют о том, что из прогнозируемого
суммарного прироста потребностей мира в первичных энергетических ресурсах
две трети придутся на долю развивающихся стран, в том числе пятая часть
на долю Китая.
Наиболее низкие темпы роста потребностей в первичных энергетических
ресурсах прогнозируются для региона, включающего страны Центральной и
Восточной Европы, Россию и другие независимые страны, возникшие на территории
бывшего СССР, включая Казахстан.
36

Установленная мощность электростанций мира, регионов и
крупнейших стран
Таблица 2.1.8
1993 год______________________________________________________
Мир, регионы и
крупнейшие страны
Мощность
млн.кВт
В том числе, млн.кВт
ТЭС ГЭС АЭС ГеоТЭС
Мир всего, в том числе: 2847 1852 654 331 10
Азия, всего 729 537 141 50 1
из них: Индия 82 60 20 2 Z 1
Китай 162 120 42 - -
Республика Корея 27 17 2 8 -
Турция 19 10 8 - Z 1
Япония 206 131 40 35 Z 1
Казахстан 18 15,42 2,23 0,35 -
Африка, всего 75 55 19 1 Z 1
из них: Египет 12 9 3 - -
ЮАР 26 24 1 1 -
Европа, всего 969 577 224 165 2
из них: Великобритания 65 50 4 11 Z 1
Германия 115 84 9 22 -
Испания 44 20 16 7 1
Италия 62 42 19 - Z 1
Норвегия 27 Z 1 27 - -
Польша 31 29 2 - -
Россия 213 148 44 20 Z 1
Украина 54 37 5 13 -
Франция 105 22 25 58 Z 1
Швеция 35 8 16 10 Z 1
Австралия и Океания, всего 45 32 13 - Z 1
из них: Австралия 36 29 7 - 0
Новая Зеландия 8 2 5 - Z 1
Северная Америка, всего 906 618 169 114 6
из них: Канада 108 32 62 14 Z 1
Мексика 29 19 8 1 1
США 752 552 96 99 5
Южная Америка, всего 123 33 88 2 -
из них: Аргентина 17 10 6 1 -
Бразилия 55 7 48 1 -
Венесуэла 19 8 11 - -
37

Суммарная мощность электростанций и производство электроэнергии
в некоторых странах мира (удельные на 1 человека)
Страна
Площадь
тыс.км
2
Население
млн.
чел.
чел./
км2
Действующие
мощности
Всего
млн.кВт Вт/чел.
Таблица 2.1.9
Производство
эл.энергии
млрд. кВт.ч/
кВт.ч чел.
Ю АР 12 2 1,0 38,9 32 25,9 0,67 169,6 4361
Аргентина 2766,0 32,7 12 17,5 0,53 54,0 1651
Бразилия 8512,0 151,4 18 54,1 0,35 234,4 1548
Канада 9976,1 27,3 3 14,6 3,83 507,9 18604
Мексика 1958,2 83,3 43 29,3 0,35 126,4 1517
СШ А 9372,6 252,7 27 788,3 3,12 3079,1 12184
Индия 3287,6 866,5 264 79,5 0,09 309,4 357
Иран 1648,0 57,7 35 18,2 0,31 56,9 986
Китай 9597,0 1149,5 120 146,0 0,13 677,5 589
Корея 99,0 43,3 440 24,6 0,55 132,2 3053
Япония 377,8 123,9 327 200,0 1,62 888,0 7167
Казахстан 2717,3 16,8 6 18,2 1,08 87,4 5202
Россия 17100,0 148,7 9 213,3 1,43 1082,3 7313
Украина 603,7 51,9 86 55,6 1,07 298,4 5750
Бельгия 30,5 10,0 326 14,1 1,41 71,9 7190
Болгария 110,9 9,0 81 11 ,0 1,22 38,9 4322
Великобритания 244,1 57,6 236 70,0 1,2 1 322,1 5592
Г ермания 357,0 80,1 224 123,2 1,54 573,7 7162
Италия 301,3 57,8 190 57,8 1,00 222,0 3841
Испания 504,8 39,3 78 43,6 1 , 1 1 155,7 3962
Нидерланды 40,8 15,1 370 17,5 1,16 74,3 4920
Финляндия 338,1 5,0 15 13,3 2,66 58,1 11620
Франция 551,5 57,0 103 106,8 1,87 454,7 7977
Швеция 450,0 8,6 19 34,2 3,97 147,7 17174
Швейцария 41,3 6,8 165 16,3 2,39 57,8 8500
38

Внешняя торговля и потребление электроэнергии
в мире, регионах и крупнейших странах
Таблица 2.1.10
1992 год_________________________________________________________________________
М и р , р е г и о н ы и
В н е ш н я я т о р г о в л я , м л н . к В т . ч
П о т р е б л е н и е
к р у п н е й ш и е с т р а н ы
и м п о р т э к с п о р т с а л ь д о
В с е г о ,
м лрд.кВ т
.4
н а д у ш у
н а с е л е н и я
кВт.ч
Мир, в том числе 3 37038 3 4 5460 + 8422 12018 2190
Азия, всего 7773 8215 + 442 3061 924
из них: Индия 1500 73 - 1427 329 374
Китай 4980 - - 4 9 8 0 759 650
Республика Корея - - - 148 3348
Турция 189 314 + 125 67 1152
Япония - - - 895 7192
Казахстан 2600 12 - 14 97 5774
Африка, всего 4537 9647 + 5110 324 476
из них: Египет - - - 45 821
ЮАР 334 6185 + 5851 163 3605
Европа, всего 2 5 2 3 6 4 256565 + 4201 4168 5729
из них: Великобритания 16725 32 - 16693 344 5933
Г ермания 2 8418 33738 + 5320 532 6627
Испания 4351 3710 - 641 159 4071
Италия 3 5947 647 - 35300 262 4525
Норвегия 1359 10103 + 8744 109 25382
Польша 5034 9066 + 4032 129 3351
Россия 2 7710 4 3952 + 16242 992 6659
Украина - 5762 + 5762 247 4731
Франция 4 737 58533 + 53796 4 08467 7140
Швеция 8845 10995 + 2150 144 16655
Австралия и Океания, всего - - - 195 7098
из них: Австралия - - - 159 9043
Новая Зеландия - - - 31 9051
Северная Америка, всего 4 5348 4 2 637 -2 6 1 1 3784 8680
из них: Канада 6477 31528 + 25051 496 18117
Мексика 989 2042 + 1053 121 1369
США 37204 8855 -2 8 3 4 9 3102 12160
Южная Америка, всего 27116 28396 + 1280 485 1593
из них: Аргентина 2602 10 -2592 59 1778
Бразилия 24148 8 -2 4 1 4 0 265 1722
Венесуэла - 360 + 360 69 3423
39

Из 15 бывших республик, ставших суверенными государствами, три
страны (Россия, Туркмения, Казахстан) выступали в 1995 г. как неттоэкспортеры
топливно-энергетических ресурсов, еще две страны (Узбекистан
и А зербайджан) в основном самообеспечивались энергоресурсами, а остальные
10 стран вынуждены с большей или меньшей остротой рассматривать энергообеспечение
как важнейший фактор своей национальной безопасности (таблица
2 .1.11).
Действительно эффективное и устойчивое реш ение проблемы обеспечения
энергоресурсами странам СНГ целесообразно искать на пути интеграции, тем
более что топливно-энергетический комплекс этого региона мира десятилетиями
формировался как единая система.
По запасам высокоэффективных энергоресурсов регион СНГ не только
полностью самобалансируется каждым видом топлива во всей обозримой перспективе,
но и объективно является экспортером, особенно нефти и газа. При
этом объемы общ его экспорта энергоресурсов уж е после 2000 г. вероятнее всего
превысят уровень 1990 г. и будут расти по меньшей мере до 2010 г.
По сумме прогнозов стран СНГ экспорт первичных энергоресурсов из этого
региона составит 270 млн. т у.т. в 2000 г. и до 370 млн. т у.т. в 2010 г. против
173 млн.т у.т. в 1995 г. При этом нетто-экспорт нефти сохранится на сущ ествую ­
щем уровне (около 80 млн.т) в период д о 2000 г. и возрастет до 130 млн.т в 2 0 10 г.
(таблица 2 . 1 . 1 2 )
Нетто-экспорт природного газа увеличится с 102 млрд.мЗ в 1995 г. почти
до 200 млрд.мЗ в 2000 г. и до 320 млрд.мЗ в 2010 г. (таблица 2.1.13) При этом в
число экспортирующих стран уверено выходят Азербайджан и Узбекистан.
Для стран СНГ характерно переплетение взаимных экспортно-импортных
связей не только по разным энергоресурсам, но и по каждому из них в отдельности.
Большие территории и протяженные границы стран СНГ делают взаимовыгодным
не только сейчас, но и во всей обозримой перспективе одновременный
ввоз энергоресурсов в одни районы и вывоз из других, а также сезонные, недельные
и суточные взаимообмены газом, электроэнергией и другими энергоресурсами.
Прогнозные темпы роста потребностей мира в первичных энергетических
ресурсах за 1990-2010 гг.(47% ) несколько отстают от прогнозируемых темпов
увеличения конечного потребления энергоносителей (топлива, тепловой и электрической
энергии) за этот ж е период (49%). Этот факт, вероятно, необходим о
отнести на счет технического прогресса и, следовательно, повышения энергетической
эффективности в преобразовании и транспортировке энергоносителей. В
предш ествую щ ее двадцатилетие картина была противоположной: прирост потребностей
в первичных энергетических ресурсах (61% ) опережал прирост потребностей
в конечных энергоносителях (49%).
Практически во всех прогнозах предусматриваются опережающ ие
темпы роста производства и потребления электрической энергии по сравнению
с первичными энергетическими ресурсами. Например, в соответствии с
наиболее вероятным прогнозом М ИРЭС (М ировой энергетический совет)
попребности мира в первичных энергетических ресурсах в 2020 г. по сравне-
40

Баланс первичных энергоресурсов в странах СНГ
Таблица 2.1.11
млн.т.у.т
Страны 1990 1993 1995 2000 год 2010 год
мин. макс. мин. макс.
П|іоизводство
Азербайджан 29 22 19 28 50 73 95
Армения - - - 2 2 2 2
Беларусь 3 3 3 3 3 2 2
Г рузия 2 1 1 2 4 6 6
Казахстан 152 131 107 114 147 171 239
Кыргызстан 4 2 1 2 2 4 4
Молдова - - - - - - -
Россия 1855 1527 1382 1457 1498 1594 1844
Таджикистан 3 2 2 3 3 4 4
Туркменистан 109 82 42 72 99 117 165
Узбекистан 57 61 70 71 74 82 91
Украина 201 150 119 132 144 155 171
СНГ 2415 1984 1746 1884 2020 2021 2606
Потребление
Азербайджан 45 29 21 22 31 43 47
Армения 6 1 2 2 3 4 7
Беларусь 76 48 36 39 44 51 76
Г рузия 11 6 4 6 8 12 11
Казахстан 115 96 88 91 1 1 1 131 178
Кыргызстан 7 5 3 4 3 7 7
Молдова 8 6 5 5 5 4 6
Россия 1363 1166 1025 1037 1097 1137 1295
Таджикистан 5 4 5 5 4 7 5
Туркменистан 27 24 18 20 25 24 35
Узбекистан 64 64 65 66 67 70 76
Укоаина 390 271 234 236 269 266 292
СНГ 2115 1721 1504 1530 1661 1748 2019
Чистый экспорт
Азербайджан - 15 - 7 -2 6 19 30 48
Армения - 6 - 1 - 1 - - 1 -2 -5
Беларусь -7 2 -45 -33 -36 -41 -5 0 -75
Грузия -9 -5 -4 -3 -3 -6 -5
Казахстан 37 35 19 23 36 40 6 І
Кыргызстан -3 -2 -2 -2 - 1 -3 -2
Молдова - 8 -5 - 5 -5 - 5 -4 -5
Россия 491 361 358 421 400 457 549
Таджикистан -2 -2 -2 -3 - 1 -4 -2
Туркменистан 82 58 24 51 74 93 130
Узбекистан -7 -3 5 5 8 12 15
Украина - 189 - 122 - 114 - 103 - 125 - 1 1 1 - 121
СНГ 299 263 242 354 359 452 587
41

Баланс нефти и конденсата в странах СНГ
Таблица 2.1.12
млн.тонн
Страны 1990 1993 1995 2000 год 2010 год
мин. макс. мин. макс.
Производство
Азербайджан 13 11 9 15 30 45 60
Беларусь 2 2 2 2 2 1 1
Грузия 0 0 0 1 3 3 3
Казахстан 26 23 2 1 24 30 35 55
Кыргызстан 0 0 0 0 0 1 1
Россия 516 354 307 284 297 290 360
Туркменистан 6 5 5 4 5 8 1 1
Узбекистан 3 4 8 8 9 12 15
Украина 5 4 4 5 6 7 8
СНГ 571 403 356 343 381 401 513
Эксповт
Азербайджан 0 0 0 5 15 25 40
Казахстан 22 13 9 15 8 25 2 1
Россия 220 123 118 109 104 1 1 1 145
Туркменистан 0 0 1 0 0 1 3
Узбекистан 0 0 1 1 1 3 5
СНГ 243 136 129 129 129 165 214
Импорт
А зербайджан 4 1 1 0 0 0 0
Беларусь 37 18 1 1 13 15 20 35
Грузия 2 0 0 1 1 2 2
Казахстан 14 1 1 7 6 6 6 6
Россия 19 1 1 5 5 6 10 13
Туркменистан 0 1 0 0 0 0 0
Узбекистан 5 4 0 0 0 0 0
Украина 62 19 24 35 36 37 38
СНГ 144 64 48 60 64 75 94
Потребление
Азербайджан 16 12 10 10 15 20 20
Беларусь 39 20 13 15 17 2 1 36
Г рѵзия 2 0 0 2 3 5 5
Казахстан 18 12 19 16 28 16 40
Россия 315 242 194 180 199 189 228
Туркменистан 6 6 4 4 5 7 8
Узбекистан 6 7 7 7 8 9 10
Украина 67 23 28 40 42 44 46
СНГ 471 321 275 273 316 311 394
42

Баланс природного и попутного газа в странах СНГ
Таблица 2.1.13
млрд.м3
Страны 1990 г. 1993 г. 1995 г. 2000 год 2010 год
мин. макс. мин. макс.
Піюизводство
Азербайджан 10 6 5 6 6 7 8
Казахстан 7 7 5 6 18 17 31
Россия 641 618 595 670 675 750 840
Туркменистан 88 65 30 57 80 92 130
Узбекистан 41 45 49 50 51 52 55
Украина 28 19 17 18 22 23 30
СНГ 815 761 701 807 852 941 1094
Экспорт
Казахстан 3 3 3 6 8 13 17
Россия 249 179 194 208 216 244 309
Туркменистан 72 52 20 45 65 80 110
Узбекистан 3 4 6 6 7 8 9
СНГ 327 239 222 265 296 345 445
Импорт
Азербайджан 8 4 1 1 2 5 8
Армения 5 1 0 1 2 3 5
Беларусь 15 16 13 15 16 17 20
Грузия 5 3 3 2 2 2 3
Казахстан 9 10 7 7 7 9 11
Кыргызстан 2 1 1 1 1 1 2
Молдова 5 3 3 3 3 3 3
Россия 70 4 23 12 14 18 20
Таджикистан 2 1 2 2 3 3 4
Туркменистан 0 0 0 0 0 0 0
Узбекистан 0 2 2 2 2 2 2
Украина 88 80 66 71 65 80 65
СНГ 208 126 121 116 116 144 142
Потребление
Азепбайлжан 18 11 6 ; : _________і: ... 16
Армения 5 1 0 1 2 3 5
Беларусь 15 17 14 15 16 17 20
Грузия 5 3 3 2 2 2 3
Казахстан 15 14 9 7 13 13 26
Кыргызстан 2 1 1 1 1 1 2
Молдова 4 3 3 3 3 3 4
Россия 461 442 424 474 468 524 551
Таджикистан 2 1 2 2 3 3 4
Туркменистан 16 13 10 12 15 12 20
Узбекистан 38 43 46 46 46 46 48
Украина 116 99 83 89 87 103 95
СНГ 696 648 601 658 663 740 793
43

нию с 1990 г. возрастут на 52% , а в расчете на одного жителя останутся практически
неизменными, тогда как потребности в электроэнергии в 2020 г., оцениваемые
в 23000 млрд.кВт.ч, будут на 98% больше (таблица 2.1.14),чем в 1990 г., а в
расчете на душу населения - на 30% больше. При этом наиболее быстрые темпы
потребления электроэнергии будут иметь место на Ближнем Востоке, в Северной
Африке, в Южной Азии, Латинской Америке и Китае. Однако и в 2020 г. удельное
потребление электроэнергии в Северной Америке будет, более чем в 5 раз,
превышать уровень, намечаемый к достижению в среднем по странам Ближнего
Востока и Северной Африки, более чем в 20 раз превосходить средний показатель
в Южной Азии и почти в 2 раза - показатель в Западной Европе.
Согласно прогнозу М ЭА, производство электроэнергии в мире в 2010 году
составит 20450 млрд.кВт.ч, что на 70% больше по сравнению с 1990 годом. Из
этого прогноза следует, что темпы роста производства и потребления электроэнергии
будут существенно более быстрыми по сравнению с темпами производства
и потребления первичных энергоресурсов.
По оценкам М ЭА, установленная мощность электростанций в мире в
2010 г. составит 3600 млрд.кВт , свыше 2/5 прироста мощности будет приходится
на 24 страны- члена ОЭСР, остальные 3/5 - на 186 других стран.
Что касается мировых цен на энергоресурсы, то их динамика Международным
энергетическим агентством принимается следующим образом:
долл. / т.у.т
1990 год 1995 год 2000 год 2010 год
Сырая нефть 122,69 85,71 115,94 141,13
Природный газ, добытый в США 56,23 64,45 80,89 98,65
Импорт газа в Европу 97,16 79,61 106,77 129,24
Импорт газа в Японию 130,49 108,23 145,16 175,71
Уголь, добытый в США 28,46 29,77 33,76 35,92
Импорт угля в Европу 61,02 54,51 57,93 61,56
Импорт угля в Японию 67,55 61,55 63,66 65,85
По оценкам многих российских и западных экспертов, а также МИРЭС, цены
на мировом нефтяном рынке будут иметь тенденцию к несколько более быстрым
темпам роста по сравнению с прогнозом МЭА. МИРЭС, однако, более осторожен
в своих абсолютных оценках, утверждая, что в долгосрочном плане цены
на нефть и, следовательно, на другие виды органического топлива будут непременно
расти, однако в краткосрочном плане могут быть отклонения в сторону
некоторого снижения цен.
Определенный интерес может представлять анализ динамики и структурных изменений
в потреблении электроэнергии в странах- членах ОЭСР. Наиболее быстрыми
темпами потребление электроэнергии в этой группе стран возросло в торговом,
общественном и бытовом секторах. Наиболее медленными темпами этот показатель
в предшествующее двадцатилетие возрастал в сельскохозяйственном
производстве и промышленности. В результате доля промышленности в суммарном
потреблении электроэнергии сократилась и в 1990 году составила 40% против
43% в 1980 г., тогда как доля коммерческого и бытового сектора возросла с 51% до 55%.
44

Максимальные и минимальные варианты
прогноза мировой энергетики, опубликованного МИРЭС
Таблица 2.1.14
1993 год__________________________________________ ______________
Ф а к т и ч е ­
П р о г н о з н а 2 0 2 0 г о д
П о к а з а т е л ь Е д и н и ц ы с к и е м а к с и ­ м и н и м а л ь
и з м е р е н и я д а н н ы е з а м а л ь н ы й ( э к о л о г . )
1 9 9 0 г о д в а р и а н т в а р и а н т
О б щ и е д а н н ы е
Численность населения млн.чел. 5292 8092 8092
Э к о н о м и ч е с к и й
Валовый внутренний продукт трлн.$США 21.0 64,7 55.7
Валовый внутренний продукт на 1 $ США 3972 8001 6884
П о т р е б н о с т и в п е р в и ч н ы х э н е р г е т и ч е с к и х р е с у р с а х
Суммарные млн.т.у.т 12593 24610 16120
Удельные т.у.т/чел. 2374 3060 1988
Потребности в эл. энергии млрд.кВт.ч 11608 23000*
Энергоемкость экономики кг у.т/$ 60 39 29
Электроемкость экономики кВт.ч/$ 0,55
С т р у к т у р а м и р о в о г о э н е р г е т и ч е с к о г о б а л а н с а
Уголь % к итогу 26.3 28,2 18,9
Нефть % к итогу 31,0 26,7 25,7
Природный газ % к итогу 19,5 21,2 22,1
Атомная энергия % к итогу 5,0 5,7 6,1
Г идроэнергия % к итогу 5,3 5,8 5,9
Возобновляемые источники энергии % к итогу 12,9 12,4 21,3
р о с т
О
V
П о т р е б н о с т и в п е р в и ч н ы х э н е р г е т и ч е с к и х р е с у р с а х п о р е г и о н а м
Северная Америка млн.т.у.т 3095 3494 2615
Латинская Америка млн.т.у.т 825 3190 1869
Западная Европа млн.т.у.т 2091 2594 1886
Центральная и Восточная Европа млн.т.у.т 418 515 379
Страны СНГ млн.т.у.т 2069 2394 1830
Ближний Восток и Северная Африка млн.т.у.т 453 1853 1131
Африка южнее пустыни Сахары млн.т.у.т 380 1829 869
Тихоокеанский регион млн.т.у.т 2635 6989 4273
Южная Азия млн.т.у.т 637 2648 1287
В ы б
ю с ы в а т м о с ф е р у
Сера млн.тонн 64.6 98,1 42,8
Азот млн.тонн 24,0 37,9 20,9
Углерод млрд.тонн 5,9 11,5 6,3
*
* по среднему варианту
45

Согласно расчетам М ЭА, среднегодовой прирост потребления электроэнергии
и тепла в мире в оставшиеся годы до конца текущего столетия будет
составлять 2,4%, а в последую щ ем десятилетии - 3,2%. Производство электроэнергии
на душ у населения увеличится с 2300 до 3100 кВт.ч. Таким образом,
прогнозами МЭА предусматривается сущ ественно более высокие темпы роста
производства и потребления электроэнергии по сравнению с оценками М ИРЭС.
Электроемкость валового внутреннего продукта в 1991 году по странам
ОЭСР составила в среднем 500 кВт.ч на 1000 долл.СШ А. В странах Северной
Америки она была сущ ественно выше этого среднего показателя и равнялась 705
кВт.ч, тогда как в странах Западной Европы она была равна 433 кВт.ч, а в странах
Тихоокеанского региона еще меньше - 337 кВт.ч.
Удельная электроемкость ВВП в 1995 году составила:
кВт.ч/долл.
Казахстана 3,34
Азербайджан 4,5
Армения 1,89
Беларусь 1,5
Г рузия 3,26
Кыргызстан 3,47
Молдова 2,0
Россия 2,47
Узбекистан 2,08
Украина 2,32
Канада 0,8
Норвегия 0,73
США 0,44
Турция 0,37
Англия 0,27
Франция 0,25
Швейцария 0,17
Япония 0,17
Согласно прогнозным оценкам М ЭА, средний показатель элекроемкости
экономики по странам Северной Америки (а также Казахстана) несколько уменьшится,
а но странам Европы останется практически неизменным и несколько
увеличится но странам Тихоокеанского региона. По странам остальной части
мира показатель электроемкости валового внутреннего продукта существенно
больше, чем в среднем по странам ОЭСР.
МЭА ечпѵіісі, что мировые темны роста генерирующей мощности тепловых
электростанций на органическом топливе будут более быстрыми по сравнению
с ан.і.поі ичным показателем по всем тинам электростанций вместе взятым.
Доля ТЭС на органическом топливе в суммарном производстве электроэнергии.
по оценкам М ЭА, в странах ОЭСР увеличится в 2010 г. до 66,2% по
сравнению с 59,8% в настоящее время. Наиболее высокими темпами в этой груп­
46

пе стран буд ет возрастать м ощ н ость Т Э С на природном газе - в среднем на 4 ,4 % в
год, тогда как среднегодовой прирост м ощ ности на уго л ьн ы х Т Э С буд ет равен
всего 1,5 % . С ум м арная м ощ н ость Т Э С на ж идком неф тяном топливе сохранится
в рассм атриваем ой перспективе практически неизменной, однако число часов ее
использования сущ ествен н о ум ен ьш и тся, п оскольку она будет в значительно
больш ей степени применяться для регулирования граф ика нагрузки при одновременном
снижении ее использования в базисном реж име.
С ум м арны й прирост м ощ ности электростанций, не и сп ол ьзую щ и х органическое
топливо, за 19 9 0 -2 0 10 гг. по странам О Э С Р состави т 1 3 1 м лн .кВ т, по стр а­
нам Л атинской А м ери ки - 12 4 м лн .кВ т, по К и таю - 96 м лн.кВ т, в том числе:
млн.кВт.ч
АЭС ГЭС НВИЭ
Страны ОЭСР 37 ,4 72,6 2 1 ,3
Латинская Америка 4,2 1 1 5 , 3 4,3
Китай 10 ,4 85,7 -
Д оля гидроэнергии в регионе О Э С Р к 2010 г. сократится на 2 % по ср авнению
с 19 9 0 г. и состави т 14 % сум м арн ого производства электроэнергии. А н а ­
логичная ситуация будет им еть м есто в странах Ц ентральной и Восточной Е в р о ­
пы и в странах, располож ен ны х на европейской части бы вш его С С С Р . П о оценкам
экспертов М Э А , огромны й гидроэнергетический потенциал В осточной С и б и ­
ри будет осваиваться м едленны м и тем пам и, главная причина чего - отдаленное
располож ение осн овны х потенци альны х створов от центров электропотребления.
С вы ш е 80% всей м ощ ности А Э С м ира в настоящ ее время сосредоточено в
странах О Э С Р .
В рассм атриваем ой перспективе ож идается заметное снижение
тем пов роста производства электроэнергии на А Э С . О сновны ми причинами этого
являю тся:
вы сокие удельн ы е капитальны е затраты , длительны е сроки выдачи
лицензий на строительство и эксплуатацию А Э С , больш ая длительность проектирования
и сооруж ения объектов атомной энергетики, нереш енность ряда кр уп ­
н ы х техн и чески х проблем безопасности А Э С и обращ ения с радиоактивны ми
отходам и. В связи с этим, ряд стран законсервировал свои програм м ы развития
атомной энергетики. Япония ж е, наоборот, объявила о своем намерении построит
более 20 атом ны х энергоблоков в период до 2010 г. П ричину этой тенденции
рассм отрим в отдельном прилож ении. Без уч ета Японии среднегодовой прирост
производства электроэнергии на А Э С в регионе О Э С Р не превы сит 1,2 % в первой
половине рассм атриваем ого периода (до 2000 г.) и 0 ,4 % во второй половине, i .e.
за пределами 2000 г.
Вы работка электроэнергии на А Э С в других регионах мира сущ ественно не
увеличится, кроме России, где она может начать возрастать после 2000 г., Индии и
Ирана, где намечается сооружение мощ ны х А Э С при техническом содействии России.
С ум м ар н ое производство электроэнерг ии на базе Н В И Э в регионе О Э С Р
составило 27 млрд. кВ т.ч или м енее 0 ,5 % общ ей ее вы работки. О сновная часть
этой вы работки приходится на Европу и С евер н ую А м ери к у. Т ем п ы среднегодового
прироста вы работки электроэнергии на Н В И Э оценивается М Э А в пери­
47

од до 2010 г. величиной в 8,8% в результате чего ожидается, что общее производство
электроэнергии на таких источниках в 2010 г. достигнет 134 млрд.кВт.ч.
Однако даже при столь высоком среднегодовом показателе роста доля НВИЭ в
суммарной выработке электроэнергии в 2010 г. не превысит 1,3%.
Мощность ТЭС, работающих на твердых бытовых и промышленных отходах,
в 1990 г. составила 9,7 млн.кВт в Северной Америке, 4,8 млн.кВт в странах
Тихоокеанского региона и 5,4 млн.кВт в Западной Европе.
В остальном мире среднегодовые темпы роста производства электроэнергии
на базе НВИЭ в период до 2010 г. составят 7,7% в 2010 г. оно оценивается в
55 млрд.кВт.ч против 13 млрд. кВт.ч в настоящее время.
По оценкам МИРЭС, как за счет "традиционных" возобновляемых источников
энергии, к которым относятся гидроэнергия крупных водотоков, дрова и
сухой навоз, так и в результате более широкого вовлечения "новых" нетрадиционных
возобновляемых источников энергии (солнечная, ветровая, геотермальная
и т.д.) в 2000 г. может быть произведено, при различных вариантах развития
мирового энергетического хозяйства и в зависимости от поддержки на государственном
уровне работ по освоению таких ресурсов, от 4,0 до 4,5 млрд.т.у.т.
Большими потенциальными возможностями обладают ресурсы нетрадиционных
возобновляемых источников энергии, за счет которых пока еще удовлетворяется
весьма незначительная часть мировых энергетических потребностей.
В начале нынешнего десятилетия годовое производство энергии в мире на базе
так называемых "новых" нетрадиционных источников энергии оценивается в 240
млн.т.у.т., что соответствует примерно 2% общих мировых потребностей в первичных
энергетических ресурсах. В таблице 2.1.15 приведены оценки, содержащиеся
в монографии МИРЭС "Энергия для завтрашнего мира" в отношении
возможного вклада нетрадиционных возобновляемых источников энергии в мировой
энергетический баланс. ,
Оценка возможного вклада “новых” нетрадиционных
возобновляемых источников энергии (НВИЭ) в 2020 году
Таблица 2.1.15
Ресурсы НВИЭ Минимальная оценка Максимальная оценка
м лн.т.у.т % к итогу м лн.т.у.т % к итогу
“Современная биомасса” 350 46 800 42
Солнечная энергия 150 19 510 26
Ветровая энергия 120 15 310 16
Геотермальная энергия 60 8 130 7
Микро-ГЭС 70 9 100 5
Океаническая энергия 20 3 80 4
ИТОГО 770 100 1960 100
% от общих энергетических
потребностей мира 3-4 8-12
48

Что там за горизонтом? В принципе взглянуть далеко за пороги грядущего
века в масштабе всего мира пытаются многие. В мире существует отлаженная
статистика энергетического баланса, сформулирована тенденция мирового
развития. Относительную флуктуацию могут внести вопросы политической обстановки
в отдельных регионах и проблемы глобализации и либерализации экономики.
Но и здесь существуют достаточно влиятельные институты мирового
ранга.
Ввиду роста общей культуры человечества, видимо, в X X I веке произойдет
перераспределение материальных ценностей, что приведет к стабилизации мира
во всем мире. В настоящее время промышленно развитые страны, где живут 30%
населения земли, потребляют 70% мировой энергии. Да, они это заработали своим
трудом. Но, следует отметить, что энергетический потенциал земли и экологические
последствия его использования -общечеловеческие.
Игнорируя этот факт, человечество будет иметь замкнутые региональные,
экономические, культурные, религиозные образования, что в свою очередь будет
тормозить международную торговлю и создавать нестабильную обстановку в
мире.
Достаточно вспомнить причины и последствия двукратного энергетического
кризиса. В нынешнем глобальном балансе первичной энергии сгораемые ее
источники - нефть, уголь, газ - занимают около 90%. И эта тенденция сохранится
еще в течение многих лет. Общественное мнение и экономическая ситуация, а
также достигнутый уровень технологии во многих странах будут направлены
против атомной энергии.
По этой причине, как утверждают эксперты компании «Шелл», структура
«энергококтейля» расширится , что представлено в таблице 2.1.16.
В сценарии концерна предполагается, что сохранится развитие регенеративных
видов энергии в рамках процесса их совершенствования, когда они поначалу
займут рыночные ниши, а затем с различным уровнем успеха полностью
завоюют рынок. Их бурный рост предполагается около 2030 года. Это приведет к
разрядке вопросов экологии. Потребление энергии ежегодно растет на 2% и к 2060
году достигнет уровня 3,4 тонны нефтяного эквивалента на человека, что соответствует
сегодняшнему уровню потребления в Японии.
Особого внимания заслуживает экономика энергетики. В настоящее время
идет процесс глобализации взаимодействий (Таблица 2.1.17) и, как следствие,
либерализация цен на энергетические ресурсы. Вроде бы хорошо. И автор пропагандирует
идею интеграции казахстанской энергетики через указанные принципы.
Но у любого добра есть крайнее проявление. Вопрос чрезмерной глобализации
может привести к потере учета специфики государства, территории. Или чрезмерная
либерализация может привести к потере государственного влияния на
экономику через энергетику, или решение перспективных, общечеловеческих
вопросов может оказаться вне поля зрения науки.
4-277 49

Сценарии "Сохраняющееся развитие"
іб
10 Дж
Таблица 2.1.16
1500
О
1000
не установлено
энергия земли / океана
солнечная энергия
новая биомасса
энергия ветра
атомная энергия
гидроэнергия
природный газ
нефть
уголь
традиционная биомасса
0

Потоки энергии в мировом сообществе (млн. т.у.т.)
Потери
иСН
Нефтепе-1
реработка

2.2 Состояние и перспективы развития
топливно-энергетической базы Казахстана
Казахстан по его природному потенциалу входит в число тех немногих
стран мира, которые способны полностью обеспечить не только себя первичными
энергетическими ресурсами как в настоящее время, так и на перспективу, но и
экспортировать их в значительных объемах.
В республике, занимающей 1,8 % территории всей суши Земли сосредоточено
порядка 0,5% мировых балансовых запасов минерального топлива, что составляет 30
млрд. т.у.т . Из них на долю угля приходится 80%, нефти и газового конденсата -
13%, природного и попутного газа - 7%, что отражено на диаграмме (Рисунок 1).
Балансовые запасы минерального топлива Казахстана
Газ

ны в Северной и Центральной части Казахстана, Западный регион обладает значительными
запасами нефти и газа, Южный Казахстан располагает запасами нескольких
мелких месторождений газа и угля, а также крупнейшим Нижнеилийским
буроугольным месторождением. )
Основные гидроэнергетические ресурсы сосредоточены в Восточном и
Юго-Восточном Казахстане.
ГС точки зрения изученности и подготовленности энергоресурсов для промышленного
использования балансовые топливно-энергетические ресурсы принято
делить на основные категории:
А - разведанные, изученные и подготовленные к добыче (освоенные промышленной
разработкой);
В- подготовленные к промышленной разработке (геологически обоснованные,
относительно разведанные и оконтурованные, предварительно опробованные);
C j - установленные на основании геологического изучения ( разведанные с
помощью бурения);
С 2 - определенные на основании геологических прогнозов.
Сумма трех категорий А+В+С( представляют собой промышленные запасы
месторождений, на которые можно ориентироваться при прогнозировании развития
топливно-энергетического комплекса.
2.2.1 Ресурсы твердого топлива и возможности их использования
В Казахстане сосредоточено 3,3% от мировых промышленных запасов угля.
По объемам добычи угля Казахстан занимает восьмое место в мире и третье
место после России и Украины среди стран СНГ.
Всего в Казахстане выявлено более 100 угольных месторождений с геологическими
запасами 176,7 млрд.т , однако наиболее изученными являются около
40 месторождений, с оценкой промышленных запасов на них 34,1 млрд. т.
Балансовые запасы углей Казахстана по состоянию на начало 1993 г. оценивались
в 38,63 млрд.т, что составляет 22% от геологических запасов.
В таблице 2.2.1 отражена структура размещения запасов угля по территории
Казахстана.
Структура размещения запасов углей по территории
Казахстана
Таблица 2.2.1
млрд.т__________________________________________________________________________(
Наименование Геологические запасы Балансовые запасы
Восточный Казахстан 4.5 3.04
Западный Казахстан 2.9 1.79
Севеоный Казахстан 81.8 18.52
Центральный Казахстан 54.5 14.8
Южный Казахстан 33.0 0.48
Всего по республике U................ 176.7.., . 38.63
53

В Северном и Центральном Казахстане находятся такие крупные угольные
бассейны, как Карагандинский (9,3 млрд.т), Тургайский (5,8 млрд.т), и Экибастузский
(12,5 млрд.т]^
( Все угли Казахстана можно разделить на две категории: каменные и бурые.
К каменным относятся угли с высшей теплотой сгорания влажной беззольной
массы более 24000 кДж/кг (5700 ккал/кг) и с выходом летучих веществ более
9%. К бурым относятся угли с высшей теплотой сгорания влажной беззольной
массы менее 24000 кДж/кг (5700 ккал/кг) и с содержанием рабочей влаги 30-40%.
Основная часть - 24,3 млрд.т. из общих балансовых запасов приходится на
каменные угли (таблица 2.2.2), из которых 6,1 млрд.т (25%) - угли пригодные для
коксования. Достаточно сказать, что около 20 % общей добычи и до 16 % добычи
коксующихся углей для стран СНГ обеспечивается Казахстаном.
млрд.т
Структура балансовых запасов угля Республики Казахстан
Наименование
Балансовые
запасы
Таблица 2.2.2
в томчисле:
A+B+Cj с2
Бурый уголь 14,33 12,39 1,94
Каменный уголь 24,30 21,75 2,55
в том числе: для коксования 6,12 5,82 0,31
Всего по республике 38,63 34,14 4,49
Наиболее крупными из разрабатываемых месторождений каменного угля
являются Карагандинское, Экибастузское, Куучекинское. Коксующиеся же угли
добываются только на Карагандинском месторождении и их доля в общей угледобыче
по бассейну составляет около 55 %.
Бурые угли сконцентрированы преимущественно в Северном Казахстане,
основными месторождениями являются угли Торгайского, Нижне-Илийского и
Майкюбенского бассейнов.
На 01.01.1996 года в Казахстане эксплуатировалось 24 угольных шахты и
11 угольных карьеров суммарной проектной мощностью 162 млн.т. На этих предприятиях
в 1992 году добыто 126,8 млн.т угля, в том числе 93,5 млн.т открытым'
способом, в 1995 году добыча угля составила 83,2 млн.т, в том числе открытым
способом - 68,8 млн.т, снижение уровня добычи угля связано с нестабильностью в
экономике, падением спроса.
ѵ£|бщий потенциал добычи прогнозных запасов угля открытым способом в
Республике оценивается в 400 млн.т в год. Промышленные же запасы угля, пригодные
для разработки открытым способом, составляют 21 млрд.т и сосредоточены,
главным образом, в Экибастузском (51%), Торгайском (26,4%), Майкюбенском
(8,8 %) и Шубаркольском (7%) угольных бассейнах. При существующих
объемах добычи угля открытым способом этих запасов может хватать Казахстану
более чем на 200 лет.
54

Добыча угля открытым способом обходится в 3-5 раз дешевле, чем добыча
угля подземным способом отработки. Так, например, стоимость добычи экибастузского
угля в 1995 г. была в пять раз ниже стоимости добычи рядового карагандинского
угля.
Дальнейшее развитие предприятий угольной промышленности Республики
связано, в первую очередь, с расширением добычи на действующих предприятиях,
на базе их технического перевооружения, а также с освоением новых перспективных
месторождений в условиях рыночной экономики.
По данным специалистов угольной промышленности в угольной отрасли
можно выделить 3 главные проблемы, требующие своего решения на правительственном
уровне. Это - подземная добыча, открытые горные работы и транспорт
Добыча угля открытым способом может обеспечить потребность республики
в угле для нужд энергетики и бытового сектора. По стоимости выработки
тепла и энергии угли могут успешно конкурировать с нефтью и газом. Для решения
этой проблемы требуется приобретение добывающего и транспортного оборудования,
преимущественно импортного, большой единичной мощности и замена
устаревшего оборудования.
Крупной проблемой открытого способа добычи угля является проблема
экологии. Возможность снижения зольности поставляемых углей путем строительства
обогатительных фабрик или селективной выемки экибастузских и борлинских
углей ранее рассматривалась при проектировании разрезов и была признана
нерентабельной. В связи с резким ростом затрат на охрану окружающей
среды, по-видимому, необходимо вернуться к этой проблеме и совместно с
крупными потребителями данных углей вопрос рассмотреть комплексно.
Необходимо также найти способы обогащения так называемых труднообогатимых
углей, добываемых подземным способом, для увеличения ресурсов коксующихся
углей и снижения трудозатрат в подземных условиях, а также организовать
брикетирование углей для обеспечения бытовых нужд населения.
Как было указано выше, основные угольные месторождения Казахстана
расположены в центральной части, что географически выгодно для транспортировки
угля по всей республике. Однако возникают затруднения из-за недостаточного
развития и низкой пропускной способности сети железных дорог. Для бесперебойного
снабжения потребителей углем и другими массовыми грузами необходимо
пересмотреть схему железнодорожного транспорта Центрального Казахстана.
Развитие Шубаркольского угольного месторождения уже сегодня сдерживается
пропускной способностью ветви Жарык - Жезказган. Строительство железной
дороги Жезказган - Кзыл-Орда, Шубарколь - Аркалык, реконструкция
ветви Жезказган - Жарык, а также продление железнодорожной ветви Караганда -
Карагайлы до Семипалатинска, ветки Караганда -Борлы до Майкюбени резко
сократило бы транспортные расходы и позволило бы увеличить объемы добычи
на уникальных по запасам и качеству Шубаркольском и Майкюбенском угольных
месторождениях до 25-30 млн.т в год.
Одной из важнейших задач по освоению угольных месторождений является
комплексное использование природного ресурса, содержащего не только энер­
55

гетическую компоненту, но и немало других ценных продуктов, как например
сбор метана (дегазация 25 м3/1 т угля).
Характеристика запасов и объемы добычи угля на действующих и перспективных
месторождениях Казахстана приведена в таблице 2.2.3.
млн.тонн
Характеристика запасов и объемы добычи угля на
действующих и перспективных месторождениях Казахстана
Э к о н о м и ч е с к и й р а й о н ,
б а с с е й н , м е с т о р о ж д е н и е
К а т е г о ­
р и я у г л я
Г е о л о г и
ч е с к и е
з а п а с ы
Б а л а н ­
с о в ы е
з а п а с ы
П р о м ы ­
ш л е н ­
н ы е
з а п а с ы
Таблица 2.2.3
Д о б ы ч а
в 1 9 9 5 г .
П р о е к ­
т н а я
д о б ы ч а
В о с т о ч н ы й К а з а х с т а н 4500 3040
Камен. 586 191 77 Всего
Кендырлыкское м/р Бурый 1033 400 169
1,0-2,0
Сланцы 4075 698 53
Белокаменское м/р Камен. 957 914 До 1,0
Юбилейное м/р Бурый 1536 1.4 30,0
З а п а д н ы й К а з а х с т а н 2900 1790
Урало-Каспийский бас. Бурый 378 108 96 5,0
Мамытское м/р Бурый 1426 1320 598 3,0
С е в е р н ы й К а з а х с т а н 81800 18520
Экибастузский бассейн Камен. 12500 9700 7700 62,2 До 105
Майкюбенское м/р Бурый 5700 1805 1767 0,3 15,0-25,0
Торгайский бассейн Бурый 61910 6564 5933 2,0
Ц е н т р а л ь н ы й К а з а х с т а н 54500 14800
Карагандинский бассейн Камен. 51300 15800 7500 14,4 До 25,0
Куучекинское м/р Камен 600 150 150 1,8-3,0
Борлинское м/р Камен. 490 314 3,1 10,0
Шубаркольское м/р Камен. 2100 1700 1,8 22,0-28,0
Ю ж н ы й К а з а х с т а н 33000 480
Ойкарагайское м/р Бурый 74 53,4 40,2 0,3-0,5
Нижнеилийский бассейн Бурый 9878 80,0
Алакольское м/р Камен. 130 50 0,3
Ленгерское м/р Бурый 2109 751 355
В с е г о п о К а з а х с т а н у 1 7 6 7 0 0 3 8 6 3 0 3 4 1 0 0 8 3 , 2
V Ввиду того, что экибастузские и торгайские угли низкокачественные
(высокозольные, низкокалорийные и высокосернистые) их целесообразно сжигать
в котлах крупных тепловых электростанций. Низкокачественными являются куучекинские
и борлинские угли, которые также должны использоваться на ТЭС.
Шубаркольские, карагандинские и майкюбенские угли высококачественные и их
эффективно использовать, в первую очередь в промышленных печах, индивидуальных
отопительных установках и котельных.
56

Концепцией сырьевой политики Республики Казахстан для развития
угольной промышленности на долгосрочную перспективу рекомендовано:
• сократить добычу угля подземным способом до 20-24 млн.т в год, сосредоточив
ее на 10-12 шахтах, то есть сократив ее в 2 раза, значительно
улучшив, тем самым, экономику отрасли;
• стабилизировать на уровне 80 млн.т добычу высокозольных энергетических
углей, сократив при этом добычу на низкорентабельных
разрезах и улучшив качество поставляемого топлива;
• развить мощность по добыче и переработке качественных энергетических
углей открытым способом до 50 млн.т с целью получения
концентратов (брикетов) для внутреннего и внешнего рынков, т.е. увеличить
переработку и обогащение углей с целью получения сортового и
низкозольного топлива пригодного для электростанций, котельных и
бытовых целей.
Созданная в Казахстане мощная угольная промышленность позволяет
обеспечить не только собственные потребности Республики в угле на длительную
перспективу, но и экспорт его за рубежіД !
Наряду с крупной промышленной добычей угля, в ряде случаев, может быть
оправдано создание мелких угольных разрезов для удовлетворения местных нужд в
топливе, например, в некоторых районах Восточного и Юго-Восточного Казахстана.
^Совершенствование технологии и снижение себестоимости добычи угля, а
также затрат на его перевозку, позволит снизить затраты общества на энергоресурсы,
в том числе и стоимость электроэнергии, что позитивно отразится на всей
экономике Республики и уровне жизни.
ѵ
2.2.2 Ресурсы углеводородного сырья и перспективы их использования
По общим разведанным запасам углеводородного сырья Казахстан входит
в первую десятку мира. В Республике открыто 191 месторождение углеводородного
сырья с разведанными извлекаемыми запасами нефти 2,1 млр.т, конденсата -
0,7 млрд.т и газа 2,6 трлн.м . Прогнозные же геологические запасы нефти и газа в
Казахстане в сумме оцениваются более, чем в 20 млрд. т. условного топлива или
14 млрд.т нефти и конденсата и 5 трлн.м3 газа.
При существующих темпах добычи нефтедобывающие предприятия республики
обеспечены разведанными запасами на 120 лет, а газодобывающие - на 400 лет.
Запасы нефти промышленных категорий имеются в шести административных
областях (Актауской, Мангистауской, Актюбинской, Западно-
Казахстанской, Жезказганской и Кзылординской). В четырех областях Западного
Казахстана находится 113 месторождений из 122 разведанных и с ними связано
95 % начальных и 94% остаточных извлекаемых запасов нефти республики. Здесь
же находятся 98 % разрабатываемых месторождений и все крупные месторождения
с извлекаемыми запасами более 100 млн.т.
На остальной территории промышленные скопления нефти установлены
только в Центральном Казахстане (месторождение Кумколь) с остаточными из­
57

влекаемыми запасами около 92,3 млн.т и 7 малых месторождений в Южном Казахстане
(Кзылординская область) с суммарными извлекаемыми запасами 38,3
млн.т.
Большая часть остаточных запасов нефти Западного Казахстана (64%) сосредоточены
в Прикаспийской впадине, 86 % запасов которых сосредоточено на
12 крупных месторождениях, три из которых (Тенгиз, Карачаганак и Жанажол)
имеют запасы более 820 млн.т.
Потенциальные ресурсы газа республики на 01.01.93г. оценивались в 8616
млрд.м3 , из которых 1862 млрд.м3 - разведанные запасы категории А+В+Сі , 94,5
млрд. м3 - разведанные запасы категории Сг, 5656 млрд.м3 - перспективные и
прогнозные запасы.
РаспределейЙе запасов газа по категории А+В+С] на территории Республики
Казахстан представлено в таблице 2.2.4.
Распределение запасов газа на территории Республики Казахстан
(Категория А+В+С і)
Таблица 2.2.4
МіуЭД^
Н а и м е н о в а н и е р е г и о н а
Н а ч а ­
л ь н ы е
з а п а с ы
Д о б ы ч а
с н а ч а л а
р а з ­
р а б о т к и
О с т а ­
т о ч н ы е
з а п а с ы
г а з а
Р а з р а ­
б а т ы ­
в а е м ы е
В т о м ч и с л е
П о д г о ­
т о в л е ­
н н ы е к
п р о м .
о с в о е н .
З а к о н ­
с е р в и р о ­
в а н н ы е
Р а з в е ­
Западный Казахстан 2 4 5 2 1 1 9 2 3 3 3 1 7 6 4 4 3 5 6 1 2 8
в том числе:
3ап.-Казахстанская обл. 1 4 9 4 2 3 1 4 7 1 1 3 4 5 - - 1 6
Актюбинская обл. 2 0 2 3 1 9 9 1 0 0 ,5 4 9 - 9
Атырауская обл. 4 6 0 5 4 5 5 2 5 , 3 3 5 7 1 9 5
Мангыстауская обл. 2 9 6 8 8 2 0 8 1 6 7 , 4 2 9 5 8
Южный Казахстан 3 7 - 3 7 - 1 7 - 2 0
Центральный Казахстан 9 - 9 - 2 - 7
В с е г о п о К а з а х с т а н у 2 4 9 8 1 1 9 2 3 7 9 1 6 3 9 , 2 4 5 4 6 1 5 5
Основные запасы газа сосредоточены в Западном Казахстане, в том числе
на долю 13 месторождений Актюбинской и Западно-Казахстанской областей
приходится 68 % начальных и 70 % остаточных запасов газа республики, из которых
95 % связаны с двумя крупнейшими месторождениями: Жанажол и Карачаганак,
на остальных 11 месторождениях сосредоточено 72,3 млрд.м3 газа.
В Атырауской области из 17 месторождений, содержащих газ промышленных
категорий, в разработке находится только 8 месторождений, основными
из которых являются Имашевское и Шатырлы-Шумышты, Прорва.
В Мангистауской области выявлено более 15 нефтегазоносных и газовых
месторождений, из которых в промышленной разработке находятся Узень, Карамандыбас,
Жетыбай, Каламкас и Каражанбас.
д а н ­
н ы е
58

Южном Казахстане открыт газоносный бассейн, находящийся на территории
Жамбылской и Шымкентской областей, всего разведано 7 месторождений
газа, перспективным для освоения считаются Амангельдинское месторождение
со среднегодовой добычей 500 млн. м3.
Распределение ресурсов нефти и конденсата и газа на территории Казахстана
приведено на рисунке 2.
. Основной объём прогнозных запасов нефти и свободного газа приходится
на Прикаспийскую впадину. Большая часть прогнозных запасов углеводородного
сырья Прикаспийской впадины, т. е. 90 % нефти, 98 % газа и 100% конденсата
размещены в подсолевом комплексе в интервале глубин 5 -7 км. Здесь потенциальные
запасы углеводородов уступают лишь Западной Сибири России.
Горногеологические и промышленные характеристики выявленных нефтегазоносных
залежей подсолевого комплекса не имеют аналогов в мировой практике:
глубокое залегание - более 5 км; пластовое давление - 530-580 кгс/см2; температура
76-78 °С, содержание сероводорода - 4-25 %; углекислоты - 3-18 %.
В Мангистауской области только 32 % остаточных запасов нефти относятся
к запасам активно вырабатываемым с использованием современных технологий,
а 68 % являются трудноизвлекаемыми. При этом, если на разрабатываемых
месторождениях трудноизвлекаемые запасы составляют 61% , то на перспективных,
которые предстоит освоить, такие запасы превышают 95 %.
На четырех крупных месторождениях : Узень, Жетыбай, Каламкас и Каражанбас,
где добывается почти вся нефть Мангистауской области, 60 % остаточных
запасов являются трудноизвлекаемыми. На Узени это 125 млн.т нефти в низкопроницаемых
коллекторах, на Жетыбае - 44,5 млн. т в подгазовых зонах нефтегазовых
залежей, в Каражанбасе - 87 млн.т нефти с вязкостью в пластовых условиях
более 200 сп.
Наличие богатой ресурсной базы позволит довести к 2010 году добычу
нефти в Республике до 70 млн.т и газа - до 44,6 млрд.м3. В 1990 году добыча нефти
и конденсата в Казахстане составляла 25,8 млн.т, газа - 7,7 млрд.м3. В перспективе
прирост добычи нефти и газа в республике, в основном, будет обеспечен за
счет дальнейшего освоения крупных нефтегазаконденсатных месторождений
Тенгиз и Карачаганак, суммарная доля которых в общем балансе добычи составит
в 2010 году 43 %. Следует отметить, что увеличение добычи нефти и газа в Республике
можно осуществлять в ближайшие годы только за счет месторождений,
находящихся в разработке, причем доля трудноизвлекаемых разведанных запасов
все время возрастает и их последующая добыча потребует больших капиталовложений.
Кроме того, добыча углеводородов на ближайшую перспективу полностью
зависит от технического переоснащения разрабатываемых на сегодня месторождений.
ѵ
59

Распределение ресурсов нефти и конденсата
и ресурсов газа по территории Казахстана
Рис.2
область область область Казахстанская области
область
60
Газ, %
50
40 -
30
20 -
10
L 3
І z
Западно- Актюбинская Атырауская Мангыстус. Другие
Казахстанская область область область области
область
60

Большие перспективы нефтегазоносности связаны с шельфом казахстанского
сектора Каспийского моря. На это указывает наличие в этом районе благоприятных
структур, а так же то, что район непосредственно примыкает к территории,
где расположены уже известные нефтяные и газовые месторождения. Проведенные
предварительные расчеты показывают, что потенциальные ресурсы
шельфа по нефти могут по величине быть сопоставимы с общими запасами нефти
всех категорий расположенными на суше Республики.
Определенные перспективы обнаружения новых скоплений углеводородов
связаны с организацией нефтепоисковых работ в других регионах республики,
имея в виду Павлодарскую, Костанайскую, Южно- и Восточно-Казахстанскую
области. Эти территории являются первоочередными объектами для привлечения
инвестиций и проведения региональных поисковых работ на нефть и газ.
В сравнении с крупнейшими нефте- и газоэкспортирующими странами
сырьевой потенциал Казахстана выглядит не так уж плохо. Так наиболее известные
страны Ближнего Востока имели к периоду расцвета следующие извлекаемые
запасы углеводородного сырья, а именно нефти: Ирак - 5,5 млрд.т, Кувейт - 8,9
млрд.т, Ливия - 3,2 млрд.т, Объединенные Арабские Эмираты - 4,3 млрд.т. Но
сравнивая эти показатели нужно учесть то, что основная часть запасов нефти
Казахстана является трудноизвлекаемой и удельные затраты на добычу нефти
на них будут неизмеримо высоки. Кроме того, вследствие удаленности наших
месторождений от экспортных портов значительная часть валютной выручки
будет уходить на транспортные расходы. Поэтому "нефтяная" политика Республики
Казахстан должна быть несколько иной, нежели у стран-экспортеров
нефти./
Остановимся теперь на уровне развития нефтегазовой отрасли. Современное
состояние техники и технологии добычи нефти в республике вполне
соответствовало среднеотраслевому уровню бывшего СССР, а по ряду направлений
у нас имеются вполне передовые технологии. Так, разработка месторождений
высоковязкой нефти с применением закачки горячей воды для поддержания
пластового давления и температуры, являющейся уникальной в мировой
практике, впервые произведена на месторождении Узень, затем распространилась
и на другие месторождения. Огромное значение для мировой науки имеет
опытно-промышленная эксплуатация месторождения Каражанбас, где для повышения
конечной нефтеотдачи пластов применяется закачка перегретого пара
и внутрипластовое влажное горение. Если раньше эти технологии были под
авторским контролем их разработчиков, то сейчас ввиду известных обстоятельств
необходимо искать научную базу для продолжения экспериментов в
самой республике.
Ведущее место среди технологических новинок, применяемых в Казахстане,
занимает химизация процессов добычи, внутрипромыслового транспорта и
подготовки нефти. По рекомендациям научно-исследовательских институтов
Алматы, Москвы и других городов, на нефтепромыслах Мангышлака было испытано
более 30 видов химических ингибиторов коррозии, парофино- и солеотложения,
реагентов для подготовки нефтеочистки подтоварной воды, строительства
скважин. К сожалению, в последние годы кризис экономики сказался и на этой
сфере. Снизились объемы поставок реагентов из других республик С Н Г, износил­
61

ся парк спец. техники, применяющейся в этих целях. Чтобы как-то выйти из создавшегося
положения, предприятия вынуждены увеличивать импорт материалов
и для валютного покрытия повысить экспорт нефти на собственные нужды. В то
же время в Западном Казахстане есть возможности производить некоторые виды
реагентов из отходов производства или местного сырья и по этим вопросам уже
имеются наработки на уровне лабораторных испытаний. Это направление является
перспективным как для ученых, так и для предпринимателей, желающих
вложить свои капиталы в выгодное дело.
Большой опыт имеет республика и в организации геологоразведочных работ.
Поисковые работы по нефти и газу ведутся в Казахстане как специализированными
организациями Министерства геологии, так и собственными силами
нефтедобывающих объединений. Для развития рыночных отношений такая традиция
должна рассматриваться как положительная, создающая предпосылки для
возникновения конкуренции и удешевления удельных затрат на разведку/'''
Слабым местом в применяемых в республике технологических процессах,
является отставание в нефтяном машиностроении, моральное старение многих
видов оборудования, усугубляемое низким качеством изготовления. Так, например,
отсутствие более совершенного оборудования и надежных автоматических
средств контроля за процессом бурения не позволило нефтяникам республики
освоить горизонтальное бурение нефтяных скважин и идти в русле мирового
технического прогресса.
Говоря, о планах и прогнозах на перспективу, необходимо учитывать внутренние
потребности республики в нефти и нефтепродуктах, и то каким образом
они будут удовлетворены.
В настоящее время в Казахстане перерабатывается около 18 млн.т нефти, а
добыча нефти составляет 24 млн.т. Однако из всего объема добываемой нефти
республика перерабатывает собственными силами (на Атырауском НПЗ) около
4,5-5 млн.т. Остальная потребность в нефтепродуктах покрывается за счет западно-сибирской
нефти России и ее переработки на Павлодарском и Шымкентском
нефтеперерабатывающих заводах, а также за счет непосредственного ввоза нефтепродуктов.
В обмен на Западно-Сибирскую нефть Казахстан направлял на
предприятия России свою нефть. В условиях единого экономического пространства
это было весьма выгодно для обеих сторон. В условия суверенитета Казахстана
возникает необходимость рассмотреть варианты доставки западноказахстанской
нефти на заводы в Павлодаре и Шымкенте.
В настоящее время разрабатывается проект строительства магистрального
нефтепровода Западный Казахстан - Кумколь, однако предварительные расчеты
показывают высокую степень затрат, связанных с большой протяженностью
трассы при относительно небольших (до 20 млн.т в год) объемах перекачки, из-за
безводности и безлюдности предполагаемых районов прохождения трубопровода,
отсутствия электроэнергии и других факторов
Альтернативой этому проекту может быть развитие переработки нефти в
районах ее добычи и поставка готовых нефтепродуктов в районы их потребления.
62

Jgf'
Для поставки сырой нефти на экспорт, рассматриваются проекты транспортировки
ее до портов Черного и Средиземного морей.
Рассмотрение всех вариантов, в том числе и строительства трубопроводов
потребует создания независимой экспертизы.
Говоря о концепции развития отрасли, необходимо сделать акцент на воnpocäx
переработки. Это обусловлено тем, что, как уже отмечалось ранее, Казахстан
не сможет составить серьезную конкуренцию странам-экспортерам сырой
нефти. Поэтому в долгосрочном плане нужно сосредоточиться именно на получении
продукции переработки, имеющей высокий спрос на мировом рынке/
В Казахстане действует три нефтеперерабатывающих завода.
Атырауский нефтеперерабатывающий завод является старейшим в республике.
Последняя модернизация производства здесь произошла в 60-х годах. Годовой
объем переработки составляет около 4,5 млн.т, глубина переработки 54,9% .
Ввиду морального и физического износа технологического оборудования выбросы
углеводородов в атмосферу составляют 13,7 тыс.т, сернистого ангидрида 2,5
тыс.т в год. После проведения намечаемой реконструкции завода объем переработки
нефти на нем должен составить 6 млн.т в год, за счет углубления переработки
будет налажено производство новых видов продукции: масел, парафина,
кокса и т.п.
Шымкентский нефтеперерабатывающий завод имеет более современную
технологию. На сегодня его годовая мощность составляет 8 млн.т при проектной
12 млн.т, глубина переработки соответственно 59 и 85%. Предполагается строительство
битумной установки, установки алкилирования, установки замедленного
коксования, установки риформинга, установки контрирования пропилена.
Павлодарский нефтеперерабатывающий завод имеет наилучшие в отрасли
качественные показатели. К примеру, глубина переработки составляет 82%. Главной
проблемой является пуск второй очереди завода, которая позволит увеличить
мощность до 13 млн.т в год и получать новую продукцию, пользующуюся спросом
как на внутреннем, так и на внешнем рынке.
Строительство Мангистауского нефтеперерабатывающего завода призвано
в какой-то мере решить проблему диспропорции размещения производительных
сил, производства дефицитных масел и другой продукции.
В перспективе предполагается создание в Западном Казахстане мощной
нефтехимии. Основой ее могли бы стать существующие Атырауский химзавод и
завод пластмасс в Актау, Казахский газоперерабатывающий завод в г. Новый
Узень. Кроме того, продукция переработки Тенгизского ГПЗ позволяет создать
химическое производство принципиально нового для Казахстана направления,
вплоть до производства конструкционных материалов и готовых изделий.
Важнейшим направлением отрасли считается разработка нефтегазоконденсатных
месторождений, ведущую роль в нем занимает разработка уникального
Карачаганаксого газоконденсатного месторождения, объем запасов извлекаемого
природного газа на нем составляет 1300 млрд.м3, конденсата и нефти
- более 820 млн.т. Рассматривается вопрос эксплуатации газоконденсатного месторождения
Урихтау в Актюбинской области.
63

Однако практически для всех месторождений газа и газоконденсата характерным
является наличие кислых компонентов, таких как сероводород, что
в значительной мере усложняет добычу газа и конденсата и требует специального
оборудования для сероочистки. Для решения этих вопросов необходимо
привлечение иностранных партнеров, владеющих блочным комплексом
оборудования.
Важнейшей народнохозяйственной задачей является обеспечение потребителей
Республики природным газом и транзит туркменского и уренгойского газа
по магистральным газопроводам: Средняя Азия - Центр с примыкающими Макат-
Северный Кавказ и Узень-Жетыбай- Актау, Оренбург-Новопсков, Бухара-
Урал, Союз, Газли-Шымкент-Бишкек-Алматы.
Суммарная протяженность газопроводов - около 10 тыс.км. Транспорт газа
обеспечивают 27 компрессорных станций, на которых установлены газоперекачивающие
агрегаты общей мощностью 2,4 млн. кВт.
Потребители Казахстана получают газ через 85 газораспределительных
станций и 2 подземных хранилища газа: Базойское и Акыр-Тюбинское, вместимостью
,4 млрд. м3.
/Разработанная концепция дальнейшего развития газификации Республики
Казахстан включает следующие основные проблемы.
В первую очередь, может быть решена газификация западных областей, где
проходят мощные газотранспортные системы: Средняя Азия - Центр, Бухара - Урал,
Оренбург - Новопсков, Окарем - Бейнеу и Макат - Северный Кавказ. Строительство
этих газопроводов дало возможность газифицировать областные центры Актау,
Атырау, Уральск и ряд других населенных пунктов в западной зоне республики.
Второй газопотребляющий район республики - южные области: Шымкентская,
Жамбылская, Алматинская - получают газ от республик Средней Азии.
Северная, восточная и центральная часть республики остаются белыми
пятнами в решении проблем газификации. Хотя республика славится своей нефтью,
газ, как сопутствующий продукт, не получил должного внимания. В основном
газ направлялся на производственные нужды нефтяников и уже, выходя с
нефтью как "попутный", зачастую сжигался в факелах. Так, например, в 1996 году
сожжено около 1 млрд. м3.
Только на месторождениях Мангышлака с вводом в эксплуатацию Казахского
газоперерабатывающего завода в Узени решена проблема сбора части попутного
газа. В настоящее время при уровне потребления 7,1 млрд. м3 республика
может обеспечить 3,4 млрд.м3 газа. Недостающие объемы газа поставляются
из Туркмении, Узбекистана и России.
На сегодня реальным источником покрытия нужд республики в газе может
стать Карачаганакское месторождение./
Особенностью магистральных газопроводов в Западном Казахстане является
то, что проложены они в меридианном направлении с юга на север, также в
меридианном направлении будут сооружаться две ветки для газоснабжения семи
северных областей от месторождений северных районов Тюменской области
России, и, очевидно, просматривается необходимость строительства перемычек с
запада на восток. В этом случае газопровод от Карачаганака должен быть доведен
до Актюбинска и тогда газ месторождения вольется в систему газопровода
64

Бухара-Урал, который в состоянии работать в реверсивном режиме. Северная
ветка могла бы пройти в направлении Костаная, Акмолы и далее продолжена до
Семипалатинска. Таким образом, и северные и южные области могли бы питаться
карачаганакским газом. Проблема газоснабжения Жезказганской зоны может
быть решена путем строительства отдельного газопровода с севера на юг.
В последние годы велись переговоры с китайской стороной о разработке
газовых месторождений в Синцзянь-Уйгурском автономном округе, было бы
целесообразно рассмотреть вариант вывода этого газа в Казахстан через Джунгарские
ворота с отводами в северном и южном направлении.
Как известно, прогноз добычи нефти и газа разрабатывается по разному.
Приведем для примера три подхода определения уровня добычи нефти:
• аналитическим путем за счет установления зависимости между отбором
ресурсов из недр и падением пластового давления;
• исходя из известного объема извлекаемых запасов, который распределяется
на конкретный период работы добывающего предприятия;
• на основе предельных значений располагаемых капиталовложений, которые
могут быть направлены на развитие отрасли.
На практике эти критерии применяются одновременно, но сегодня приходится
учитывать реальные финансовые и ресурсные возможности при планировании
на перспективу.
На основании изложенных подходов добычу нефти в Казахстане к 2000 году
можно довести до 33,6- 44,1 млн.т, газа до - 30 млрд.м3. Но при этом требуется
большое напряжение сил, значительные капиталовложения, в том числе валютные,
а также нормализация хозяйственных связей как в республике, так и со
странами СНГ.
В таблице 2.2.5 указаны динамика и тенденции изменения структуры потока
энергии в Казахстане за 1990-1997 годы.
5 - 2 7 7

Потоки энергии в Республике Казахстан 1990/1997 г.г. (млн. т.у.т.)
Таблица 2.2.5
8,0/5,7 I
I 0 .2 /0 .1 | g
I 7-5/6,1 * f
I 4,4/ 3.6 § g
■ 0.4/0.4 £ о
£ 8.7/0,6 I
с 51.4/30.2 j
в3.8/ 2,1 §
19,0/0,8 I
4.9/1,9 I
8.0/S.5 tf
ON
ЭЛ ЭНЕРГИЯ
НЕФТЕПРОДУКТЫ
Г 29,7/ 10,7
jt
t,

2.3. Гидроэнергетические ресурсы и их использование
2.3.1 Гидроэнергетические ресурсы Казахстана
В балансе энергетических ресурсов Казахстана следует отметить и гидроэнергетический
потенциал. В соизмерении с Россией, гидроэнергетический потенциал
которой оценивается в 850 млрд.кВт.ч, гидроэнергетический потенциал
Казахстана оценивается в 162,9 млрд. кВт.ч; технически возможный для использования
- 62 млрд.кВт.ч, а экономически целесообразный к освоению оценивается
в 27 млрд. кВт.ч.
Потенциальные водно-энергетические ресурсы по регионам Казахстана
распределены следующим образом:
Число Суммарная Водноэнергети­
Регионы Казахстана учтенных длина рек ческие ресурсы
рек тыс. км млрд. кВт.ч
Восточный Казахстан 818 21,7 72,1
Южный Казахстан 1257 37,6 85,0
Северный Казахстан 16 5,9 1,5
Центральный Казахстан 57 11,0 1,5
Западный Казахстан 25 6,9 2,8
Всего по Республике 2174 83,1 162,9
Вышеприведенные данные свидетельствуют о том, что основные гидроэнергетические
ресурсы Казахстана сосредоточены в Восточном и Юго-
Восточном регионах республики. Характеристика наиболее крупных рек Казахстана
представлена в таблице 2.3.1.
Из анализа данной таблицы следует, что р. Иртыш с довольно многоводными
правобережными притоками: Бухтармой, Убой, Ульбой и некоторыми
другими, составляет основу гидрографической сети Восточного Казахстана. На
базе этих рек здесь построены основные гидроэлектростанции Казахстана: Бухтарминская
(675 М Вт), Шульбинская (702 М Вт), Усть-Каменогорская (312 М Вт).
Суммарные водно-энергетические ресурсы рек бассейна Бухтармы составляют
почти 19 млрд.кВт.ч, то есть они лишь немногим меньше потенциала
р.Иртыш, который равен 19,8 млрд.кВт.ч.
Суммарные потенциальные ресурсы рек Восточного Казахстана, наиболее
перспективных для гидростроительства, равны 42,7 млрд.кВт.ч, из них технически
возможные - 29,2 млрд.кВт.ч, экономически целесообразные к практическому
использованию 17,2 млрд.кВт.ч, реализовано около 8 млрд. кВт.ч.
Гидроэнергетические ресурсы Юго-Восточного Казахстана можно разделить
на два бассейна: река Или и восточная часть озер Балхаш и Алаколь. Реки
первого из них стекают с гор Заилийского Алатау, а второго - с Джунгарского
Алатау и Тарбагатая.
67

Характеристика и водно-энергетические ресурсы крупных рек
Республики Казахстан
_______________________________________________ Таблица 2.3.1
Наименование
реки
Длина
реки
км
Падение
реки м
Среднегодовой
расходводы
куб.м/с
Водно-энергетические
ресурсы
Мощность
тыс.кВт
Энергия
млн.кВт.ч/год
Иртыш 1698 336
Правобережные притоки Иртыша
924 2263 19825
Каракабе 154 1838 40,6 192 1679
Аккабе 106 1988 18,4 102 895
Кальджир 123 1045 21,5 162 1381
Курчум 218 2164 62,1 433 3791
Бухтарма 405 2290 243 847 7419
Ульба 98 388 98 165 1449
Уба 286 483 170 461 4040
Или 768 191 463 808 7079
Хоргос 160 2719 16,3 307 2174
Усек 142 2726 17,9 491 4306
Текес 179 1702 35 - 682
Чарын 346 2609 35,6 - 3810
Чилик 240 3649 33 - 4126
Талгар 108 3478 10,8 - 1700
Лепсы 418 2681 24,2 - 1526
Тентек 180 3144 46,9 - 3027
Сьшьдарья 1692 290 603 _ 10046
Апысь 346.5 925 19.4 _ 702
Талас 321.9 405 15.8
_
581
Чу 970 924 59.2 - 4353
Из общего количества рек Юго-Восточного Казахстана (874) только 66
или 7,6% потенциально могут быть использованы для строительства гидроэлектростанций,
в том числе по бассейну р.Или 25 из 379 (6,6%) рек, а по восточной
части бассейна оз.Балхаш и Алакольской впадины 41 (8,3%) из 495 рек.
Наиболее перспективными для гидроэнергетического строительства значительной
мощности являются следующие реки региона: Или, Чарын, Чилик,
Каратал, Коксу, Тентек, Хергос, Текес, Талгар, Б. и М.Алматинки, Усек, Аксу и
Лепсы. На р.Или построена крупная Капчагайская ГЭС (364 М Вт), а на
р.Большая и Малая Алматинки действует каскад ГЭ С , мощностью 61МВт, на реке
Сыр-Дарья - Шардаринская ГЭ С, мощностью 100МВт.
На территории Южного Казахстана располагаются нижние течения трех
речных систем: Сырдарьи, Таласа и Чу. Суммарные потенциальные энергетические
ресурсы региона определены в размере 23,2 млрд.кВт.ч, из которых на долю
русла р.Сырдарьи приходится 43% или 10 млрд.кВт.ч.
68

Однако почти все водотоки Южного Казахстана в пределах республики не
имеют энергетического значения, их водные ресурсы используются для орошения
и водоснабжения. В плане комплексного использования можно ориентироваться
только на строительство малых ГЭ С, работающих по режиму орошения.
Северный и Центральный Казахстан располагает минимумом водноэнергетических
ресурсов, на их долю приходится всего около 3 млрд. кВт.ч. или
1,7% потенциальных гидроэнергетических ресурсов республики.
Основная доля гидроэнергетических ресурсов в Северном Казахстане приходится
на бассейн р.Ишим - 950 млн. кВт.ч, в Центральном Казахстане - на
группу рек Торгайского плато - 656 млн.кВт.ч и бассейнов оз.Тенгиз и Карасор
- 478 млн.кВт.ч.
Так как реки данного региона обладают низким энергетическим потенциалом,
то на них возможно строительство только ГЭС малой мощности в составе
гидроузлов общехозяйственного назначения, подобно ГЭС , построенной на
базе Сергеевского водохранилища.
Западный Казахстан включает реки , впадающие в Каспийское море
(Урал, Узень, Эмба и др.), их водно-энергетический потенциал оценивается в 2,8
млрд. кВт.ч. и используются они в основном для промышленного водоснабжения,
ирригации, рыбоводства и судоходства.
В целом мощность существующих в настоящее время ГЭС Казахстана
составляет 2270 М Вт с годовой выработкой электроэнергии 8,32
млрд.кВт.ч.
Роль ГЭС в народном хозяйстве очень существенна, и не только для пополнения
энергетического баланса Казахстана в целом и его отдельных регионов,
а, преимущественно, как специфичного энергоносителя для покрытия неравномерной
части графиков электрической нагрузки, регулирования частоты и напряжения
электрического тока, для повышения надежности и качества электроснабжения
потребителей.
Реальными объектами нового гидростроительства на перспективу до 2010
года являются Майнакская ГЭ С (300 М Вт) на р.Чарын и Кербулакская ГЭС (50
М Вт) на р.Или, используемая как контррегулятор Капчагайской ГЭ С. Возможность
и сроки строительства данных ГЭС позволят снизить дефицит по электроэнергии
Южного Казахстана на 900 млн.кВт.ч.
Переход на рыночную экономику привел к резкому повышению стоимости
топлива и, как следствие, повышению тарифов на электроэнергию. Всё это вместе
взятое стимулирует стремление к более широкому использованию местных возобновляемых
источников энергии, а именно строительству новых и восстановлению
ранее существующих малых ГЭС.
Наиболее перспективным на начальной стадии развития малой гидроэнергетики
является строительство малых ГЭС в Южном Казахстане.
Строительство новых источников электроэнергии в дефицитных регионах
Казахстана с использованием гидроресурсов позволит укрепить эти районы
энергетически и снизить их зависимость от других энергоизбыточных регионов.
Ожидается, что к 2010 году выработка электроэнергии на ГЭ С, с учетом ввода в
действие новых мощностей, достигнет 10 млрд.кВт.ч.
69

2.3.2 Гидроэнергетический потенциал мира
О гидроресурсах и их использовании в Казахстане на фоне развития мировой
гидроэнергетики можно сказать следующее.
Теоретический гидроэнергетический потенциал Земли оценивается в
35000 млрд.кВт.ч в средний по водности год, технический - в 15000 млрд.
кВт.ч, а экономический - в 5500 млрд.кВт.ч, или 15,7% теоретического (Таблица
2.3.2).
Гидропотенциал мира
Регион,страна
Г идропотенциал, млрд.кВт.ч/год
Теоретический
Технический
Экономический
Таблица 2.3.2
Степень
использования
технического
потенциала
%
Весь мир 35000 15000 5500 15,0
Европа* 2623 1227 860 35,9
Бывший СССР 3942 2106 1095 11,1
в том числе:
Россия 2896 1670 852 10,0
Казахстан 163 62 27 25,0
Азия* 15000 5000 1530 8,3
Африка 3100 1400 1092 3,6
Северная Америка 2005 1412 766 43,6
Южная и Центральная
Америка
9000 4000 3000 8,4
Австралия и Океания 595 250 172 15,2
Примечание. * Без бывшего СССР
Из приведенных данных следует отметить, что лишь в Европе и Северной
Америке достаточно высоки показатели использования технического потенциала
- соответственно 36 и 44%.
Наиболее высокой степенью использования гидроэнергетического потенциала
отличаются Франция, Швейцария, Германия, Япония (более 70%), и СШ А -
70

около 65%, в Финляндии и Швеции - освоено примерно 55%, в Канаде - около
50% этого потенциала.
Установленная мощность гидроэлектростанций мира в 1992 г. составляла
694,2 млн.кВт (или примерно 24,4 % установленной мощности всех электростанций).
Наиболее развитыми в гидростроительстве (по установленной мощности
ГЭС) странами являлись (млн.кВт.ч): США - 96,0; Канада - 61,7; Бразилия - 47,7;
Китай - 42,0; Япония - 39,5; Норвегия - 27,0; Франция - 24,9; Индия - 19,6; Италия
- 19,4; Испания - 16,4; Швеция - 16,4.
Производство электроэнергии на гидроэлектростанциях ряда стран
(крупнейших по этому показателю) выглядит следующим образом:
млрд.кВт.ч
1980 год 1985 год 1990 год 1991 год 1992 год
Канада 253 304 319 320 316,5
США 279 281 290 292,5 248,9
Бразилия 127 178 230 232,5 223,4
Китай 58,3 92,4 126,1 130 132,5
Норвегия - - 121,4 110,6 117,3
Япония 92,1 87,9 100,2 101,8 89,6
Казахстан 5,3 4,9 7,3 7,2 6,8
По отношению производства электроэнергии на ГЭС к их установленной
мощности Казахстан занимает 4-ое место в мире.
Крупнейшие действующие и строящиеся ГЭС , плотины и водохранилища
мира приведены в таблицах 2.3.3, 2.3.4 и 2.3.5.
Несмотря на ужесточившиеся требования к охране окружающей Среды,
гидроэнергетическое строительство в большинстве стран мира продолжается и
ежегодно в мире вводится в эксплуатацию около 10 млн.кВт мощности на ГЭС и
ГАЭС.
71

Крупнейшие ГЭС мира
ГЭС Страна Мощность
МВт
Таблица 2.3.3
Г одввода в
эксплуатацию
1-го агрегата
Итайпу Бразилия-Парагвай 12600 1983
Гури Венесуэла 10300 1986
Тукуруи Бразилия 3960 (7260)* 1984
Саяно-Шушенская Россия 6400 1979
Г ранд-Кули США 6180 1942
Красноярская - Россия 6000 1967
Черчилл-Фолс Канада 5428 1971
Ла-Гранд-2 Канада 5328 1979
Шингу Бразилия 3000 (5000) Строится
Братская Россия 4500 (5000) 1961
Усть-Илимская Россия 3840 (4320) 1980
Кабора-Басса Мозамбик 2425 (4150) 1975
Богучанская Россия (4000) Строится
Рогунская Таджикистан (3600) Строится
Тарбела Пакистан 3046 (3478) 1977 (Расшир)
Паулу-Афонсу-1 Бразилия 1524 (3409) 1955
Эртан КНР (3300) Строится
Илья-Солтейра Бразилия 3200 1973
Учане КНР (3000) Строится
Нурекская Т аджикистан 3000 1972
Бухтарминская Казахстан 675 1960
Шульбинская Казахстан 702 1987
У сть-Каменогорская Казахстан 312 1952
Капчагайская Казахстан 364 1970
Примечание.
* Здесь и ниже первая цифра - мощность первой очереди,
цифра в скобках - проектная мощность
72

Самые высокие плотины в мире
Плотина
Страна
Тип
плотины
Параметры плотины
Высота Длина Объем
м м куб.м
Таблица 2.3.4
Г од окончания
строительства
Рогунская Таджикистан 3/Н 335 660 71 Строится
Нурекская Таджикистан 3 300 704 58 1976
Г ранд-Диксанс Швейцария Г 285 695 6 1961
Ингурская Г рузия А 272 680 3,96 1980
Вайонт Италия А 262 190 0,4 1961
Чикоасен Мексика 3/Н 261 485 15,4 1980
Тери Индия 3/Н 261 575 25,6 Строится
Мовуазен Швейцария А 250 520 2 1957/90
Гуавио Колумбия 3/Н 246 390 17,8 1989
Саяно-Шушенская Россия А/Г 245 1066 9,1 1989
Майка Канада 3/Н 242 792 32,1 1973
Эртан КНР А 240 775 4,2 Строится
Чивор Колумбия 3/Н 237 310 11,2 1975
Кишау Индия Г 236 680 9,5 1955
Эль-Кайон Г ондурас А 234 382 1,6 1985
Чиркейская Россия А 233 333 1,4 1978
Оровилл США 3 230 2109 61,2 1968
Бхакра Индия Г 226 518 4,1 1961
Гувер США А/Г 221 379 3,4 1936
Мратинье Югославия А 220 268 0,7 1976
Контра Швейцария А 220 380 0,7 1965
Дворшак США Г 219 1002 4,9 1973
Глен-Кэньон США А 216 475 3,7 1966
Гоктогульская Кыргызстан Г 215 293 3,3 1978
Дэниель Джонсон Канада МА 214 1314 2,3 1968
Кебан Турция 3/Г/Н 207 1126 15,6 1974
Карун III Иран - 205 388 - Строится
Алмендра Испания А 202 567 2,2 1970
Бухтарминская Казахстан Г 90 380 - -
У сть-Каменогорская Казахстан Г 65 432 - -
Капчагайская Казахстан 3 52 470 - -
Шульбинская Казахстан 3 36 570 - -
Условные обозначения.
А - арочная
МА - многоарочная
3 - земляная
Н - набросная
Г- бетонная гравитационная
73

Наиболее крупные водохранилища мира
_________________ Таблица 2.3.5
Водохранилище Страна Емкость Г од создания
млрд.куб.м
Оуэн-Фоллс Уганда 2700,0 1954
Кариба Зимбабве/Замбия 180,0 1959
Братское Россия 169,3 1964
Асуанское Египет 168,9 1970
Акосомбо Гана 148,0 1965
Даниель Джонсон Канада 141,9 1968
Гури Венесуэла 138,0 1968
Красноярское Россия 73,3 1967
Беннет Канада 70,3 1967
Зейское Россия 68,4 1978
Кабора-Басса Мозамбик 63,0 1974
Ла-Гранд-2 Канада 61,7 1978
Чапетон Аргентина 60,6 1988
Ла-Гранд-3 Канада 60,0 1981
У сть-Илимское Россия 59,3 1977
Волжское Россия 58,0 1955
Сао Феликс Бразилия 54,0 1993
Каниаписко Канада 53,8 1990
Аппер Уайнданга Индия 50,7 1987
Бухтарминское Казахстан 49,8 1960
Ататюрк Турция 48,7 1995
Иркутское Россия 45,8 1956
Тукуруи Бразилия 45,8 1984
Нижнекамское Россия 45,0 1987
Капчагайское Казахстан 28,14 1970
Шульбинское Казахстан 2,39 1987
У сть-Каменогорское Казахстан 0,65 1952
74

2.4. Перспективы развития атомной энергетики
в Казахстане и мире
На территории республики сосредоточены крупнейшие запасы урана
(до 29 % мировых запасов) и осуществлялась добыча до 70 % уранового
сырья атомно-промышленного комплекса бывшего Союза, что составляет
1,4 млн.т.
Атомно-энергетический комплекс республики создавался как неотъемлемая
часть атомной промышленности бывшего Советского Союза и во многом попрежнему
связан с соответствующими предприятиями и научными центрами
России и Украины.
На сегодня имеются 7 рудников по добыче природного урана, 2 завода по
получению закиси-окиси урана ( в Актау и Степногорске), 1 завод по переработке
UF6 и Ѵ 02 и производству топливных таблеток для реакторов ВВР и РБМК.
Координирует деятельность этого комплекса Казахская государственная
корпорация предприятий атомной энергетики и промышленности (КАТЭП ).
В корпорацию КАТЭП входят Прикаспийский горно-металлургический
(ныне компания "Каскор") и Целинный горнохимический комбинаты, Ульбинский
металлургический завод. Основу их деятельности ранее составляла переработка
и обогащение продукции уранодобывающих предприятий. Теперь все
больше редкоземельные элементы, благородные металлы, минеральные удобрения
и товары народного потребления.
В корпорацию вошли аналогичные по профилю заводы
"Южполиметалл"(Кыргызстан) и "Востокредмет" (Таджикистан), рудоуправления
которых расположены на территории нашей республики. Присоединились Белогорский
горно-обогатительный комбинат, в основном производящий концентрат
танталовой руды, Серебрянский завод неорганических производств, занимающиеся
разведкой урана объединения "Волховгеология", "Степгеология". Три
специализированных строительных управления, вошедших в корпорацию, обслуживают
каждый крупный урановый завод. Членом корпорации стал Мангышлакский
энергокомбинат, единственный в республике обладатель атомного
реактора, частично обеспечивающий энергией и опресненной водой г.Актау и
другие населенные пункты Прикаспия и ассоциированный член - НПО "Луч" на
Семипалатинском полигоне, владеющий научно-производственной базой , не
имеющей аналогов в мире, а также высококвалифицированными научными и
инженерно-техническими кадрами.
На территории бывшего Семипалатинского полигона находятся в эксплуатации
три из четырех исследовательских реакторов, которые не имеют аналогов в
мире, и предназначены, в том числе для отработки и испытаний ядерных ракетных
двигателей, исследований в области реакторного материаловедения и безопасной
эксплуатации АЭС.
Основными задачами корпорации КАТЭП являются:
• Проведение единой экономической научно-технической и инновационной
политики в области разведки, добычи, переработки и реализации
75

урана, а также редких и благородных металлов. Природа распорядилась
так, что Казахстан обладает почти половиной разведанных запасов
урана по С Н Г. Уран добывают, перерабатывают, но ... использовать
его в республике некому, нет ни одного предприятияпотребителя.
В республиках СН Г наш уран тоже не нужен, у них достаточно
своего. Естественно, нужно выводить уран на мировой рынок.
Конечно, законно и цивилизованно под контролем М АГАТЭ и
только в те страны, которые подписали конвенцию о нераспространении
ядерного оружия.
• Осуществление взаимосвязей с предприятиями России, поскольку цепочка
предприятий, объединенных урановой технологией, сформирована
так, что Казахстан не имеет полного цикла производства урана.
• Развитие атомной энергетики.
г
Увеличение концентрации углекислого газа в атмосфере уже в ближайшее
десятилетие станет серьезным ограничивающим фактором в использовании органических
топлив из-за повышения температуры земной поверхности, так называемого
"парникового эффекта" - надвигающейся на планету беды.
Преодолевая ограничения, связанные с накоплением продуктов горения в
атмосфере, можно сделать вывод , что несмотря на огромные запасы в недрах
Казахстана углеводородного топлива, все же в X X I веке придется развивать свою
ядерную энергетику, соблюдая разумный баланс производства электрической и
тепловой энергии между различными типами энергоисточников с учетом сохранения
приемлемой среды обитания человека.
В Казахстане с 1972 года действует единственная атомная электростанция
в составе Мангышлакского энергокомбината на базе атомного реактора на
быстрых нейтронах БН-350, который находится на грани выработки своего
ресурса. Ядерно-энергетическая установка производит электроэнергию (125
М Вт) и пресную воду (10 ООО т/сут), часть пара направляется на технологические
нужды.
Чернобыльская трагедия в России вынудила пересмотреть принципы и
технологические решения при строительстве АЭС. Для замены существующего в
Актау реактора предлагаются небольшие по мощности ядерные реакторы на
быстрых нейтронах БМН-170 в моноблочном исполнении, имеющие средства
остановки и расхолаживания реактора, которые позволяют поддерживать реактор
в безопасном состоянии независимо от работоспособности обеспечивающих
систем и действий эксплуатационного персонала.
Ориентация на строительство АЭС неизбежно приведет к проблеме захоронения
радиоактивных отходов. В прежние времена отходы от деятельности
урановых предприятий и атомных станций принимали на хранение Россия и
Кыргызстан. Сегодня необходимо создавать свою систему. Для Казахстана, по
сравнению с другими странами, эта проблема может быть решена с наименьшими
затратами, поскольку в качестве мест возможного размещения пунктов захоронения
радиоактивных отходов можно использовать штольни и скважины
бывшего Семипалатинского полигона или соляные скважины Азгирского полигона.
76

Обладая значительными запасами уранового сырья ( общие запасы и ресурсы
урана Казахстана оцениваются в 1,4 млрд.т ), развитой промышленной
инфраструктурой по его разведке, добыче и переработке, возможностью организации
производства твэлов на ПО УМЗ, инженерно-техническим и научным потенциалом
корпорации КАТЭП и НЯЦ (Национальный ядерный центр), Республика
Казахстан имеет все объективные условия к развитию в перспективе атомной
энергетики. Однако, к этому общество должно прийти через эволюцию своего
развития и совершенствование сознания по принятию на себя решений и ответственности
за эксплуатацию столь опасных наукоемких технологий.
Во всем мире ( по материалам “Новой энергетической политики России”)
на долю АЭС приходится 16,5% от общего производства электроэнергии. В целом
в ряде стран доля АЭС значительно превышает эту величину:
В мире 16,5 % Г ермания 34,0 %
Литва 88,1 % Словения 33,0 %
Франция 78,0 % Украина 33,0 %
Бельгия 59,4 % Тайвань 32,4 %
Швеция 50,0 % Япония 31,5 %
Словакия 47,0 % Финляндия 29,0 %
Венгрия 43,0 % Великобритания 27,0 %
Республика Корея 40,3 % Чехия 21,5 %
Швейцария 39,3 % США 20,0 %
Болгария 36,7 % Россия 11,0 %
Испания 35,6 % Казахстан 0,6 %
По данным М АГАТЭ в мире эксплуатируется 428 ядерных энергоблоков
общей установленной мощностью 356235 М Вт. Строительство АЭС ведется в 18
странах, где сооружается 61 энергоблок суммарной мощностью 55866 МВт.
По количеству действующих энергоблоков и их мощности лидирует США:
США
Франция
Япония
Россия
Г ермания
109 энергоблоков
56 энергоблоков
48 энергоблоков
29 энергоблоков
20 энергоблоков
104809 М Вт
60357 М Вт
39641 МВт
21242 МВт
22529 М Вт
В настоящее время в С Ш А эксплуатируются 109 энергоблоков АЭС,
срок службы которых достиг в среднем 17 лет. Будущее каждой АЭС определяется
индивидуально.
В последние годы ряд АЭС в СШ А выведен из эксплуатации. В 1989 г. в
результате проведения местного референдума выведена из эксплуатации АЭС
Ранчо-Секо с водоохлаждающим реактором 873 М Вт. В этом же году остановлены
АЭС Шорхэм с кипящим реактором мощностью 819 М Вт и АЭС Форт Сент-
Врейн с высокотемпературным газовым реактором 330 М Вт. Причинами остановки
этих АЭС были низкая надежность оборудования и высокая стоимость
77

топлива. В 1992 году по соображениям безопасности остановлена первая американская
АЭС Янки Роув с реактором с водой под давлением 185 М Вт. В этом же
году снят с эксплуатации первый реакторный блок АЭС Сан-Онофре мощностью
410 М Вт. В 1993 году из-за интенсивного старения трубных систем парогенератора
и многочисленных течей остановлена АЭС Троян с реактором с водой под
давлением мощностью 1175 МВт.
Анализ текущей ситуации в атомной энергетике США свидетельствует о
неопределенности перспектив развития этой отрасли в ближайшие 10-15 лет.
Среднее значение КИУМ (коэффициент использования установленной мощности)
для всех реакторов - 72,4%. Наиболее эффективной является АЭС Сарри,
имеющая самый высокий КИУМ среди ядерных реакторов США, равный 87%.
В настоящее время в Западной Европе ведется строительство всего нескольких
атомных энергоблоков ( в Великобритании и Франции). Твердые планы
сооружения новых АЭС имеются только в этих странах.
Доля АЭС в общем производстве электроэнергии Германии составляет
34%. Средний КИУМ АЭС составил 77,4%. Принято решение о полном демонтаже
реактора на быстрых нейтронах Калкер-8ЫЯ-300, построенного, но так и не
введенного в эксплуатацию. Владелец реактора демонтирует установку до состояния
"зеленой площадки". Альтернативные варианты (установка Г Т У ) оказались
неосуществимыми.
Выработка электроэнергии на АЭС Франции составляет 78% от общего
объема производства. КИУМ реакторов PWR- 80,7%. Правительство санкционировало
строительство двух реакторов с водой под давлением по 1450 М Вт на
АЭС Сиво, начало их коммерческой эксплуатации планируется на 1997- 1998 гг.
На АЭС Хамаока (Япония) подана заявка на строительство усовершенствованного
реактора BW R мощностью 1350 М Вт. Начать строительство планируется
в 1998 году. Два подобных реактора сооружаются на АЭС Касивадзаки-
Карива. Здесь уже в 1994 г. в коммерческую эксплуатацию должен был быть введен
четвертый энергоблок BW R мощностью 1137 МВт. Средний КИУМ составил
в 1993 г. - 75,4%, причем для реакторов BW R он был равен 76,7%, а для реакторов
PWR- 74,7%.
Компания "Джапен атомик пауэр"(МРС) получила согласие властей на
строительство первых в мире усовершенствованных реакторов PW R на АЭС
Цуруга 3 и 4 (по 1420 М Вт). Эти энергоблоки характеризуются повышенной надежностью
демонстрационного энергетического реактора на быстрых нейтронах
мощностью 660 М Вт.
На долю АЭС в Республике Корея приходится свыше 40% выработки
электроэнергии. В настоящее время в стране действует 8 реакторов PWR и один
PHWR-CANDU ; сооружаются еще 4 реактора PWR (Йонгван-3,-4 и Улчжин-3,-
4) и 3 реактора CANDU (Услан-2,-3,-4). По планам предполагается до 2006 г.
ввести в действие 18 атомных энергоблоков суммарной мощностью 16,2 млн.кВт,
чтобы поддерживать долю АЭС в общей установленной мощности на уровне 30-
40%, а выработку электроэнергии на АЭС - на уровне 50%. Средний КИУМ
работающих энергоблоков в 1993 г. составлял 84,5%. Этот показатель для реак­
78

тора PHWR мощностью 679 М Вт АЭС Услан-1 в 1991-1992 гг. составлял 98%,
что являлось лучшим показателем среди 326 действующих реакторов мира.
Первым энергетическим реактором в Китае был реактор Циньшань-1, построенный
по китайскому проекту. Он пущен в 1991 г., имеет мощность 300 М Вт,
которую достиг в 1993 г. Затем энергоблок был остановлен для осмотра и модернизации,
поэтому фактически первой коммерческой является АЭС Гуандун, пуск
которой состоялся в 1993 г. Мощность блока этой АЭС - 900 МВт. Второй энергоблок
АЭС "Гуандун-1" планировалось ввести в 1994 г. АЭС построена по проекту
компании "Фраматом", разработанному для АЭС "Гравлин-5,6". Реактор
поставляется компанией "Фраматом", неядерное оборудование - фирмой "Джек-
Альстом". В строительстве и изготовлении оборудования принимали участие
китайские компании.
На АЭС Циныпань планируется построить еще 2 реакторных энергоблока
по 600 М Вт, с вводом в эксплуатацию в 2000-2001 гг. Реакторы для них будут
спроектированы в Китае.
Установленную мощность АЭС в Китае к 2000 г. предполагается довести
до 5300-6500 МВт. К этому сроку планируется развернуть строительство новых
АЭС суммарной мощностью 8000 М Вт, куда войдут 2 новых блока АЭС Гуандун-2
по 1000 М Вт, АЭС Ляонин с двумя блоками по 1000 М Вт
(предположительно это будут российские реакторы ВВЭР-1000), АЭС Санмень
с двумя блоками по 1000 М Вт, АЭС Цзянси (2х 300 М Вт), а также 2 дополнительных
блока по 600 М Вт, которые должны быть построены на АЭС Циньшань.
В 1993 г. начато сооружение высокотемпературного газоохлаждающего реактора
мощностью 10 М Вт (тепл.), а также быстрого реактора-размножителя
мощностью 65 М Вт (тепл.).Планируется построить демонстрационную атомную
станцию теплоснабжения мощностью 200 М Вт (тепл.) в одном из городов на
северо-западе Китая. Теплофикационные атомные блоки по 200 М Вт планируется
построить даже на химических заводах в Юлине и на нефтяных приисках в
Дацине. В 1993 г. подписано российско-китайское соглашение о создании совместного
предприятия по развитию ядерных технологий, в штат которого будут
включены российские и китайские специалисты.
Обязательным условием строительства новых и эксплуатации действующих
АЭС является гарантия их надежной и безопасной работы.
Во всем мире ведется поиск путей решения этих проблем, одним из которых,
по мнению специалистов, является подземное сооружение АЭС.
Первая экспериментальная подземная АЭС за рубежом - Халден
(Норвегия) с тяжеловодным кипящим реактором - была введена в эксплуатацию
в 1960 г. ее тепловая мощность составила 25 МВт.
В 1967 г. во Франции была построена подземная АЭС Шо с реактором с водой
под давлением мощностью 275 МВт (эл.). Особенностью компоновки этой АЭС было
то, что часть оборудования (турбоагрегаты и др.) была вынесена на поверхность.
Существенный интерес к разработке проектов подземных АЭС с реакторами
мощностью 600-1300 М Вт был проявлен в США, Германии, Швеции, Великобритании.
В этих проектах были использованы различные типы реакторов
(PWR,BW R,CANDU) и рассматривалось их подземное заложение в скальном
79

массиве на различной глубине или котлованное с последующей засыпкой
скальной породой или грунтом.
По опубликованным зарубежным данным, ряд фирм США и Великобритании
подписал соглашение о разработке подземной АЭС с ядерным реактором
P W R . Планируемая мощность АЭС - 3000 М Вт, пуск в эксплуатацию - в 2000
году.
Большое внимание к подземному размещению АЭС уделяется в Японии.
Энергетические компании Японии рассчитывают к 2000 г. завершить возведение
11 таких электростанций. Основное принципиальное отличие японских подземных
АЭС - использование наплавного модульного метода строительства,
весьма эффективного для районов морского побережья с горным рельефом.
Сборка модулей с реакторными установками, турбинным и вспомогательным
оборудованием производится на заводах одновременно со строительством подземных
комплексов, что позволяет значительно сократить сроки возведения АЭС
в целом.
В России в последние годы выполнены проектные проработки вариантов
подземных АЭС с водоводяными реакторами мощностью от 40 до 1000 М Вт, а
также атомных станций теплоснабжения. Особое внимание уделено вопросам
безопасности при различных авариях с учетом особенностей их локализации в
подземных выработках. Основным принципом определения техникоэкономической
целесообразности их сооружения принят сравнительный анализ
подземной и наземной АЭС, отвечающих одинаковому уровню требований безопасности.
При строительстве подземных АЭС ожидается значительное увеличение
капитальных затрат и сроков строительства, из-за чего специалисты не
пришли пока к единому мнению о целесообразности строительства АЭС под
землей.
Сегодня понятно, что эффективность использования ядерной энергетики
в разных странах определяется не одной единой формулой объективной экономики,
а зависит от:
• наличия урановой руды;
• наличия технологии освоения и переработки руды, хранения отходов;
• наличия других видов традиционных топлив и затрат на их доставку;
• уровня энергомашиностроительной технологии;
• уровня технической и общественной культур;
• военно-политической стратегии.
Многие из этих показателей нельзя сформулировать в виде экономической
формулы Практически все удельные расходы на ввод одного кВт мощности и
стоимость одного кВт.ч товара являются самые приблизительные и, как правило,
в сторону занижения, а такие факторы как:
• затраты на демонтаж установок;
• ликвидация последствий возможных аварий;
• ликвидация последствий хранения отходов;
• затраты на проведение научных работ и совершенствование технологии;
80

• военно-политическая стратегия
не относят в стоимость продукции (электроэнергии), а предполагают решать за
счет специальных источников.
Сторонники строительства АЭС, например в Казахстане, в основном исходят
из определенных экономических показателей:
• наличие руды, технологии и почти готовой продукции;
• социальной и промышленной инфраструктуры;
• стоимость топлива и его поставки;
• реальная стоимость проектирования, строительство, оборудование.
Действительно, в мире, как указано в таблицах 2.4.1 и 2.4.2, показатели АЭС
являются конкурентноспособными. Принимается, например, для получения 1 кг
ядерного топлива с 4% обогащением потребуется 8 кг природного урана по цене
50 долл./кг, при цене единицы работы разделения 110 долл. и фабрикации примерно
270 долларов затраты на 1 кг топлива составят 1500 долл. Один килограмм
топлива по энергетическому потенциалу равняется 120 т угля с удельной калорийностью
свыше 20950 кДж/кг (5000 ккал/кг). Транспорт естественно окажется
в пользу ядерного топлива.
А реальность освоения мирного атома на базе существующих сегодня научных
представлений об управляемости цепных реакций, достижений технологии,
политической и технической культуры общества такова:
• Создание ядерной энергетической технологии массового использования
оказалась гораздо более сложной и дорогой по сравнению с военной
ядерной техникой. После аварии на Три Майл Айланде (ТМ А) и на
Чернобыльской АЭС (ЧАЭС) ученые пришли к философии "внутренне
присущей" безопасности, обеспечиваемой не столько инженерными
средствами, сколько надежными и фундаментальными физическими и
химическими закономерностями и качествами, присущими цепной реакции,
топливу, теплоносителю и другим компонентам реактора.
• Технологии на основе реакторов-размножителей для крупномасштабной
энергетики не удалось решить. Построенные реакторы оказались
существенно более дорогими по сравнению с сильно подорожавшими
ЛВР.
• При распространении технологии замкнутого топливного цикла высока
вероятность краж и оружейного использования Pu или как минимум
ядерной угрозы.
• Пока нет ни опытных, ни теоретических оснований доверять слишком
далекой экстраполяции современного опыта, которые были бы выработаны
ядерной энергетикой в следующем веке при ее крупномасштабном
развитии.
• Опыт ликвидации аварии на ЧАЭС показал, что у нас нет опыта прерывания
цикла протекания нештатной ситуации, ни ликвидации последствий
если даже не произойдет крайний исход.
• Вопрос "захоронения" отходов нами не решен. Пока идет процесс накопления
риска.
6-277 81

Таблица сравнения экономических показателей АЭС России и США
Таблица 2.4.1
Показатели
Удельный капвложения,
долл./кВтч
Капитальная составляющая,
(цент/кВт.ч)/проценты
Топливная составляющая,
(цент/кВт. ч)/проценты
Расходы на эксплуатацию и
техническое обслуживание,
(цент/кВт. ч)/проценты
Снятие с эксплуатации,
(цент кВт.ч)/проценты
Прочие бюджетные затраты,
(цент/кВт.ч)/проценты
ВСЕГО :
(цент/кВт. ч)/проценты
Традиционный
блок
600 МВт
США
Усовершенствованный
АР-600
единичный
Усовершенствован­
ный АР-600
сдвоенный
Трехблочная
АЭС
блоки
ВВЭР-640
Россия
Одноблочная
АЭС
блоки
ВВЭР-640
2330 1700 1525 1116 1230
3,9/66,1 2,8/63,6 2,6/65,0 1,84/57,0 2,27/61,5
0,6/10,2 0,5/11,4 0,5/12,5 0,72/22,3 0,72/19,5
1,3/22,0 1,0/22,7 0,8/20,0 0,47/14,6 0,49/13,3
0,1/1,7 0,1/2,2 0,1/2,5 0,06/1,8 0,07/1,9
- - - 0,14/4,3 0,14/3,8
5,9/100 4,4/100 4,0/100 3,23/100 3,69/100
Производительность и стоимость новых электростанций
_______________________________________________ Таблица 2.4.2
Показатели
Единицы
измерения
Газовая
турбина
открыт.
цикла
Г азовая
турбина
комбин.
цикла
Пылеугольное
сжиган.
с дсуль-
фац. газохода
докрит.
пар-ры
Пы іеугольное
сжиган. е
дсульфац.
газохода
сверхкритич.
пар-ры
Комбиниров.
цикл
интегриров.
газифик
ации
М ощ ность МВт 222 Л I Ш) 660 _
Время строительства год 2.5 3 5 5 3.5
Спок службы год 25 25 40 40 25
Т епловыделение ГДж/МВт.ч 10.10 6.57 9.47 8.37 8.83
Утилизация % 10 85 88 88 85
Удельные кап.затраты $/кВт 210 700 1100 1200 2000
Включ. затраты на передачу $/кВт 276 766 1166 1266 2066
Годовые нетоплив. затраты S/kBt 49 33 65 65 78
Затраты на топливо $/ГДж 2.60 2.60 1,79 1.79 1.79
Обшие эксп. затраты 5% $/кВт 92.8 218,7 272.4 263,8 348,7
Обшие эксп. затраты 10% $/кВт 106,3 257,6 347.0 344,8 457.9
Перемен.затраты на пр-во $/кВт.ч 26.3 17.1 17.0 15.0 14.9
Общие затраты на пр-во 5% $/кВт.ч 26.6 17.5 17.4 15.4 16.0
Общие затраты на пр-во 10% $/кВт.ч 121.3 34.6 45.0 44.7 61.5
Примечание. Нормы дисконта составляют5% и 10%
82

Еще на заре работ по мирной ядерной энергетике было понятно, что ее потенциал
можно реализовать реакторами - размножителями с коэффициентами
воспроизводства больше 1, при этом с учетом малых потерь в топливном цикле,
экологических требований, энергетический выход от 1 кг урана увеличивается
примерно в 100 раз. Это означает, что ресурсы запасенные в урановых рудах
превышают ресурсы нефти, газа и угля вместе взятых. Но как раз этот показатель
указывает на то, что при возможных сомнениях в экономических и технологических
проблемах можно было бы подождать с ее освоением, оставив для будущих,
надо полагать, с более высоким уровнем развития поколений.
Как показывает статистика, тенденции решения энергетических проблем и
запасы традиционного топлива, указанные в главах 2.1, 2.2, 2.3, 2.6, 2.7, все же в
X X веке и в обозримом будущем традиционные
методы энергообеспечения
вполне удовлетворят общество с экономической, экологической, технологической
точек зрения.
Говоря об объективных показателях развития атомной энергетики также
необходимо указать на ее проблемы.
Экология. Влияние деятельности атомных реакторов АЭС, работающих в
нормальных, проектных (неаварийных) режимах на окружающую среду пока
никому точно неизвестно. Известны лишь отдельные факты:
• Вокруг АЭС в США в первые 10-15 лет их работы было обнаружено
статически значимое увеличение числа заболеваний раком молочной
железы;
• В окрестностях немецких АЭС заметно повысилось число детей,
больных белокровием;
• Выявлено существенное влияние швейцарских АЭС на окрестную растительность;
• Известно, что АЭС "при условии соблюдения всех правил эксплуатации"
выбрасывают радиоактивные долгоживущие изотопы: криптона-
85, углерода-14, водорода-3.
Например, количество криптона-85 в атмосфере земли в результате деятельности
атомщиков возросло тысячекратно. Что это значит для биологии земли?
Неизвестно. Возьмем для примера тысячекратный рост любого вещества,
полезного для человечества:
• Вода. Сегодня ей покрыто 2/3 части земли. Будет, наверное, всемирный
потоп;
• Кислород, без которого жизнь невозможна. Если вырастет количество
кислорода в атмосфере в 1000 раз, наверное, будут отравления, пожары,
взрывы;
• Коровы. Даже казахстанские просторы не выдержат. В Австралии так
было с кроликами. Точная степень роста их количества неизвестна. Но
это было очень вредно;
• Или пуговицына пиджаке. 2000 штук не только излишне, но и не реально;
Может быть в примерах присутствуют элементы иронии, но, согласитесь,
что природа не терпит не только пустоты, но и излишеств. Тем более, изотоп
83

радиоактивен. Медики утверждают, что это скажется только на третьем поколении.
А зачем нам это надо? Ведь это наши внуки.
А если возникнет нештатный режим?
• Ленинградская АЭС. 1975 год. 1,5 миллионов Кюри!
• Чернобыльская АЭС. 50 миллионов Кюри!
Можно сказать, что от аварий не застрахована ни одна деятельность. Да,
действительно, это так. Но крупнее возможной техногенной аварии, как на АЭС
не предусмотрено ничего даже самой природой. В самых благих целях.
Общеизвестны высказывания великих отцов ядерной энергетики:
А.Эйнштейна, Э.Ферми, Э.Тейлора, А.Сахарова о необходимых взаимоотношениях
сил природы, разума человечества и уровня технологии.
Необходимо также прислушиваться к мнениям настоящих, честных ученых
и практиков, познавших глубину реальной силы ядерной энергетики и
хорошо знающих сегодняшний уровень технологии и культуры мышления
человечества:
• П.Капица, академик. "АЭС-атомные бомбы, дающие электричество";
• А.Вейнберг, СШ А, физик. "...Безопасность АЭС необходимо решать не
инженерными решениями, а фундаментальными физико-химическими
закономерностями и качествами, присущими цепным реакциям";
• Б.Литвинов, член корреспондент РАН, Герой Социалистического
труда, главный конструктор НИИ... "Испытания ядерного оружия
должны быть прекращены.Мы здесь (в Казахстане) наследили и должны
этот сор локализовать-рекультивировать. Совместной работы много, но
уже в новом качестве";
• Л.Телятников, Герой Советского Союза, ликвидатор, за 3 часа получил
380 рентген. "Обидно, что Чернобыль так ничему нас и не научил,
хотя пора бы уже и осмыслить его уроки. Поэтому будущие
"чернобыли" вызревают в нас самих, в нашем отношении к миру, к
людям, к себе...".
Проблемы с эксплуатацией АЭС могут возникнуть в связи не только с
внутренними вопросами, но и с внешними:
• В 1993 году из-за арктической пурги произошло повреждение линии
электропередачи, идущей от Кольской АЭС. Произошел сброс нагрузки.
Реактор работал в полную силу. Обошлось без трагедии. Есть, конечно,
системы защиты, но могла случиться максимальная авария;
• Большинство АЭС в СНГ не соответствуют сегодняшним сейсмическим
нормам и правилам;
• Вопросы обороны, охраны АЭС и ядерного шантажа, это вопросы из
области культуры мышления человечества.
Ядерная энергетика в цифрах. В І,ІІ,Ѵ І главах приведены доступные автору
официальные технико-экономические показатели АЭС в сравнении с другими
источниками электрической энергии. Предоставим возможность читателю
самому выполнить необходимый анализ и приведем ниже не учтенные приблизительные
дополнительные затраты, характерные только для ядерных АЭС:
84

• Атомная промышленность - вторичный продукт от ядерного оружия. В
период холодной войны схема была такая: отработанное топливо идет
на переработку, из него получают плутоний, из плутония - бомбы.
Средства на них выделялись, как мы сегодня догадываемся, немалые.
Теперь Казахстан отказался от статуса ядерной державы. Это очень хорошо.
Но зачем нам плутоний? И не только нам. Ведь хранение одного
грамма плутония обходится в 5 долларов в год;
• Хранение радиоактивных отходов. Содержание химкомбината стоит
денег. Накапливаемый риск пока никак нельзя сформулировать в виде
затрат из-за неизвестности последствий и путей борьбы с ними;
• Разборка атомных блоков обходится в пределах от 50 миллионов до 3
миллиардов долларов, что составляет около 40% стоимости строительства
АЭС. Таким образом, необходимость доводить до "земной площадки”
зависит от культуры проектирования, строительства, эксплуатации
демонтируемой А ЭС;
• С учетом этих средств председатель Научного Совета по комплексным
проблемам энергетики А.Макаров о стоимости электроэнергии пишет:
Небольшая П ГУ
Крупная П ГУ
Крупные ТЭЦ-ПГУ
Крупные реконструируемые ТЭЦ- 4,3
АЭС
- 3,0 - 3,2 цент/кВтч,
- 3,5 - 4,2 цент/кВтч,
- 3,1 - 3,5 цент/кВтч,
- 4,8 цент/кВтч,
-5,3 цент/кВтч.
• Ж.Альферов, академик: " 15% тех средств, которые были затрачены на
развитие атомной энергетики, хватило бы на создание промышленной
солнечной энергетики, способной решить все энергетические проблемы
страны (СССР);
• Затраты при аварии на АЭС очень долгосрочные и определиться с их
конечной величиной в течение короткого времени невозможно. Скажем
лишь, что Чернобыль затронул жизнь 6-7 миллионов человек. Десятки
миллиардов долларов истрачены Россией на ликвидацию последствий
Чернобыльской аварии и около 2 миллиардов - странами Европы. И
сейчас на устранение последствий уходит до 20% бюджета Белоруссии,
4-5% Украины и т.д.
Все же человечеству с "ходом аварии" Чернобыля повезло. Реактор погас.
А если бы нет?
Академик В.Легасов, руководитель группы локализации аварии Правительственной
комиссии, в своей работе "Мой долг рассказать об этом" писал:
"...B первом же полете было видно, что реактор полностью разрушен. Произошел
объемный взрыв, и мощность его, как я мог оценить, порядка от 3-х до 4-х т тринитротолуола.
Из жерла реактора постоянно истекал белый, в несколько сот метров
высотой, столб продуктов горения, видимо, графита, а внутри реакторного
пространства было видно отдельными крупными пятнами мощное малиновое
85

свечение. К 26 апреля все возможные способы залива активной зоны были испробованы,
но они нечего не давали, кроме высокого парообразования и распространения
воды. Надо было искать нетрадиционные решения... Пошли различные
телеграммы, предложения из-за рубежа с разными вариантами воздействия на
горящий графит с помощью различных смесей". Это - слова честного ученого,
проникшего в глубину тайн ядерной энергетики. Что неизвестно, то неизвестно.
Все это реально и опасно. Если строить, то лучше затратить необходимые
деньги и снизить уровень вероятности аварии. По этой причине предлагается
тем, кто принимает прямое или косвенное участие в рассмотрении судьбы атомной
энергетики на уровне нынешней технологии, культуры производства и
экономики Казахстана, внимательно изучить, какие требования предъявляются в
Японии к развитию атомной энергетики на уровне проектирования, строительства,
монтажа, эксплуатации (приложение 3). Кстати, в момент завершения работы
над этой книгой опрос населения, проведенный в Японии, отклонил строительство
новых АЭС и ранее принятые решения об отводе земли аннулированы.
В связи с возникшей критической ситуацией с энергоснабжением в Казахстане
вероятно, что в течение 1997-1998 годов будут обсуждаться вопросы
ядерной энергетики. Найдутся лоббисты в Казахстане, да и некоторые фирмы в
России и в мире, которые будут настойчиво предлагать строительство АЭС и
АТЭЦ на площадке Южно-Казахстанской ГРЭС, в Западном регионе, в зоне Аркалыка,
Кзыл-Орды. Момент для них подходящий. Действительно, в Казахстане
имеется устойчивый дефицит электроэнергии, существует производственная база
для ядерного топлива, упал спрос на оборудование АЭС во многих странах.
Многим хочется по конъюнктурным соображениям показать свою дальновидность
и ученость. Они будут выступать в печати, по телевидению и формировать
нужное им общественное мнение. Но они не приведут никаких цифровых показателей.
Кто ими владеет, те не будут выступать за развитие атомной энергетики
в Казахстане. Да, науку, прогресс не остановить. И не надо останавливать.
Необходимо накапливать знания, опыт, совершенствовать технологию, культуру
производства.
Но ни одна страна, ни один человек не может взять ответственность за
судьбу ядерной энергетики. Это вопрос общественного референдума. А там придется
ответить на вопросы:
• Сколько стоит 1 кВт установленной мощности?
• Где и каким образом будут храниться отработанное топливо, другие
радиоактивные отходы и во что это обойдется?
• Почему легко транспортируемое топливо хотят использовать на месте,
а трудно транспортируемое (высокозольный уголь) хотят экспортировать?
• Каким образом, по каким стандартам обеспечивается надежность эксплуатации
АЭС?
• Какие нештатные ситуации рассмотрены в проекте и как они решаются
в теории и на практике?
86

• Можно ли у замкнутого водоема строить АЭС? Например, на площадке
Южно-Казахстанской ГРЭС?
• Какие средства предусмотрены для демонтажа и доведения до "зеленой
площадки"?
• Какой будет радиоактивный фон в атмосфере, почве, воде и какие будут
последствия?
• Где будет обучаться персонал для эксплуатации АЭС?
• И какова же будет стоимость электроэнергии с учетом всех заданных
вопросов?
Проблемы атомной энергетики - международные. Без согласия М АГАТЭ и
мирового сообщества нельзя и невозможно строить. Международные экспертыфутурологи,
как отмечается в главе I, указывают на то, что из-за наличия доступных
энергоносителей (уголь, газ, нефть), с учетом экономики и уровня технологий,
политических ситуаций в мире, и в X X I веке не видят расширения доли
атомной энергетики, а начиная с 2020 года даже прогнозируют снижение ее
удельного веса. Как известно 30% всей производимой энергии на АЭС приходится
на СШ А, Францию - 16%, Японию - 12%, Германию - 7%, Канаду - 5%, Россию
- 4%. Именно эти страны, где созданы необходимые инфраструктуры, откажутся
от АЭС. Никто не хочет экспортировать электроэнергию, производя ее у
себя на АЭС. Необходимо отметит, что они и другим не советуют. Другое дело,
если какая-то фирма имеет коммерческие интересы в этом вопросе.
Главную причину ожидаемого отказа от атомной энергетики очень точно
и емко сформулировал А Эйнштейн. "Атому не повезло с самого начала: его
прибрал к рукам бог войны". Сильно забежали вперед с использованием его потенциала.
Природу не обманешь. Теперь нам при наличии естественных условий
для развития атомной энергетики предстоит:
• Теоретически разобраться в физико-химических процессах в целях
придания надежности и управляемости;
• Подумать о повышении уровня технологии энергетического машиностроения,
приведя его в соответствие с потенциалом атомной энергии;
• Поднять культуру производства на АЭС;
• Преодолеть страх людей, который мы сами на них нагнали.
В условиях Казахстана в интересах долговременного энергообеспечения
страны в отношении ядерной энергетики разумно:
• изыскать возможности для осуществления ядерных исследований и
разработок;
• искать рынок для реализации продукции по уже созданным технологическим
циклам;
• по неперспективным и нерентабельным направлениям КАТЭП принять
меры по их консервации и перепрофилированию;
• исключить процесс накопление риска по переработке и захоронению
как своих так и импортных отходов.
Какие факторы выступают против строительства АЭС в Казахстане?
87

• Достаточное количество топлива ( уголь, газ, нефть) для решения энергетических
проблем в обозримом будущем. Развитость инженерных
инфраструктур (железная дорога, существующие электростанции, высоковольтные
линии электропередач) сводят к минимуму транспортные
проблемы традиционной энергетики;
• Отсутствие крупных источников воды, требующихся для АЭС, а имеющиеся
в основном носят непроточный характер, за исключением зоны
Иртыша, где неблагоприятный экологический и сейсмический фоны;
• Страна, как отказавшаяся от статуса ядерной, не может сочетать ряд
технологических циклов для снижения экономического бремени стоимости
электроэнергии;
• Не присутствует необходимая энергетическая ситуация для того, чтобы
страна пошла по цепочке рисков от пробелов теория - разработка
строительство- эксплуатация;
• Общество должно эволюционным путем освоить созданные природой
по "доступности" топливные ресурсы, иметь соответствующий уровень
владения наукой, технологией и культурой использования столь
сверхконцентрированной техногенной мощностью более опасной, чем
любые естественные природные аномалии.
Сказано же гениальным человеком "Господь бог изощрен, но незлонамерен ".
2.5 Нетрадиционные источники энергии и возможности
их использования в Казахстане и мире
IК нетрадиционной энергетике принято относить установки и устройства,
использующие энергию ветра, солнца, биомассы, геотермальную энергию, а
также тепловые насосы, использующие низкопотенциальное тепло, малую гидроэнергетику
и другие нетрадиционные способы получения энергии. |
Территория Казахстана характеризуется относительно богатыми ветроэнергетическими
ресурсами. Ее потенциал в сотни раз превышает современное
электропотребление. Расчеты показали, что на высоте 10 м от поверхности земли
энергия, заключенная в 1 м2 сечения воздушного потока, составляет порядка 4000
кВт.ч/м2. Наиболее значительными являются ветроэнергетические ресурсы Джунгарских
ворот (17000 кВт.ч/м2). Из других перспективных районов можно отметить
Ерментау - 3700 кВт.ч/м2 (Акмолинская обл.), форт-Шевченко 4300 кВт.ч/
м2 (Побережье Каспийского моря), Курдай - 4000 кВт.ч/ м2 (Жамбылская обл.) и
некоторые другие.
Анализ хода энергии показывает, что значительная доля энергии приходится
на холодное время года, когда потребность народного хозяйства в энергии
возрастает.
Наиболее перспективным районом Казахстана по использованию энергии
ветра является район Джунгарских ворот. Они представляют собой межгорную
долину длиной 20 км и шириной 10-15 км. Сильные и продолжительные бури
чаще всего наблюдаются в холодные периоды года. Продолжительность отдель­

ных бурь составляет 50-100 часов, достигая в отдельных случаях 250-300 часов.
Максимальные скорости ветра составляют 40-60 м/с. В данном районе могут быть
размещены около 11000 штук В Э У мощностью 100-250 кВт (при диаметре ветроколеса
- 25 м). Выработка одной такой установки ориентировочно составляет 600
тыс.кВт.ч./
I В таблице 2.5.1. приведены данные о технически возможной выработке
электрической энергии на ВЭС для перспективных районов Казахстана. /
В основу расчета положены характеристики ветроагрегата типа
"ГРОВАН", размещенные на расстоянии 10 диаметров ветроколеса.
Рассмотренные территории характеризуются малонаселенностью и
практической непригодностью для сельскохозяйственного производства..'
і Технически возможный к использованию энергетический потенциал ветра
Казахстана оценивается в 3 млрд.кВт.ч./
Выработка электроэнергии на ВЭС для перспективных
районов Казахстана
Таблица 2.5.1
Наименование Горы Хребет Чу-Ил. Горы Горы Мугоджарские
показателя Мангистау
Каратау
горы Улутау Ерементау
горы
Количество ВЭ У 8000 7800 6800 3400 2100 400
Мощность комплекса, 210 190 180 90 50 10
млн.кВт
Среднегодовая выработка
млрд.кВт.ч
410 230 270 130 110 10
Наряду с ветровой энергией наиболее широко может быть использована
солнечная энергии и энергия малых рек.
С помощью солнечной энергии можно производить электроэнергию. Это
можно делать с помощью фотопреобразователейJ Но их мощность значительно
меньше, чем мощность электроустановок, в которых преобразование осуществляется
с помощью паровой турбины. ^Солнечные лучи с помощью зеркал фокусируются
на емкость с водой, которая прогреваясь превращается в пар. Такая станция
построена в Крыму. Площадь огромного зеркала составляет 700 м2, мощность
станции - 5 М Вт. Но строительство солнечных станций обходится пока
дороже обычных тепловых электростанций. Поэтому сейчас более перспективен
другой путь использования солнечной энергии - для отопления и нагрева воды..
Существуют экспериментальные дома, в которых 70% потребности в тепле
и горячей воде обеспечиваются за счет Солнца. Можно строить
"солнечные приставки" к котельным, что значительно экономит топливо. Так,
под Ташкентом построена "приставка" с площадью 1000 м2.
Достоинством солнечной котельной является простота изготовления и малая
стоимость оборудования. Приемники солнечного излучения представляют
собой панели, покрытые обычным стеклом. Этот простой элемент позволяет пре-
89

\
вращать около половины солнечной энергии в тепловую энергию воды. Если
учесть, что на каждый квадратный метр поверхности приходится около 300 Вт
(летом значительно больше), то легко оценить практическую ценность солнечной
котельной.
I Потенциальный уровень потока энергии Солнца на всей территории Казахстана
составляет 1 млн.млрд. кВт.ч. Уровень возможного использования потока
энергии по условиям экологии составляет 1 тыс.млрд.кВт.ч (при КПД преобразования
100 %).|
Солнечная энергия может быть использована на нужды человека с помощью
различных преобразователей энергии.
Потенциально возможная выработка на базе фотопреобразователей при
возможной суммарной мощности гелиоэлектростанций 2500 М Вт составляет 2,5
млрд.кВт.ч/год.
I Наиболее предпочтительные районы размещения гелиоэлектростанций в
Казахстане - Приаралье, Кзылординская и Шымкентская области.
I Гелиоустановки для отопления и горячего водоснабжения наиболее эффективны
для децентрализованного использования в сельской местности.
I Использование энергии Солнца для этих целей с КПД 50-60 % может достигать
следующих размеров:
• тепло для отопительных целей - 2,5 млн.Гкал/год;
j
• тепло для горячего водоснабжения - 0,6 млн.Гкал/год; І
• суммарная экономия топлива - около 700 тыс.т.у.т/год.
Устройства для нагрева воды выпускаются в некоторых зарубежных
странах, в том числе в России, возможно их производство и в Казахстане.
(Перспективным направлением повышения эффективности использования
гидроэнергоресурсов является строительство малых ГЭ С на небольших реках
Казахстана. Кроме того, можно отвести воду от арыка с помощью трубы или
рукава к микро-ГЭС, установленной на 5-6 метров ниже его, и можно выработать
электроэнергию, достаточную для жилого дома.
Полный энергетический потенциал малых рек Казахстана оценивается величиной
38,7 млрд.кВт.ч/год, технически возможный к реализации - 16,9
млрд.кВт.ч. Эти гидроресурсы сосредоточены в бассейнах р.Иртыш и оз. Балхаш.
В данное время выявлена экономическая целесообразность строительства
17 малых ГЭС общей установленной мощностью 425,6 тыс.кВт с выработкой
электроэнергии 1,94 млрд.кВт.ч/год.
Возможно строительство ГЭС на 25 существующих и проектируемых водохранилищах
ирригационного назначения общей мощностью 118 тыс.кВт с
суммарной выработкой электроэнергии 450,4 млн.кВт.ч.
Одной из проблем развития малой гидроэнергетики в Казахстане является
создание и выпуск надежного основного и вспомогательного оборудования,
средств автоматизации.
Целесообразность развития малой гидроэнергетики подтверждается мировым
опытом гидростроительства. Широкая программа возведения ГЭС на малых
реках, модернизации и восстановления действующих или заброшенных малых
ГЭС реализуется в таких промышленно развитых странах, как СШ А, Франция,
Г ермания, Япония, Англия, Швейцария.
90

Перспективным направлением повышения эффективности использования
гидроэнергоресурсов в России так же считается строительство малых ГЭС на
небольших реках, технический потенциал которых оценивается в 360 млрд.
кВт.ч. Его использование малыми ГЭС , к которым в странах СНГ принято
относить установки мощностью от 0,1 до 30 М Вт (при диаметре рабочего колеса
турбины не более 3 м), в настоящее время находится на уровне менее 1%. Количество
действующих в настоящее время в России установок - порядка 300 ГЭС , а
их суммарная мощность оценивается в 1300 М Вт.
За рубежом малыми ГЭС считаются объекты мощностью менее 5 М Вт,
хотя в некоторых странах этот показатель иной: в США - до 30 М Вт, в Испании
- до 10 М Вт, в Финляндии - до 2 М Вт. Малые ГЭС являются важнейшей частью
программы энергетического строительства в развивающихся ЭС более, чем в 40
развивающихся странах. Большое число малых ГЭС строится в Китае, Индии,
странах Африки и Латинской Америки; здесь в полной мере используется одно
из основных преимуществ таких ГЭС - обеспечение электроэнергией отдаленных
труднодоступных районов.
Общая мощность малых ГЭС в мире оценивается в 25 тыс. М Вт, строятся
ГЭС мощность 0,5 тыс.М Вт, планируется построить примерно 5,5 тыс. МВт.
I Широко известные преимущества ГЭ С по сравнению с другими типами
электростанций - постоянное беззатратное возобновление энергоресурсов, высокая
маневренность, комплексное использование водных ресурсов, отсутствие
загрязняющих атмосферу выбросов и экономия топлива - часто дезавуируются
отрицательным воздействием ГЭС на природу и изъятием сельхозугодий при
создании больших водохранилищ.
Поэтому основными направлениями охраны окружающей среды при
строительстве ГЭС остаются мероприятия, которыми предусматривается: снижение
отрицательного воздействия подтопления прилегающих территорий; обеспечение
сохранения рыбных запасов; уменьшение размеров затопления земель и
переноса населенных пунктов.)
Перспективными разработками гидростроительства предусматривается не
только уменьшение отрицательного воздействия на природу, но и полная реализация
положительных факторов, включая комплексное освоение районов строительства,
регулирования стока, создание зон отдыха и т.д.
I Для отопления и горячего водоснабжения зданий и сооружений может использоваться
энергия имеющихся в Казахстане термальных вод. Термальные, слабоминерализованные,
воды выявлены в Алматинской, Кзылординской, Павлодарской,
Талдыкорганской и Шымкентской областях. Суммарный эффект использования
температурных параметров этих вод оценивается в размере 1,8-3,3
млн.т.у.т/год. I1
j К биоэнергетическим ресурсам относится биомасса - это отходы животноводства,
сельскохозяйственного производства, твердые бытовые отходы и
осадки городских сточных вод.
Биогазовые технологии - это наиболее радикальный, экологически чистый,
безотходный способ переработки, утилизации и обезвреживания разнообразных
органических отходов растительного и животного происхождения.
91

® Биомасса в качестве источника энергии имеет ряд преимуществ:
• возобновляемость;
: • при ее сжигании выделяется менее 0,1% серы и от 3 до 5% золы;
• после дэаинтефации и сепарации биомассы в реакторах биогенные
• вещества(азот, фосфор, калий и др.) возвращаются в почву в виде
' удобрений.
Стабильным источником биомассы для производства энергии в Казахстане
являются отходы продуктов животноводства. За счет их переработки может^ыть
получено около 2 млн.т.у.т/год биогаза, і
j Тепловые насосы позволяют использовать низкопотенциальное тепло.
Использование теплонасосных установок и станций может стать важным направлением
энергоснабжения, в том числе и в электроэнергетике.
Тепловые насосы могут найти применение в системах тепло- и хладоснабжения
регионов с неблагоприятными экологическими условиями и повышенными
требованиями к охране окружающей среды, при избытке электроэнергии,
использовании низкопотенциального тепла систем охлаждения и вентиляции, в
сельском хозяйстве, при утилизации тепла дымовых газов и систем водоснабжения
на ТЭС, в металлургии, химии, лесной промышленности, при реконструкции
и техническом перевооружении старых котельных.
Важной задачей развития нетрадиционной энергетики является создание
эффективных и экологически приемлемых аккумуляторов тепла и электроэнергии.
Работа по аккумулированию пока находится на стадии НИОКР, но активно
ведутся в направлении создания тепловых, химических, водородных, гидро- и
пневмоаккумуляторов.
Ряд российских организаций проводят оценку возможности и экономичности
использования тепла, выделяющегося в процессе расщепления так называемых
высокомодульных силикатов с помощью смеси карбида и нитрида
кремния. Получено экспериментальное подтверждение реальности химической
реакции перечисленных компонентов с выделением теплоты. Основная цель -
создать установку и осуществлять так называемую цепную физико-химическую
реакцию.
Расчеты показывают, что 1 кг силиката в процессе реакции выделяет 8,5
млн.ккал тепловой энергии, что равноценно сжиганию 1 тыс.т мазута. Если будет
доказана реальность цепной физико-химической реакции, то ее энергия может
широко использоваться во всех отраслях народного хозяйства с помощью теплообменного
контура обычной конструкции.
В энергетике силикатные энергоагрегаты могут устанавливаться вместо
котлов на ТЭС и крупных котельных. Этот новый, экологически чистый вид топлива
особенно пригоден для ТЭЦ и котельных, расположенных в районах жилой
застройки и пригородных зонах.
Нетрадиционная энергетика, использующая энергию ветра, солнца, малых
рек, термальных подземных вод, биомассы и других источников в настоящее
время имеет высокие удельные капиталовложения по сравнению с традици­
92

онными источниками энергии. Однако с ростом цен на органическое топливо и
ограничениями общества, направленном на охрану окружающей среды, эффективность
нетрадиционных источников энергии будет, несомненно, возрастать, а
создание их является важнейшим направлением энергосбережения.
Хозяйственный механизм использования нетрадиционных источников
энергии необходимо строить на комплексном подходе, включающем разнообразные
способы стимулирования: экономические, правовые, административные,
пропагандистские.
Зарубежная государственная научно-техническая политика в области развития
нетрадиционных возобновляемых источников энергии развитых капиталистических
стран формировалась на основе выбора и принятия решений в двух
основных направлениях: прямое экономическое воздействие и косвенное экономическое
регулирование.
В связи с крупномасштабностью и долговременностью НИОКР, фундаментальных
исследований и разработок значительную долю финансирования
(около 50%) на национальном уровне и на уровне международного сотрудничества
взяло на себя государство.
Наряду с реализацией национальных программ большинство развитых
капстран активно участвует в осуществлении программ, разработанных различными
международными организациями (Международное энергетическое
агентство, Общий рынок, Объединение Северных стран). На основе разных
форм государственного стимулирования ряд стран - членов ЕЭ С , США и
Япония выполнили различные программы в области нетрадиционной энергетики,
доведя многие технологии до стадии коммерческого и промышленного
освоения.
В настоящее время в государственной политике стимулирования развития
нетрадиционной энергетики произошли существенные изменения. В формах и
методах государственного финансового стимулирования появились новые тенденции:
повышение косвенных методов стимулирования; селективный целевой
характер помощи; рост ассигнаций на прикладные исследования и нововведения;
возрастание роли кредита, использование договорных кредитов банков
на льготных условиях; введение налоговых и прочих льгот в разработке экологически
чистых технологий и энергосберегающего оборудования, а также
налоговых льгот потребителям, использующих нетрадиционные виды энергии;
помощь средним и мелким фирмам; кооперирование государства с частным бизнесом,
включая контрактные отношения, а также совместные исследования.
В группе нетрадиционных источников выделились в приоритетные направления
технологии использования солнечной, ветровой и геотермальной энергии,
в некоторых странах - энергии биомассы. В СШ А, например, Минэнерго страны
на развитие НВИЭ и повышение эффективности использования топливноэнергетических
ресурсов в 1990 году затратило 34,9 млн.долларов. Федеральное
министерство исследований и технологии Ф РГ ассигновало в 1991 г. на работы
по использованию НВИЭ и энергосбережению 318, а в 1992 году - 279 млн.
марок. Увеличивается финансирование на нетрадиционную энергетику в Испании,
Италии, Австрии и т.д.
93

Во всех странах с развитой рыночной экономикой идет поиск новой государственной
политики, ориентированной на создание постоянного стимула к
новаторству и предпринимательству . Государственные субсидии и льготные
займы предоставляются для строительства энергоустановок и внедрения новой
технологии. Налоговые льготы используются в целях коммерческого освоения
технологий производства возобновляемой энергии.
Так, Конгресс США утвердил следующие налоговые льготы (% от общей
стоимости):
установки в жилых домах:
солнечные и геотермальные - 20
ветровые - 5
установки в промышленности и торговле:
солнечные и геотермальные - 10
ветровые, биоэнергетические - 10
В ряде стран существуют программы финансового стимулирования. Так,
в Ф РГ в соответствии с федеральной программой строительства энергоэкономичных
зданий на территории земли Шлезвиг-Гольштейн рекуперация теплоэнергии
поощряется снижением налогов в течение 10 лет. В Берлине за использование
НВИЭ погашается до 60%, а на территории земли Сев.Рейн-Весфалия - до
25% стоимости установок с НВИЭ. Налоговая политика совершенствуется путем
предоставления скидок на разведку, разработку и освоение НВИЭ. В ряде стран
(СШ А, Италия) развитие научных исследований и разработок в области нетрадиционной
энергетики стимулируется законодательными и правовыми актами.
В таблице 2.5.2. приведены данные об использовании НВИЭ в различных
странах мира.
Ниже приводятся некоторые интересные проекты и мероприятия в области
освоения НВИЭ в различных зарубежных странах.
Министерство энергетики США изучает возможности превращения испытательного
ядерного полигона в штате Невада в центр по использованию солнечной
энергии. Территория полигона площадью 1350 кв.миль может служить
для размещения нескольких СЭС, принадлежащих частным компаниям.
Самая крупная в Европе электростанция, использующая солнечную
энергию, пущена в Швейцарии. На склонах горы Мон Солей (Солнечная) установлены
солнечные батареи общей площадью 4500 кв.м. При установленной
мощности 500 кВт СЭС, как считают специалисты, будет давать в год 750
тыс.кВт.ч электроэнергии, что полностью обеспечит потребности 200-
квартирного жилого дома.
Большое внимание использованию подземной тепловой энергии для отопления
зданий, получения горячей воды, а также в лечебных целях уделяется
энергетиками Ф РГ. В Нойбранденбурге и Варене уже действуют геотермальные
станции. Использование геотепла, по прогнозам, позволило бы успешно выполнить
решение бундестага снизить к 2005 году выбросы в атмосферу двуокиси
углерода по сравнению с теперешним уровнем на 25-30%. Геотермальная
станция в Нойбранденбурге добилась в 1992 г. оборота в 3,2 млн.марок. Ее
специалисты работают над 10 новыми проектами, в которых участвуют представители
Франции, Нидерландов и Испании.
94

Использование НВИЭ в различных странах мира
Мир, регионы и
крупнейшие страны
Установленная мощность
тыс.кВт
Таблица 2.5.2
Производство
электроэнергии
млн.кВт.ч
Мир, в том числе: 9967 42098
Азия, всего 1295 7817
из них: Индия 30 32
Индонезия 30 210
Япония 282 1805
Филиппины 888 5700
Турция 15 70
Вьетнам 50 -
Европа, всего 2246 5892
из них: Бельгия 4 8
Дания 458 902
Франция 240 -
Г ермания - 39
Греция 9 6
Исландия 45 230
Ирландия 6 5
Италия 471 3460
Нидерланды 147 147
Португалия 4 9
Россия 11 29
Испания 780 -
Швеция 21 31
В еликобритания 50 1026
Америка, всего 6090 25777
из них: Канада 20 33
Сальвадор - 395
Мексика 720 5200
Никарагуа - 468
США 5175 19685
Африка, всего 75 340
из них: Кения - 272
Эфиопия - 66
Океания, всего 261 2272
из них: Новая Зеландия 261 2272
95

Зарубежные страны, имеющие выход к морю работают над созданием
приливных электростанций. Так, испанский инженер Антонио де Альба предложил
интересный проект ПЭС, которая располагается на морском дне и имеет
мощность 1000 МВт.
Огромное распространение ветроэнергетики в мире обусловлено рядом
преимуществ производства электроэнергии этим видом. Ветроэнергетика не вызывает
загрязнения воздуха при производстве ( в отличии от угля и газа) и не
создает радиоактивных отходов (в отличие от ядерной энергии). Себестоимость
электроэнергии, выработанной на ветроэлектростанциях, составляет 4-7 центов
экю за кВт.ч, в зависимости от местных условий, особенно от скорости ветра. Для
сравнения, новые электростанции на угле производят электроэнергию себестоимостью
4,5-6 центов экю, новые АЭС - 4-7, станции на газе - 3-5 центов экю за
кВт.ч. И это без учета внешних и социальных затрат и ущерба от глобального
потепления, который оценивается от 1 до 2,5 центов экю за кВт.ч.
Ветроэнергетика производит электричество гораздо ближе к потребителю,
что снижает ее потери и стоимость строительства линий электропередач. Технология
производства ветротурбин экономически эффективна, срок окупаемости
затрат в среднем меньше шести месяцев.
На конец 1995 г. в США и в Европе (таблица 2.5.3. ) было установлено
примерно по 1700 МВт энергомощностей. В Европе на первое место вышла
Германия (632 МВт), оттеснив на второе Данию (539 МВт). На третьем оказалась
Великобритания (170,5 МВт), на четвертом - Нидерланды (162 МВт).
Ветроэнергетикой на государственном уровне занимаются и "богатые" и
"бедные" страны. К 2000 г. многие из них ставят задачу резко увеличить ввод
мощностей ветротурбин.
Индия стремится занять второе место в мире после США по использованию
энергии ветра. По программе, разработанной Министерством Индии, созданы
и действуют 120 станций, использующих силу ветра, через два года страна
будет иметь на ВЭС мощность более 600 МВт.
В Финляндии создан проект ВЭС нового типа, обеспечивающий более
высокий КПД при более низких затратах. В новой ВЭС сила ветра передается
при помощи гидравлического насоса и гидромотора на генератор без традиционной
механической трансмиссии, применяемой обычно на ВЭС. Новая техника
дает значительные преимущества. Во-первых, гидротронные ВЭС способны
вырабатывать электроэнергию при гораздо слабом ветре, чем обычные ВЭС. Вовторых,
определенное количество энергии можно накапливать в гидротронном
аккумуляторе. КПД ВЭС составляет 33-3- 8% по сравнению с 23% для обычных
ВЭС. Необходимые затраты при этом примерно наполовину меньше прежних,
поскольку все основное оборудование устанавливается на земле, а на обычных
ВЭС генератор и прочее оснащение размещаются на башне. Новая ВЭС работает
почти бесшумно. Потребителями таких ВЭС мощностью 20 кВт могут быть сельские
фермы, небольшие поселки, дачные территории и центры зимних видов
спорта, стоимость таких ВЭС оценивается в 20 тыс. долларов.
96

Прогноз развития мировой ветроэнергетики
Страна, регион
Установленная
мощность на 1995
год МВт
США 1717
Канада, Центральная и Южная 9
Америка '
Бельгия 7
Таблица 2.5.3
Прогноз
Дания 539 1500 МВт к 2005 год}
Чехия 3,6
Финляндия 4 100 МВт к 2005 год}
Франция 4
Г ермания 632,2 1300 МВт к 2000 год}
Греция 35,8 250 МВт к 2000 год}
Италия 22 600 МВт к 2000 году
Ирландия 8
Нидерланды 162 1000 МВт к 2000 год}
Норвегия 4
Португалия 8,5
Испания 72,6 1000 МВт к 2000 год}
Швеция 40
Великобритания 170,6 800 МВт к 2000 год}
Остальная Европа 9
Всего по Европе 1724,7
Ближний Восток и Африка
Китай 29,4 1000 МВт к 2000 год}
Индия 201 500 МВт к 1998 год}
Остальная Азия, Австралия и др. 13,2 2000 МВт к 2000 год}
ВСЕГОв мире 3731,8
7 - 2 7 7
97

Наиболее распространены в настоящее время ветроагрегаты мощностью
100-120кВт, в Германии - 200 кВт, диаметр ветроколеса 25 м, высота башни 30 м,
стоимость 480 тыс. марок.
Самая же мощная в мире ветроустановка находится в Канаде, диаметр ветроколеса
которой - 64 м, высота башни - 96 м и мощность 4 МВт.
Потенциальные запасы энергии ветра в мире оцениваются величиной
94,1 • 10'8 Дж, которые при реализации в форме вторичной энергии составляют
31,5-1018 Дж.
Анализ нынешней ситуации на рынке показывает, что ежегодно устанавливаемая
мощность ветротурбин в Европе увеличивалась примерно с 200 МВт в
1994 г. до 450 МВт. Наибольшие успехи достигнуты в Северной Европе - Дании,
Германии, Великобритании и Нидерландах, но это не означает, что распространение
ветроэнергетики ими и ограничивается. Еще в 1991 г. EWEA (Европейская
ветроэнергетическая ассоциация) подсчитала, что развитие ветроэнергетики в
Европе будет происходить следующим образом: к 2005 г. установленная мощность
достигнет 11500 МВт, к 2010 г. - 25000 МВт, а к 2030 г. - 100000 МВт. Эти
цифры вполне реальны. EWEA совместно с Европейской Комиссией приступила
к подготовке долгосрочной программы производства электроэнергии от
ветротурбин в контексте общей энергетической политики.
Что касается вообще нетрадиционной энергетики в мире, то ее доля к 2000
г. в США будет доведена до 5-7 %, в Германии и Дании до 10 %, в Японии и Австралии
- до 10-15 % производства всех энергоресурсов.
В настоящее время, например, мощность геотермальных электростанций США
превышает 5 млн. кВт, производство фотобатарей достигает почти 20 тыс. кВт в год.
Некоторые зарубежные данные по удельной стоимости нетрадиционных
источников энергии:
Малые ГЭС
ВЭС100кВт
250кВт
Солнечные батареи
СЭСбашенного типа
Стоимость 1кВт
установленной мощности
долл.США
1200
1200
1800
5-10 тыс.
10-15 тыс.
Стоимость 1кВт.ч
выработанной
электроэнергии
долл. США
0,1
0,5-0,6
66
большой разброс
Нетрадиционная энергетика - динамично развивающаяся, хорошо продуманная
технология, потенциал которой непрерывно увеличивается - способна сде-лать
заметный вклад в мировой энергетический рынок. Ключ к реализации этого потенциала
- интернационализация внешних затрат, то есть учет того фактора, что
вредные выбросы электростанций одной страны могут оказать существенное влияние
на экологическую обстановку в других странах. Поэтому в развитии экологически
чистых технологий производства электроэнергии заинтересованы все. Казахстан
может и должен в кратчайший срок стать полноправным участником этого
процесса.
98

2.6. Электроэнергетика Казахстана
2.6.1 Баланс электроэнергии
Электропотребление в Казахстане, без учета потребителей Национальной
Акционерной Компании по Атомной энергетики и промышленности, достигло
своего пика в 1990 году и составило 100,4 млрд.кВт.ч (включая потери системы).
Начавшийся в последующем спад производства и экономический кризис привели
к тому, что электропотребление постоянно сокращалось приблизительно на 6-8%
в год и в 1995 году достигло уровня 70,6 млрд.кВт.ч и, по сравнению с 1990 г.,
снизилось на 30%.
Уменьшение электропотребления вызвано, в первую очередь, сокращением
ее использования промышленными предприятиями. Если в 1990 г. промышленность,
без учета электроэнергетики, потребляла 63,3 млрд.кВт.ч (около 75%
всего потребления электроэнергии в стране), то в 1995 г. оно снизилось до 34,4
млрд.кВт.ч и составило около 49% общего потребления.
В то же время, необходимо отметить, что потребление коммунальнобытового
сектора за период с 1990 г. по 1995 г. фактически увеличилось. За 5 лет
электропотребление коммунально-бытового сектора увеличилось более чем на
10%, а в общей величине полезно отпущенной потребителям электроэнергии
составило 15%, в то время как в 1990 году около 9%.
Несмотря на понизившийся уровень потребления, Казахстан не может
удовлетворить свои потребности с точки зрения производства электроэнергии. В
значительной степени это вызвано причинами структурного и исторического
характера, т.е. порождено всей системой энергоснабжения, организованной в
соответствии с концепцией бывшего СССР. Однако, в некоторой мере, на ограничениях
в области электроснабжения сказались также финансовые факторы,
которые вызвали невозможность полного обеспечения энергоисточников запасными
частями и топливом, что привело к спаду производства электроэнергии и
недоиспользованию имеющихся генерирующих мощностей.
В 1990 г. в Казахстане выработка электроэнергии составила 83 млрд.кВт.ч
(включая 3 млрд.кВт.ч, полученных от независимых электропроизводителей),
что на 83% удовлетворяло потребность в ней. Оставшиеся 17,4 млрд.кВт.ч импортировались:
из России - 7,6 млрд.кВт.ч, из государств Центральной Азии - 9,8
млрд.кВт.ч. В 1995 г. собственное производство сократилось до 63,2 млрд.кВт.ч,
что составило около 90% общей потребности в электроэнергии в Казахстане.
Таким образом, чистый импорт электроэнергии оставался еще сравнительно
большим (7,4 млрд.кВт.ч), несмотря на его относительно высокую цену.
Около 80% вырабатываемой в Казахстане электроэнергии приходится на
энергосистемы Северного Казахстана, использующие в основном, уголь Экибастузского
и Карагандинского бассейнов. Одновременно Северная зона является и
самым крупным потребителем среди трех зон республики - на нее приходилось в
1995 г. около 71% всего потребления электроэнергии в Казахстане. Северная
зона Казахстана является единственной, которая удовлетворяет свои потребности
в электроэнергии.
99

В Южной зоне и в северной части Западной зоны Казахстана наблюдается
значительный дисбаланс между спросом и производством электроэнергии, обе
зоны являются крупными импортерами. В 1995 г. Западный Казахстан импортировал
3,5 млрд.кВт.ч ( 62% собственной потребности) из энергосистем России.
Южный Казахстан импортировал 4,3 млрд.кВт.ч (29% своей потребности), в т.ч.
3,2 млрд.кВт.ч из соседних южных государств Центральной Азии, а 1,1
млрд.кВт.ч из Северного Казахстана.
Баланс электроэнергии в разрезе регионов и в целом по Казахстану за период
до 1995 г. в абсолютных единицах приведен в таблице 2.6.1., в процентном
соотношении в таблице 2.6.2.
Обмен электроэнергией с Россией и государствами Центральной Азии в
период с 1985 по 1995 гг. характеризуется показателями согласно таблице 2.6.3.
Чистый импорт электроэнергии из России, большая часть которого ориентирована
на Западный Казахстан, и меньшая - на Северный Казахстан, составил
7,187 млрд.кВт.ч в 1994 г. и 4,198 млрд.кВт.ч в 1995 г. Доля импорта электроэнергии
в эти два региона в 1995г. составила 7,5% от их общего суммарного
потребления.
Электроэнергия, импортируемая из стран Центральной Азии, в полном
объеме потребляется в Южном регионе Казахстана и составила 5,842
млрд.кВт.ч в 1994 г. и 3,2 млрд. в 1995 г. Доля импорта электроэнергии в Южном
Казахстане в 1995 г. составила 21,6%.
В целом по Казахстану чистый импорт из России и стран Центральной
Азии в 1995 г. составил 7,398 млрд.кВт.ч, т.е. на его долю падает 10,5% электроэнергии,
потребляемой в Казахстане.
Характерной чертой электроэнергетики Казахстана является преобладающее
использование органического топлива, преимущественно угля, при выработке
энергии на ТЭС. Это объясняется достаточным наличием энергетических ресурсов
в государстве. Имеющийся в изобилии дешевый уголь в большей своей
части имеет низкое качество (с большим содержанием золы), что порождает, в
свою очередь, немалые проблемы технического характера и проблемы, связанные
с загрязнением окружающей среды. Страна располагает также большими нефтяными
и газовыми ресурсами, освоение которых планируется увеличить в несколько
раз. Это позволит увеличить использование их, преимущественно газа, в
электроэнергетике. Увеличение использования гидропотенциала сдерживается
факторами экономического характера и в перспективе большого увеличения
выработки электроэнергии на гидроэлектростанциях не ожидается.
В 1995 году на долю тепловых электростанций приходилось 87 % всей
производимой в Казахстане электроэнергии, на долю гидроэлектростанций - 13
%. Из всей вырабатываемой электроэнергии на ТЭС 84% составляла энергия,
получаемая при сжигании угля, и 16% - при сжигании мазута и газа. Станции,
использующие мазут и газ, находятся, в основном, в Южном и Западном регионах
Казахстана. Гидроэлектростанции сосредоточены большей частью в Восточно-Казахстанской
и Семипалатинской областях (в прошлом Алтайэнерго) и в
меньшем количестве в Южном Казахстане.
100

Обобщение электропотребления и электропроизводства
1985 - 1995 ( Баланс энергии)
Таблица 2.6.1
млрд.кВт.ч_______________________________________________________________
1985 1990 1993 1994 1995
Электропотребление (1)
Северный Казахстан 58,722 65,813 59,53С 53,097 50,1 ОС
Южный Казахстан 21,815 25,948 18,47С 16,025 14,782
Западный Казахстан 7,085 8,595 8,223 7,877 5,73f
Всего по Казахстану 87,622 100,356 86,223 77,003 70,617
Электропроизводство
Северный Казахстан
ТЭС 55,318 56,48С 52,166 43,346 42,711
ГЭС 3,766 5,585 5,68С 7,027 6,79(
Блок-станцш 61С 852 1,065 1,035 1,071
Всегс 59,694 62,917 58,911 51,408 50,57^
Южный Казахстан
ТЭС 12,445 14,352 9,681 6,861 8,942
ГЭС 1,18С 1,351 1,367 1,654 1,17'
Блок-станцш 276 442 544 461 0,33'
Всегс 13,901 16,145 11,592 8,976 10,45'
Западный Казахстан
ТЭС 1,771 1,712 1,897 1,623 1,68*
Блок-станцш 1,694 2,244 2,121 1,964 0,50(
Всегс 3,465 3,956 4,018 3,587 2,19С
Всего по Казахстану
ТЭС 69,534 72,544 63,744 51,83С 53,338
ГЭС 4,946 6,936 7,047 8,681 7,96'
Блок-станцш 2,580 3,538 3,730 3,460 1,91*
Всегс 77,060 83,018 74,521 63,971 63,215
Сальдо импорта (экспорта)
эл.энергии (2)
Северный Казахстан -0,972 2,896 0,619 1,689 - 0,472
Южный Казахстан 7,914 9,803 6,878 7,053 4,32!
Западный Казахстан 3,620 4,639 4,205 4,290 3,545
Всего по Казахстану (3) 10,562 17,338 11,702 13,032 7,398
Примечание.
(1) Включая потери и собственные нужды
электростанции
(2) Перетоки между энергообъединениями и
импорт из других стран
(3) Это общее сальдо импорта из других
стран, т.е. России и стран Центральной Азии
101

процент(%)
Обобщение электропотребления и
электропроизводства 1985 - 1995
(Баланс энергии)
Таблица 2.6.2
1985 1990 1993 1994 1995
Электропотребление (1)
(в %к общему эл.потребл.
Казахстанэнерго)
Северный Казахстан 67,0 65,6 69,0 69,0 71,0
Южный Казахстан 24,9 25,9 21,4 20,8 20,9
Западный Казахстан 8,1 8,6 9,5 10,2 8,1
Всего по Казахстану 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0
Производство электроэнергии
Степень самообеспеченности
(в %к потреблению)
Северный Казахстан 101,7 95,6 99,0 96,8 101,0
Южный Казахстан 63,7 62,2 62,8 56,0 71,0
Западный Казахстан 48,9 46,0 48,9 45,5 38,0
Всего по Казахстану 87,9 82,7 86,4 83,1 89,5
Сальдо импорта (экспорта)
эл.энергии (2) (в %к потреблению)
Северный Казахстан -1,7 4,4 1,0 3,2 -1,0
Южный Казахстан 36,3 37,8 37,2 44,0 29,0
Западный Казахстан 51,1 54,0 51,1 54,5 62,0
Всего по Казахстану (3) 12,1 17,3 13,6 16,9 10,5
(1) Включая потери и собственные нужды электростанции
(2) Перетоки между энергообъединениями и импорт из других
стран
(3) Это общее сальдо импорта из других стран, т.е. России и
стран Центральной Азии
102

млрд.кВт.ч
Обмен электроэнергии с Россией и Центральной Азией -
обобщение 1985 - 1995 годов
Импорт электроэнергии
Таблица 2.6.3
1985 1990 1993 1994 1995
Из России 12154 18371 14835 14530 11027
Из Центральной Азии 8803 10285 5598 5845 3200
Всего импорта 20957 28656 20433 20375 14227
Экспорт электроэнергии
В Россию 9513 10781 8722 7343 6829
В Центральную Азию 882 537 7 - -
Всего экспорта 10395 11318 8729 7343 6829
Сальдо импорта электроэнергии
Из России 2641 7590 6113 7187 4198
Из Центральной Азии 7921 9748 5591 5845 3200
Всего сальдо импорта 10562 17338 11704 13032 7398
Общее электропотребление
в Казахстане
Северный и Западный Казахстан 65807 74408 67753 60974 55835
Южный Казахстан 21815 25948 18470 16029 14782
Всего по Казахстану 87622 100356 86223 77003 70617
Сальдо импорта из России и
Центр.Азии в %к общему
электропотреблению(1)
Северный и Западный Казахстан 4,0 10,2 9,0 11,8 7,5
Южный Казахстан 36,3 37,6 30,3 36,5 21,6
Всего по Казахстану 12,1 17,3 13,6 16,9 10,5
Примечание. (1) Обмен электроэнергии с Россией относится к
Северному и Западному Казахстану, обмен с
Центральной Азией - к Южному Казахстану.
103

В течение последних 10 лет уровень обеспеченности в электроэнергии
трех основных энергетических зон - Северной, Южной и Западной оставался
почти неизменным. Зона Северного Казахстана функционирует как наиболее
сбалансированная, полностью обеспечивающая свои потребности в электроэнергии.
В действительности сегодня она располагает некоторым избытком
производственных мощностей, но при этом не имеет возможности передать их
в Южный регион республики из-за недостаточной пропускной способности
электрических сетей и тем самым уменьшить зависимость Юга от импорта.
Аналогичная ситуация в Западном регионе республики: избытки электрической
мощности южной зоны не могут быть переданы в ее северную часть (слабые
электрические связи большой протяженности). Все это в настоящее время не
позволяет с максимальной отдачей использовать производственные мощности
страны и, несмотря на значительное снижение электропотребления, степень
самообеспеченности в 1995 г. продолжает оставаться на уровне 38% в Западной
зоне и 71% - в Южной зоне.
2.6.2 Характеристика и структура потребления электроэнергии
Структура потребления электрической энергии рассматривается для трех
основных секторов: промышленного, коммунально-бытового и сектора, объединяющего
всех остальных потребителей, включая сельское хозяйство, не вошедших
в первых два сектора. Одной из причин такой группировки является то, что
все три сектора показывают абсолютно различные направления роста. Другая
причина связана с тем, чтобы понять, как в действительности, на основе существующей
системы тарифов на электроэнергию, получаются данные для статистики
потребления электроэнергии (статистики продаж).
Система тарифов очень проста и состоит из нескольких категорий потребителей.
В ней предусмотрены только два тарифа для промышленных потребителей
- мощностью “более 750 кВт" и "менее 750 кВт". Для непромышленных
потребителей существует три отдельных тарифных ставки - "Сельское хозяйство”,
“Общественный транспорт" и "Другие непромышленные объекты". Все домохозяйства
(коммунально-бытовой сектор) объединяются единой тарифной
ставкой. Потребители-перепродавцы электроэнергии имеют свою тарифную ставку
на продажу электроэнергии сторонним потребителям, которая учитывает их
затраты по приему и передаче электроэнергии.
В таблице 2.6.4 приведены показатели по объемам продаж электроэнергии
и структуре потребителей в Казахстане за 1995 г.
Прогнозирование электропотребления в Казахстане в средне- и долгосрочной
перспективе на данном этапе представляется очень трудной задачей и
поэтому степень неопределенности весьма высока. Это обуславливается рядом
причин:
• информация и тенденции прошлых периодов, примерно до 1990 года, не
очень выразительны сегодня, так как переходный период сопровождается
не только экономическим спадом, но и созданием новых экономических
структур;
104

Таблица 2.6.4
Потребители Млрд.кВт.ч %
Промышленные потребители (более 750 кВт) 30,118 55,27
Промышленные потребители (менее 750 кВт) 2,130 3,91
Железные дороги (та же ставка, что и для
2,162 3,97
небольших промышленных потребителей)
Всего по промышленной ставки 34,410 63,15
Сельскохозяйственное производство 6,617 12,14
Общественный транспорт 0,115 0,20
Другие непромышленные объекты
государственные учреждения 3,171 5,82
другие 2,085 3,83
Коммунально-бытовой сектор (все группы) 8,096 14,85
Общееполезное потребление Казахстанэнерго 54,496 100,0
• экономический и промышленный спад и связанное с этим значительное
снижение электропотребления не представляют возможности предсказать,
когда будет “перелом", но в любом случае потребление электроэнергии
в тот момент будет минимум на 30 % ниже уровня, который имел место
в 1990 году. Время перелома и уровень экономического подъема являются
решающими параметрами прогноза электрической нагрузки;
• во время переходного периода, который может продлиться несколько
лет, будет складываться другая экономическая структура и соответственно
может измениться структура электропотребления. Даже в традиционных
отраслях экономики и промышленности технологии могут
измениться и обновиться, что, по всей вероятности, приведет к более
низкому уровню электропотребления в них. В то же время другие сектора
будут развиваться, например, торговля, услуги и др. и это будет
способствовать дополнительному наращиванию потребления электроэнергии.
Однако пока не существует достаточных оснований о прогнозировании
этого развития в долгосрочной перспективе и, следовательно,
связанный с этим прогноз электропотребления остается весьма неопределенным.
В соответствии с различными сценариями развития экономики республики,
как правило, прогнозируется три уровня электропотребления и максимальной
электрической нагрузки. При разработке концепции развития электроэнергетики
эти три уровня соответствовали следующим показателям среднегодовых темпов
прироста электропотребления в период 1997 - 2010 гг.: максимальный - 3,8%,
средний - 3% и минимальный - 2,4%.
Учитывая фактическое уменьшение общего потребления электроэнергии,
причем в значительном количестве, а также неопределенность во времени поворотного
момента в этом процессе, для прогнозирования объемов развития
105

генерирующих мощностей во всех последующих прогнозных показателях за
основу принят минимальный вариант электропотребления и нагрузки.
В 1996 году потребление электроэнергии продолжит снижаться и с 1997
года ожидается приведение в соответствие потребление электроэнергии с покупательной
способностью пользователей, что в свою очередь приведет к снижению
ее производства и потребления. Видимо эта величина и есть объективный уровень
стабилизации баланса. По прогнозу электропотребление в рассматриваемой зоне
может составить в 2000 году 78 млрд. кВт.ч, в 2005 году - 89 млрд.кВт.ч и в 2010
году - 99 млрд.кВт.ч, что на 8% меньше электропотребления, предусматриваемого
прогнозом среднего уровня.
2.6.3 Характеристика электрической нагрузки и прогноз ее
на перспективу
В таблице 2.6.5 приведены показатели развития максимальной нагрузки по
трем зонам (Северной, Южной и Западной) и несовмещенный максимум по Казахстанэнерго
в целом за период до 1995 года. В 1990 году максимальная нагрузка
в зоне Казахстанэнерго составила 15971 МВт (при объеме потребления 100,4
млрд.кВт.ч), а к 1995 году, постепенно снижаясь, она достигла величины 12060
МВт (при объеме потребления 70,617 млрд.кВт.ч). Фактор нагрузки за этот же
период снизился с 71,7 % до 66,8 %. Это означает, что общий спад максимальной
нагрузки был несколько меньше, чем снижение электропотребления. За пять лет
с 1990 года по 1995 год потребление электроэнергии по зоне Казахстанэнерго
снизилось на 30 %, а максимальная электрическая нагрузка на 25%.
Максимальная нагрузка и фактор нагрузки системы
В І985 - 1 9 9 5 годах
Таблица 2.6.5
Максимальная нагрузка (МВт)
1985 1990 1993 1994 1995
Северный Казахстан 9272 10274 9852 8914 809С
Южный Казахстан 3715 4263 3412 2976 275С
Западный Казахстан 1157 1434 1409 136С 122С
Всего по Казахстану 14144 15971 14673 1325С 1206С
Рост к предыдущему году (%) 2,6 2,7 -3,8 -9,7 -9,0
Годовой фактор нагрузки (%)
Северный Казахстан 72,3 73,1 69,0 68,0 70,7
Южный Казахстан 67,0 69,5 61,8 61,5 61,4
Западный Казахстан 69,9 68,4 66,6 66,1 53,6
Всего по Казахстану 70,7 71,7 67,1 66,3 66,8
106

Прогноз нагрузки на перспективу основывается тоже на секторном подходе,
при котором анализируется прошлое развитие и современные тенденции
электропотребления в главных потребительских группах (промышленность,
коммунально-бытовой сектор, сельское хозяйство и другие) в каждой из трех
энергетических зон.
Прогноз минимальной нагрузки основывается на 5 % годовой эскалации
тарифов в реальном выражении (по среднему варианту 2%), что повлекло за
собой сокращение годового темпа прироста на 0,6 %.
Электропотребление и электрические нагрузки на перспективу по регионам
(Северный, Южный и Западный), структура электропотребления по Казахстану
(промышленность, сельское хозяйство, коммунально-бытовой сектор и др.), фактор
нагрузки, среднегодовые приросты потребления электроэнергии и полезный
отпуск потребителям показаны в таблице 2.6.6.
Поскольку электрические нагрузки прогнозируются отдельно по каждому
из трех регионов республики, то и развитие генерирующих электрических мощностей
необходимо рассматривать для каждого из этих регионов.
Прогноз электрической нагрузки
Таблица 2.6.6
Отчет Прогноз
1990 1995 2000 2005 2010
Электропотребление (млрд.кВт.ч)
По регионам
Северный Казахстан 65813 50100 52499 58487 63281
Южный Казахстан 25948 14782 17405 21084 2450'
Западный Казахстан 8595 5735 8584 10027 1128!
Всего по Казахстанэнерго 100356 70617 78488 89598 99072
Рост к предыдущему году (%) 1,1 - 8,3 3,0 2,5 1,8
По группам потребителей
Промышленность 63330 34410 34971 40070 4462^
Сельское хозяйство 14371 11990 17434 19516 21292
Коммунально-бытовой сектор 7614 8096 13604 15678 1720!
Потери и собственное потребление 15041 17792 12480 14336 15951
Всего по Казахстанэнерго 100354 70617 78488 89598 99072
Максимальная нагрузка (МВт)
Северный Казахстан 10274 8090 8561 9470 1017^
Южный Казахстан 4263 2750 3105 3617 п и
Западный Казахстан 1434 1220 1452 1683 186'
Всего по Казахстанэнерго 15971 12060 13118 14801 16156
Годовой фактор нагрузки 71,7 66,8 68,3 69,1 70,0
системы(%)
107

2.6.4 Рост экономического потенциала электропотребления
Спад промышленного производства Казахстана с 1990 по 1995 гг. можно
оценить на 53%. Приблизительно на столько же можно ожидать снижения реального
ВВП. Главная причина - это крах торговли с республиками бывшего СССР.
В прошлом около90% внешней торговли Казахстана велось с этими странами,
что создавало 40% национального дохода.
Пока торговля сужалась, относительные цены (например, импортируемая электроэнергия)
увеличивались и привели к краху механизмов оплаты между предприятиями,
что привело к накоплению у них огромной задолженности. Сейчас
большая часть внешней торговли Казахстана все еще ведется с Россией. Даже
тогда, когда механизмы торговли между странами СНГ нормализуются, промышленность
Казахстана потребует, в известной степени, реструктурирования.
Все оценки показывают, что пока промышленность реструктурируется, ее
производство будет снижаться в течение нескольких лет, по всей вероятности,
до 1998 года.
С другой стороны, есть положительные тенденции, которые, без сомнения,
приведут к восстановлению экономики. Основным фактором является наличие
энергетических и минеральных ресурсов, которые уже привлекают иностранных
инвесторов. Ожидается, что разработка нефтяных, газовых и минеральных ресурсов
будет основным источником экономического роста республики. Но не надо
забывать и о том, что связанная с этими отраслями металлургическая промышленность
является энергоемкой отраслью.
В таблице 2.6.7 приводятся фактические показатели изменения в реальном
ВВП и промышленном производстве за период 1990-1995 годов и прогноз на
1996 год, основывающиеся на данных различных источников. Расчеты показывают,
что общее производство ВВП продолжит снижаться, по крайней мере, до
1996 года. Спад промышленной продукции, однако, продолжится до 1997 года и
потом медленно начнет восстанавливаться. В этой таблице также показаны соответствующие
фактические изменения в процентах до 1995 г. потребление электроэнергии
в промышленности и в целом по зоне Казахстанэнерго.
Таблица 2.6.7
Процент(%)
1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996
ВВП (факт) + 2,2 -0,4 - 14,0 - 11,0 -9,0 - 16,0 -6,0 +/-0
Промышленное пр-во (факт) + 2,6 -0,9 -0,9 - 13,8 - 16,1 -28,1 -7,9 -4,0
Электропотребление (факт)
Промышленность +/- 0 -1,4 -5,7 -8,0 -14,7 - 17,1 - 11,6 -
Всего электропотребление + 2.1 + 1,5 -2,8 -5,0 -8,2 - 16,3 - 11,6 -
На годовой основе взаимосвязь не очень ясна и поэтому необходимо рассмотреть
ее как среднюю величину за несколько лет, что отражено в таблице
2 .6 .8.
108

П р о ц е н т (% )
Таблица 2.6.8
1990-1993
(факт)
1993-1996
(расчет.)
1990-1996
(расчет.)
ВВП (факт) - 11,3 -7,3 -9,3
Промышленное пр-во (факт) - 10,3 -13,3 - 11,8
Электропотребление (факт)
Промышленность -9,5
Всего электропотребление -5,4
Из этой таблицы следует, что существует очень сильная взаимосвязь между
промышленным производством и потреблением электрической энергии. Взаимосвязь
между ВВП и общим электропотреблением менее ясна. Причиной
этого является тот факт, что во время экономического спада 1990-1995 годов
электропотребление в коммунально-бытовом и, в меньшей степени, в непромышленном
секторе продолжало расти.
В качестве дополнительного показателя будущего роста развития иногда
полезно провести анализ электроемкости на единицу ВВП в сравнении с другими
странами. Так, например, если потребление электроэнергии на душу населения в
стране сравнительно низкое, то можно предположить, что при общеэкономическом
росте темпы роста электропотребления в стране будут относительно высокими.
Соответственно высокий уровень потребления электроэнергии на душу населения
может говорить о потенциале экономии электроэнергии и, следовательно, о
более низких темпах роста электропотребления в долгосрочной перспективе.
Выражение электроемкости через электропотребление на единицу ВВП
представляется менее содержательным, особенно для стран бывшего СССР с их
относительно высоким уровнем развития и низкими, в настоящее время, уровнями
цен и ВВП . Это относится и к Казахстану. В качестве информации в таблице
2.6.9 представлены показатели электроемкости для ряда стран и регионов согласно
данных исследования по электроэнергетике, опубликованного Комиссией Европейского
Сообщества в 1992 году. Представленные показатели являются прогнозом
на 1995 год; ВВП представлен в реальном выражении в ценах 1995 года.
Таблица 2.6.9
ВВП
Электроемкость
С трана, регион на душу Н а душу Н а единицу ВВП
населения населения млн.кВ т.ч/млн S в год
Европейский Союз 9650 5090 530
Германия (без Восточ.Германии) 12610 6350 505
Франция 11770 6180 525
Великобритания 9840 5020 510
Греция 4000 3300 825
Португалия 3250 3100 960
Восточная Европа (в целом) 2240 2860 1280
СНГ (в целом) 1800 3580 1990
Казахстан 2000 3780 1880
109

2.7 Топливно-энергетический баланс Казахстана
экспортно-импортная политика в сфере энергетики
В течение всего рассматриваемого периода топливно-энергетический баланс
Казахстана строится на базе углеводородного сырья (таблица 2.7.1).
Обладая значительными топливно-энергетическими ресурсами Казахстан
является избыточным по энергетическим углям и нефти и дефицитным по газу и
электроэнергии.
Возможности угледобывающей промышленности Казахстана позволили
уже в настоящее время отказаться от импорта Кузнецкого и Среднеазиатских
углей и перевести потребителей Восточного и Южного Казахстана на использование
отечественных углей.
Казахстан экспортирует уголь в Россию, которая обладает значительными
запасами твердого топлива, в Киргизию, обладающую значительными гидроэнергетическими
ресурсами и некоторые другие страны СН Г, следовательно в
перспективе возможно снижение доли экспортируемого угля и увеличение доли
использования его на внутреннем рынке страны.
Топливно-энергетический баланс Республики Казахстан
Таблица 2.7.1
Един. 1990 1995 2000 2010
измер.
отчет отчет мин. макс. мин. макс.
п D0H3B02j ство
Уголь млн.т 131 83 85 97 120 145
Нефть и конденсат м лн.т 26 21 24 30 35 55
Газ (прир. и попутн.) млпд.м 3 7 5 6 18 17 31
Электроэнергия м лпд.кВ т.ч 87 67 76 84 96 112
ГІотоебление
Уголь млн.т 82 55 57 69 80 95
в т.ч. в энергетике (6
45.7 41.6 40.0 45.0 47.0 54.0
Нефть и конденсат млн.т 18 19 16 28 16 40
в т.ч. в энергетике 4.3 1,8 2,8 _ J i L L -и_ 3,5
Газ м лп д.м 3 15 9 7 13 13 26
в т.ч. в энергетике
ч
8.3 : л 5.0 7Л 10.7 15.3
Электроэнергия м лпд.кВ т.ч 105 74 75 80 95 105
ЭкспоDT
Уголь м лн.т 32 23 28 28 40 50
Нефть и конденсат м лн.т 22 9 15 8 25 21
Газ м лпд.м3 3 3 6 8 13 16
Электроэнергия м ляд. кВ т.ч 11 7 1 4 1 7
Импоіэт
Уголь м лн.т 14 1
- - - .
Нефть и конденсат млн.т 14 7 7 6 6 6
Газ м лрд.м 3 9 7 7 7 9 11
Электроэнергия м лрд.кВ т.ч 29 14 - - - -
110

Возможный экспорт сортового и низкозольного угля Казахстана в страны
СНГ и внешний рынок прогнозируется на уровне 40 - 50 млн.т.
Казахстан обладает большими запасами нефти и конденсата, но существующая
в настоящее время система нефтепроводов создает необходимость Казахстану
продавать свою нефть на экспорт в Россию, и одновременно получать
российское сырье для своих НПЗ, что определяет инфраструктурную зависимость
Казахстана от России.
В результате на сегодняшний день экспортные возможности Казахстана
определяются не сырьевым потенциалом и добывающими нефтяными мощностями,
а наличием нефтепроводов, обеспечивающих транспортировку казахстанского
сырья.
В мировом масштабе основными регионами потребляющими нефть являются
не те, что обладают большими ее запасами. Главными потребителями нефти
являются промышленно развитые страны Европы и Северной Америки, на их
долю приходится 48% мирового потребления нефти, а на страны Ближнего
Востока - менее чем 6%. Следовательно, одной из основных составляющих деятельности
нефтяной индустрии в мире, так же как и в Казахстане, является
транспортировка нефти из стран-производителей нефти в страны-потребители.
Казахстан, обладая хорошей сырьевой базой уже сейчас может довести добычу
нефти до 6-7 млн. баррелей в день ( для сравнения добыча нефти в Саудовской
Аравии составляет 8,7 млн.баррелей, а в СШ А - 8,6 млн.баррелей в
день). Это будет возможно при условии насколько быстро будут разработаны
проекты и осуществлено строительство нефтепроводов, позволяющих экспортировать
сырую нефть до портов Черного и Средиземного морей.
Намеченные к строительству нефтепроводы Тенгиз-Новороссийск, Актау -
Тегеран, Западный Казахстан - Кумколь обеспечат выход Казахстана на мировой
рынок нефти и позволят Казахстану полностью заменить сибирскую нефть для
Павлодарского и Шымкентского НПЗ на Жанажол - Кенкиякскую. Кроме того,
загрузка существующих НПЗ на полную мощность и строительство дополнительных
мощностей позволят довести переработку нефти до 40-40,5 млн.т, что
приведет к сокращению импорта нефтепродуктов и обеспечению потребителей
Казахстана собственным автобензином, авиакеросином и мазутом.
Ожидается, что в период до 2010 г. около 59% роста спроса на нефть в
мире будет происходить благодаря Китаю, Индии и Пакистану. В этих трех
странах потребление нефти и нефтепродуктов на душу населения ниже, чем в
среднем во всей Тихоокеанской Азии, и они обладают высоким потенциалом
роста. Следовательно, возможными рынками сбыта нефти и нефтепродуктов
для Казахстана являются Пакистан, Индия, Китай.
Казахстан, являясь избыточным по рядовому углю и нефти, которые он
может вывозить за пределы республики, есть и будет оставаться некоторое время
дефицитным по газу.
Несмотря на увеличение добычи газа в период до 2000 г., республика вынуждена
будет импортировать часть газа (до 1 млрд.м3) для покрытия своей потребности
из Туркменистана, Узбекистана и России. В дальнейшем наращивание добычи
газа может привести к его избытку в размере 4-5 млрд.м3, который может
111

быть использован на внутреннем рынке республики для газоснабжения Северного
и Восточного регионов республики, а также для продажи за рубеж.
Прогнозы Мирового энергетического совета, Международного энергетического
агентства и других международных организаций предусматривают повышение
доли природного газа в потреблении первичных энергоресурсов в мире
в первые десятилетия X X I века.
Рост потребления газа будет происходить за счет большего его использования
на электростанциях для выработки электроэнергии, в производстве удобрений,
в частном секторе и т.д., большое внимание будет уделяться использованию
попутного природного газа при добыче и переработке нефти и конденсата,
извлечению ценных попутных компонентов (азота, гелия и др.), что позволит
улучшить положение газовой отрасли.
Исполнение приведенного баланса Казахстана к 2010 г. возможно при благоприятных
условиях для инвестирования нефтегазовой отрасли, которая занимает
приоритетное место в экономике республики.
С приобретением Казахстаном независимости резко возросла заинтересованность
ведущих нефтегазодобывающих и угледобывающих компаний мира к
разведке и разработке казахстанских месторождений, в настоящее время заключено
большое количество договоров с иностранными фирмами. Однако из-за
несовершенства законодательно-нормативной базы приток иностранного капитала
в необходимом объеме еще не достигнут. В этом отношении Казахстан может
использовать имеющиеся связи со странами СНГ.
В рамках СНГ российское и центрально-азиатское направления являются
для Казахстана приоритетными, поскольку общее экономическое пространство
создает емкий потенциальный рынок, привлекательный для отечественных и
зарубежных предпринимателей.
Казахстан готов идти на создание со странами СНГ совместных рыночных
структур с использованием мирового опыта в этом деле.
В части развития электроэнергетики Казахстан имеет все возможности для
обеспечения самобаланса республики уже к 2000 г. Россия и Казахстан имеют
много взаимных интересов в области электроэнергетики, так как в ряде приграничных
областей электроснабжение потребителей Казахстана осуществляется от
электростанций России (Атырауская, Актюбинская и Западно-Казахстанская
области), а некоторые районы России (Курганская, Тюменская, Кемеровская и
Омская области) традиционно получают электроэнергию из Казахстана.
Следует отметить большую зависимость Южного Казахстана от поставок
электроэнергии из Средней Азии. Национальные электроэнергетические системы
государств Средней Азии (Туркмения, Таджикистан, Узбекистан, Киргизия)
и Южный Казахстан созданы и функционируют как объединенная региональная
ЭЭС, в которой электростанции работают на общую нагрузку, а коммерческие
расчеты между государствами осуществляются на договорной основе по показателям
интегральных счетчиков в согласованных сечениях.
Для достижения электроэнергетической независимости Казахстану необходимо
строительство дополнительных энергоисточников в Западном и Южном
112

Казахстане и строительство линий электропередачи Север-Юг в целях выдачи,
как можно большего количества энергии и мощности от ГРЭС Северного Казахстана
в дефицитные области Южного Казахстана.
Кроме того, через Казахстан в Россию можно было бы реализовать избыточные
гидроэнергетические ресурсы государств Средней Азии, а применение
эффективного взаимовыгодного сотрудничества между Россией и Казахстаном
по совместной эксплуатации межгосударственной широтной магистрали Итат-
Барнаул-Экибастуз-Кокшетау-Костанай-Челябинск напряжением 1150 кВ и достройки
ее до Тамбова, позволило бы Казахстану и России осуществлять передачу
избыточной мощности и энергии в Европейскую часть России и другие
страны.
При наличии указанных межсистемных связях Казахстан мог бы наращивать
мощности на экибастузских, борлинских и торгайских углях не только для
покрытия потребностей своей республики, но и выступать экспортером электроэнергии
на Евроазиатском энергетическом рынке.
Практически все опубликованные за последнее время прогнозы развития
энергетического хозяйства сходятся во мнении, что темпы роста производства и
потребления электрической энергии в мире будут опережающими по сравнению с
первичными энергоресурсами - углем, нефтью и газом.
Мировое потребление электроэнергии прогнозируется в 2010 г. на уровне
20450 млрд.кВт.ч, тогда как в 1990 г. оно составило около 12000 млрд.кВт.ч.
При этом наиболее быстрыми темпами производство и потребление первичных
энергоресурсов и электроэнергии будет развиваться в регионах Ближнего Востока,
Северной Африке, Южной Азии, Латинской Америке и Китае.
Следовательно, возможностей и природных топливно-энергетических ресурсов
на весь обозримый период у Казахстана вполне достаточно для того,
чтобы развить мощный топливно-энергетический комплекс, способный снабдить
республику не только первичными энергоресурсами, но и продуктами их переработки,
обеспечив потребителей на внутреннем рынке республики и создав условия
для поддержания необходимого экспорта и сырья, и конечной продукции.
Ориентация на внешний рынок ни в коей мере не является проявлением
колониальной топливно-сырьевой зависимости казахстанской экономики от Запада,
а лишь отражает потребность экономики Казахстана участвовать в международном
разделении труда, используя те огромные дарованные природой возможности,
обеспечивающие их эффективное использование в условиях складывающейся
конъюнктуры мирового рынка.

Глава III
Н ациональная энергосистема и
межгосударственны е энергообъединения
3.1 Характерные особенности электроэнергетики
В современном понимании энергетика (или энергетическое хозяйство) - это
производство, облагораживание, переработка, преобразование, хранение, транспортировка,
распределение и использование всех видов энергии и энергетических
ресурсов. Энергетика обладает характерными особенностями, среди которых
наиболее важные следующие:
• Глубокое проникновение во все отрасли народного хозяйства;
• Преобразующая и революционизирующая роль энергии в процессах производства
и жизни людей. Повышение энерго- и электровооруженности
труда и электрификация производственных процессов обеспечивает быстрые
темпы роста производительности труда. Электрификация в наибольшей
степени способствует решению таких социальных задач, как
улучшение гигиены труда и жилища, повышение комфортабельности условий
жизни и труда, рост реального свободного времени человека;
• Широкая взаимозаменяемость различных видов энергии и топлива при
решении разнообразных энергетических задач, взаимозаменяемость
способов транспортирования или передачи различных видов энергетических
ресурсов, взаимозаменяемость энергогенерирующих установок;
• Совмещение во времени процессов производства, распределения и потребления
энергии при ограниченных возможностях его аккумулирования.
• Неравномерность производства и потребления электрической и тепловой
энергии в течении часа, суток, недели, месяца, года;
• Необходимость обеспечения надежного и бесперебойного электроснабжения
потребителей, что обусловливает обязательное создание резервов;
• Территориальное несовпадение между основными центрами производства
и районами потребления энергии, а также источниками энергетических
ресурсов;
• Высокая степень концентрации производства и передачи энергии с
применением сложных и дорогих видов энергооборудования и сооружений.
В настоящее время состояние экономики и перспективы научнотехнического
прогресса в странах мира в большой, если не определяющей степени,
зависят от уровня развития электроэнергетики и топливно-энергетического
комплекса (ТЭ К) в целом.
Распределение топливно-энергетических ресурсов в мире крайне неравномерно
и часто входит в противоречие с размещением производительных сил. Это
114

■:ложняет решение энергетических проблем внутри отдельных стран, а также
-ребует в ряде случаев совместного их решения в рамках межгосударственных
-кономических отношений. Состояние и прогнозы развития ТЭК являются одними
из основных факторов, определяющих существующую и перспективную
структуру важнейшей составной части этого комплекса - электроэнергетики.
Для обозримого на перспективу этапа развития электроэнергетики сохраняются
существующие тенденции дальнейшей централизации электроснабжения.
Эти тенденции характерны для всех стран мира, несмотря на наличие многих
* онкретных особенностей, определяемых состоянием и перспективами использования
их энергетических ресурсов, а также социально-политическими факторами
(формой собственности на средства производства вообще и на электроэнергетику
в частности).
Электрическая энергия является наиболее универсальным видом энергии.
Она сравнительно просто и экономично может быть преобразована в другие
зилы энергии - тепловую, механическую, световую и т.д.
3.1.1 Назначение электрических сетей и систем
Электрической сетьюназывается совокупность электроустановок для передачи
и распределения электрической энергии, состоящая из подстанций, распределительных
устройств, токопроводов, воздушных (ВЛ ) и кабельных линий
-тектропередачи, работающих на определенной территории.
Основным назначением электрических сетей является электроснабжение
потребителей. Электрические сети служат для присоединения электроприемни-
■ов и потребителей в целом к источникам питания. Эта задача является достаточно
сложной в связи с большим количеством электроприемников и значительной
территорией, на которой они расположены.
Вторым назначением электрических сетей является передача электроэнергии
от места ее выработки к месту потребления. В большинстве случаев
источники энергии (уголь, нефть, газ, водные ресурсы) расположены на значительном
удалении от центров потребления - заводов, населенных пунктов и т.д.
Во многих случаях перевозка топлива, например угля, может быть нерентабельной;
более выгодным оказывается сооружение электростанций вблизи топливного
бассейна и передача электроэнергии по электрическим сетям. При больших
расстояниях и значительных величинах передаваемой электроэнергии требуется
строительство мощных линий передач очень высокого напряжения.
Электрические сети служат также для создания энергетических систем.
Энергетическая система - это совокупность энергетических установок и
сооружений, генерирующая часть которых объединена энергетическими связями
^ля параллельной работы, имеет единое диспетчерское управление и единый
резерв мощности, который может быть использован в любой части системы.
Таким образом, энергетическую систему определяют три основных признака:
параллельная работа центров производства энергии, единое управление и
единый общесистемный резерв.
115

3.1.2 Принципы построения схем электрической сети
Конфигурация электрических сетей развивается в соответствии с географическими
условиями, распределением нагрузок и размещением энергоисточников.
Многообразие и несхожесть этих условий приводят к большому количеству
различных схем и конфигураций электрической сети, обладающих разными
свойствами и технико-экономическими показателями. Оптимальное решение
может быть найдено только путем технико-экономического сравнения вариантов.
Электрические сети классифицируются по ряду показателей, основными из
которых являются следующие: конструктивное выполнение, род тока, характер
потребителей, номинальное напряжение, схема соединений.
По конструктивному выполнению различают воздушные и кабельные линии
и внутренние проводки.
По роду тока различаются сети переменного и постоянного тока.
По характеру потребителей и в зависимости от назначения территории, по
которой они проходят, различают: городские сети, сети промышленных предприятий,
сельские сети, сети электрических систем или районные - на территории
крупного района или области. Кроме того, применяют понятие: распределительные
сети, питающие сети, линии электропередачи, основная сеть энергетической
системы.
Каждая сеть характеризуется номинальным напряжением, на которое рассчитываются
элементы ее электротехнического оборудования. В Казахстане, в
основном, принята и действует следующая шкала номинальных напряжений: 0,4-
6-10-35-110-220-500-1150 кВ.
Схема сети должна быть достаточно гибкой, приспособляемой к разным
режимам распределения мощности, возникающим в результате изменений нагрузок
потребителей, а также при плановых или аварийных отключениях отдельных
элементов сети. Конфигурация и параметры сети должны обеспечивать возможность
ее последующего развития без коренных изменений с учетом рационального
сочетания с будущими сетями более высокой ступени напряжения, в течение
значительного времени обеспечивать передачу и распределение мощности.
Схема сети должна строиться с максимальным охватом территории для комплексного
электроснабжения всех расположенных на этой территории потребителей.
3.1.3 Требования к электрическим сетям
Основное требование, предъявляемое к электрическим сетям - это обеспечение
достаточно надежного электроснабжения потребителей и требуемого
качества электроэнергии, при этом следует стремиться и к снижению затрат на
строительство электрических сетей, т.е. обеспечить наиболее экономичное решение.
Обычно за исходное положение принимаются требования по надежности
питания и качеству электроэнергии.
116

Рациональное сочетание вопросов надежности, качества и экономичности
івляется важнейшей задачей инженерной деятельности в области электрических
сетей и систем.
Техническое обслуживание имеет немаловажное значение для поддержания
в технически исправном состоянии линий электропередачи, являющихся
:дним из основных элементов электрической сети.
Персонал энергоснабжающей организации осуществляющей техническое
с'бслуживание BJ1 обязан периодически проводить профилактические осмотры,
проверки и измерения для выявления нарушений и неисправностей возникающих
на ВЛ и их привентивного устранения.
На основании действующих в Казахстане нормативных документов по
эксплуатации энергетических объектов в республике составлен "Перечень" работ,
выполняемых при техническом обслуживании ВЛ и сроки их проведения. Объем
н порядок работы определенный в "Перечне" обязателен для всех структурных
подразделений, осуществляющих техническое обслуживание электрических
сетей. Указанный "Перечень" приведен в таблице 3.1.1. Техническое обслуживание
ВЛ выполняется за счет эксплуатационных расходов, а работы производимые
при капитальном ремонте и по своему характеру совпадающие с работами
производимыми при техническом обслуживании, осуществляются за счет амортизационных
отчислений на капитальный ремонт.
Выборочные осмотры ВЛ и осмотры после проведения капитального ремонта
выполняются инженерно-техническими работниками, остальные работы по техническому
обслуживанию ВЛ проводятся электромонтерами ПЭС (РЭС).
3.1.4 Эффективность формирования энергосистем и
энергообъединений
Создание энергетических систем является ведущим направлением в развитии
электроэнергетики.
Высокая экономическая эффективность энергетических систем прослеживается
в целом ряде преимуществ, из которых основными являются:
• Повышение надежности и бесперебойности энергоснабжения;
• Использование с высоким к.п.д. низкокалорийных местных видов топлива;
• Возможность наиболее эффективного использования гидроэнергоресурсов,
в том числе источников водной энергии, удаленных от центров
электропотребления;
• Экономия капитальных затрат вследствие концентрации генерирующих
мощностей и снижения максимумов нагрузки в системах за счет
выравнивания суточных графиков нагрузки;
• Снижение относительной величины резервной мощности.
• Экономия топлива в результате:
- повышения начальных параметров пара на тепловых электростанциях;
117

Перечень работ, выполняемых при техническом обслуживании ВЛ
и сроки их проведения
_______________________________Таблица 3.1.1
Н аи м ен о ван и е работ
С р о к и
п р оведения
П р и м ечан и е
1. О см о тр ы ВЛ
1.1 .Периодические осмотры в дневное время По графикам, утвержденны%
лавным инженером ПЭС
1.1.1 .Осмотр без подъема на опоры Не реже 1 раза
в 6 месяцев
1.1.2. Верховые осмотры с выборочной проверкой
состояния проводов и тросов в зажимах і
дистанционных распорках
1.1.3. Выборочные осмотры, выполняемы*
инженерно-техническими работниками ПЭС
(РЭС)
1.1.4. Осмотры ВЛ (или их участков), на которых
производился капитальный ремонт, инженерно-техническими
работниками ПЭС (РЭС)
Не реже 1 раза
в 6 лет
Не реже 1 раза
в год
После каждого
капитального
ремонта
ГІри обнаружении повреждения
проводов от вибращп
производится сплошнаі
проверка с выемкой проводов
из поддерживающие
зажимов
1.2. Внеочередные осмотры По решению главного инженера
ПЭС. начальника службы
линий, начальника РЭС
диспетчера ПЭС(РЭС)
1.2.1. Осмотры после стихийных явлений или і
условиях, приводящих к повреждению ВЛ
1.2.2. После автоматического отключения ВЛ о:
действия релейной защиты
1.2.3.После успешного повторного включени?
ВЛ
По мере
необходимости
1.2.4. Ночные осмотры По мере
необходимости
2. П р о ф и л а к т и ч е с к и е п р о в е р к и и и зм ер ен и я
2.1. Проверка противопожарного состояни>
трассы в зоне возможных пожаров
2.2. Проверка расстояний от проводов до по
верхности земли и различных объектов дс
пересекаемых сооружений
При осмотрах ВЛ
ГІо мере
необходимости
2.3. Проверка положения опор По мере
необходимости
2.4. Проверка и подтяжка бандажей. болтовы> По мере
соединений и гаек анкерных болтов опор необходимости
2.5. Выборочная проверка состояния фундамен Не реже 1 раза
тов опор и U-образных болтов опор на оттяжка? в 6 лет
со вскрытием грунта
2.6. Проверка состояния железобетонных опор і
приставок
Не реже 1 раза
в 6 лет
118

Наименование работ
2.7.Проверка состояния антикоррозионного
покрытия металлических опор у
гравере, металлических подножников у
анкерных оттяжек с выборочным вскрытием
грунта
2.8. Проверка загнивания деталей дере­
Сроки
проведения
Не реже 1 раза
в 6 лет
Таблица 3.1.1 (продолжение)
Примечание
Одновременно с верховымѵ
осмотрами ВЛ
1 раз через 3-6 лет При применении деталет
вянных опор
после ввода BJ1 е опор из некачественно}
эксплуатацию, древесины сроки проверю
далее - не реже 1могут изменяться главньт
раза в 3 года, г инженером ПЭС, начальни­
РЭС на основании опыт;
также перед подъе­комом
на опору илр эксплуатации
сменой деталей
2.9. Проверка натяжения в оттяжках опор По мере необходимости
2.10. Проверка состояния проводов, мол­Прниезащитных тросов и контактных со после монтаж; контактных соединенш'
осмотрах ВЛ После установки новы?
единений
новых соединений дополнительно должны бьш
проведены измерения и>
геометрических размеров
2.11. Проверка состояния контактных
болтовых соединений проводов электрическими
измерениями
1 раз в 6 лет Контактные болтовые соединения,
измерения пс
которым показали их неудовлетворительное
состояние,
должны пройти ревизию
2.12. Проверка изоляторов
2.12.1. Проверка фарфоровых и стеклянных
При осмотрах ВЛ Проверка производите;
изоляторов всех типов
визуально
2.12.2. Проверка электрической прочно­сти пцдаыи год эксплуаи Проверка производит«
подвесных тарельчатых фарфоровы? иии, в дальнейшем ік дополнительно к проверкі
изоляторов
реже 1рай вблег по п.2.12.1. настоящей таблицы
2.13. Проверка заземляющих опор
2.13.1. На опорах всех типов При осмотрах ВЛ пост
капитального ремонт
или реконетрукпш
заэемляющаоустроііствЕ
2.13.2. Измерения сопротивления зазем После обнаружен!! Измерения производятся і
ляющих устройств опор BJ1 110 кВ 1следов перефьпий иіл дополнение к проверке пс
выше с молниезащитными тросами разрушений нзапягорси п.2.13.1. настоящей таблицы
элеирмеской дугой
119

Таблица 3.1.1 (продолжение)
Н а и м е н о в а н и е р а б о т
2.13.3. Выборочное измерение сопротивления
заземляющих устройств железобетонных
и металлических опор в населенной
местности, на участках BJT с наиболее
агрессивными, оползневыми или плохс
проводящими грунтами
2.14. Проверка трубчатых разрядников і
защитных промежутков
3. Д о п о л н и т е л ь н ы е р а б о т ы
С р о к и
п р о в е д е н и я
Не реже 1 раза в
10 лет
При осмотрах
ВЛ
3.1. Вырубка отдельных деревьеі По мере необходимости
(угрожающих падением на ВЛ или разрастанием
в сторону ВЛ на недопустимое
расстояние), обрезка сучьев
3.2. Восстановление знаков и плакатов на По мере необходимости
опорах
3.3. Замена элементов В Л, утративших в
период между капитальными ремонтамғ
нормативные характеристики, выправкг
отдельных опор, замена трубчатых раз
рядников, подтяжка болтовых соединений
3.4. Технический надзор за проведениеіѵ
работ при строительстве ВЛ
По мере необходимости
3.5. Наблюдение за образованием гололеда При атмосферных
условиях,
способствующих
образованию
гололеда
3.6. Охрана ВЛ По мере необходимости
П р и м е ч а н и е
Измерения производятся і
дополнение к проверке и измерениям
по пп. 1.13.1, 2.13J
настоящей таблице на 2% onoj
с заземлителями, со вскрытиел
грунта для осмотра элементоі
заземлителя, находящихся і
земле, в периоды наибольшей
просыхания грунта. Для заземляющих
устройств опор ВЛ
подверженных интенсивно}
коррозии, по решению главного
инженера ПЭС может бытв
установлена более часта*
периодичность выборочной
вскрытия грунта
Трубчатые разрядники 1 раз £
3 года должны быть сняты с
опор для проверки
При сооружении Технический надзор должеі
новых ВЛ проводится в соответствии с
положениями, приведенным!
в Типовой инструкции
120

- укрупнения единичной мощности агрегатов и станций в целом;
- работы тепловых электростанций в наиболее экономичных режимах
их загрузки;
- наиболее благоприятных условий использования в энергетических
системах гидроэлектростанций.
• Снижение издержек производства и себестоимости энергии как на отдельных
электростанциях, так и по системе в целом.
Главными признаками формирования энергетических систем являются:
- объединение большого числа источников энергии для работы на
единую нагрузку;
- электроснабжение больших районов по разветвленной сети передачи
энергии;
- единство технологического процесса производства и распределения
энергии;
- единство диспетчерского управления и наличие единого энергетического
резерва.
3.2 Основные тенденции формирования энергосистем в мире
В последние годы развитие мировой энергетики характеризуется созданием
единых национальных энергосистем, соединением на параллельную работу энергосистем
соседних стран, формированием мощных межгосударственных энергообъединений.
Современные мощные энергообъединения охватывают огромные
территории, имеют большую мощность генерирующих источников и разветвленные
сети сложной структуры. Централизация электроснабжения сопровождается
концентрацией генерирующих мощностей на крупных электростанциях и увеличением
перетоков мощности по линиям электропередачи.
Создание мощных энергообъединений позволяет ускорить энергетическое
строительство за счет увеличения единичной мощности агрегатов и электростанций,
оптимизировать структуру генерирующих мощностей, уменьшить требуемую
суммарную мощность за счет использования эффекта совмещения графиков нагрузки
объединенных энергосистем, обеспечить повышение экономичности производства
электроэнергии и снижение общесистемного резерва мощности. Объединение
энергосистем способствует также повышению надежности электроснабжения
потребителей, обеспечивая возможность рационального использования
аварийных резервов мощности энергосистем, входящих в энергообъединение.
В настоящее время 90% мощности электростанций мира сосредоточено в
сформировавшихся национальных энергосистемах, охватывающих практически
всю обжитую территорию СН Г, США, Японии, Канады, европейских стран.
Созданы крупнейшие межгосударственные объединения энергосистем: восточных
штатов Канады и США, западных штатов Канады и США, стран Западной и Северной
Европы и др. Идет активный процесс формирования национальных энергосистем
и межгосударственных энергообъединений в других регионах. Условия
формирования районных и национальных энергосистем (энергообъединений) и
121

методы управления ими в различных районах мира существенно отличаются друг
от друга. Для стран, где энергетическое хозяйство национализировано, характерно
стремление к наиболее тесным техническим и организационным связям между
объединенными энергопредприятиями (энергосистемами) с созданием единого
оперативно-диспетчерского управления по иерархической схеме при доведении
централизации диспетчерского управления до государственного уровня.
Для энергетики стран, в которых энергетическое хозяйство находится в частном
или смешанном (государственном и частном) владении, характерны другие
формы объединения энергопредприятий (энергосистем):
• краткосрочные и долгосрочные соглашения о покупке - продаже
(экспорте - импорте) электроэнергии, сезонном или годовом обмене
электроэнергией, оказании аварийной и другой взаимопомощи;
• соглашения о совместном сооружении и эксплуатации энергетических
объектов;
• координационные и консультативные советы, союзы и группы, определяющие
условия ведения текущих режимов и согласовывающие рекомендации
по сотрудничеству в развитии энергосистем.
Значительное влияние на развитие энергосистем и энергообъединений в
странах рыночной экономики оказал остро проявившийся в 1973 г. топливноэнергетический
кризис.
Вызванная им необходимость сокращения расхода жидкого топлива на
электростанциях не только повлекла за собой перестройку топливноэнергетического
баланса большинства стран, но и повысила требования к возможностям
широкомасштабного маневрирования энергоресурсами. Это могло быть
обеспечено только при совместной работе электростанций различных типов.
Важнейшей тенденцией в изменении структуры генерирующих мощностей в
течении последующих 10 лет явился быстрый рост удельного веса атомных электростанций.
К началу 1982 г. более чем в 20 странах Северной Америки, Европы и Азии
находилось в эксплуатации АЭС общей мощностью свыше 150 млн.кВт.
Существенное влияние на развитие энергосистем оказывают все возрастающие
требования к смягчению неблагоприятных воздействий энергетических
объектов на окружающую среду. Повышение экологических требований к электростанциям
усложняет их размещение и, как следствие, приводит к удалению
электростанций от центров потребления.
Ниже приведены показатели и краткая характеристика некоторых энергообъединений
мира.
Энергосистемы Европы. Суммарная мощность электростанций составляет
более 700 млн.кВт. Высокий уровень развития здесь промышленности и электроэнергетики
при больших плотностях населения и промышленной застройки
позволил завершить процесс централизации электроснабжения. Национальные
энергосистемы охватывают полностью территорию своих стран. Во всех
странах в качестве высшего номинального напряжения электрических сетей
используется напряжение 400 кВ. Наиболее мощные национальные энергосистемы
(40-100 млн.кВт) созданы в Германии, Великобритании, Франции, Италии,
122

Швеции. Значительная разница в структуре генерирующих мощностей предопределила
целесообразность создания развитой сети межгосударственных электрических
сетей, а относительно небольшие расстояния позволили реализовать их,
не применяя напряжение выше 400 кВ.
ЭнергосистемыАзии. Суммарная мощность электростанций континента
(без СН Г) составляет примерно 300 млн.кВт, из них около половины приходится
на энергосистемы Японии, занимающей третье место в мире после США и России.
В Японии, несмотря на то, что на пути создания объединения стоял ряд
трудностей: наличие зон с разными номинальными частотами (50 и 60 Гц), разные
ступени напряжения основной сети, предшествующие напряжению 500 кВ
(275, 220, 187 кВ), необходимость пересечения проливов между о. Хонсю и другими
островами, 9 крупных энергетических компаний объединены в единую
энергосистему страны.
Примерно 30% энергетических мощностей азиатского континента приходится
на КНР и Индию, еще около 10% сосредоточено в пяти странах: Южной
Корее, КНДР, Иране, Турции, Филиппинах, мощность электростанций в каждой
из которых составляет 5-10 млн.кВт.
Развитые сети 500 кВ имеются в Японии. Развиваются сети 500 кВ в КНР и
Пакистане. Ряд стран континента применяют в качестве высшего напряжения
400 кВ (Индия, Турция, Ирак, Иран).
ЭнергосистемыСеверной Америки. Энергетическое хозяйство США,
крупнейшего в мире производителя электроэнергии, определяющего масштабы
энергетики всего североамериканского континента, организовано на базе энергосистем,
охватывающих территорию всей страны. Генерирующая мощность электростанций
СШ А превышает 600 млн.кВт (при мощности электростанций континента
немногим более 700 млн.кВт). Основными системообразующими сетями
являются сети напряжением 345, 500 и 765 кВ. На севере энергосистемы США
имеются мощные электрические связи с Канадой, включающие несколько линий
электропередачи напряжением 765 кВ через восточную часть границы и несколько
линий электропередачи 500 кВ через западную часть границы.
Установленная мощность электростанций Канады составляет около 90
млн.кВт и сосредоточена, в основном, в южной части страны, имеющей развитые
сети 765 кВ в ее восточной зоне и напряжением 500 кВ - в западной зоне.
Развитие сети 765 кВ определяется необходимостью выдачи мощности каскада
ГЭС на реке Св. Лаврентия и одной из крупнейших в мире ГЭС - Черчилл-Фоллс
на реке Черчилл мощностью 5,2 млн.кВт, а также условиями экспорта электроэнергии
в США.
На юге энергосистемы США соединены с энергосистемой Мексики, имеющей
несоизмеримо меньшую мощность, порядка, 20 млн.кВт. Основная сеть в
Мексике формируется на напряжении 220-400 кВ.
ЭнергосистемыЮжной Америки. На южноамериканском континенте работают
электростанции суммарной мощностью около 70 млн.кВт, из них доля
национальной энергосистемы Бразилии составляет примерно 45%, Аргентины -
20%, Венесуэлы - 10%. Наивысшим напряжением электрических сетей в Брази­
123

лии является напряжение 800 кВ (для выдачи мощности ГЭС Итайпу - 12,6
млн.кВт), в Аргентине - 500 кВ, в Венесуэле - 400 кВ; широко развиты сети 220
кВ.
Имеется ряд межгосударственных связей, преимущественно на напряжении 220
кВ. Энергосистема Бразилии связана с сетями Аргентины, Парагвая, Уругвая;
Колумбии - с Эквадором и Венесуэлой. Объединение национальных энергосистем
затрудняется применением разных частот: Бразилия и Колумбия применяют частоту
60Гц , а Венесуэла и Перу - 50 и 60 Гц. Но это препятствие преодолевается
с помощью вставок постоянного тока.
ЭнергосистемыАфрики. Суммарная мощность электростанций составляет
более 40 млн.кВт и почти половина из них сосредоточена в ЮАР, более 10 % -
в Египте и около 25% - в 10 национальных энергосистемах других государств.
В энергосистемах Африки относительно широко применяются высокие
номинальные напряжения: 500 кВ в Египте, 400 кВ в Ю АР, 330 кВ в Нигерии,
Замбии, Зимбабве, при сравнительно небольших размерах энергетических мощностей,
но удаленных от центров потребления. Действуют две мощные электропередачи
постоянного тока напряжением ±0500 кВ. Несмотря на большие размеры
территории континента, быстрое развитие национальных энергосистем и наличие
ряда межгосударственных связей на напряжении 220 кВ и выше (А РЕ -
Алжир - Ливия - Тунис, Заир - Замбия - Зимбабве - ЮАР - Мозамбик) дают основание
ставить вопрос о создании единой энергосистемы Африки.
Таким образом, основная часть мирового производства электроэнергии
сосредоточена в крупных энергосистемах, а в регионах с наиболее развитой
энергетикой созданы и успешно функционируют объединения энергосистем,
охватывающие крупные районы, страну в целом или несколько стран. Наибольшее
развитие энергосистемы и их объединения получили в Европе, Северной
Америке и частично в Азии. Идет активный процесс формирования, укрупнения
и объединения энергосистем в остальных регионах мира.
3.3 Развитие энергосистем в СССР (СНГ)
3.3.1 Основные этапы создания энергосистем
Рассматривая процесс создания и объединения энергосистем в СССР,
можно выделить в нем ряд характерных этапов. Первый этап начался с соединения
изолированно работающих электростанций на параллельную работу и организации
первых энергосистем. С развитием энергосистем были созданы условия
для перехода ко второму этапу - образованию территориальных объединенных
энергосистем (О ЭС), обеспечивающих электроснабжение крупных, наиболее
развитых в промышленном отношении районов. На третьем этапе была
организована параллельная работа территориальных ОЭС западной части страны
и создана Единая энергетическая система европейской части СССР (ЕЕЭ С ).
Содержанием четвертого этапа является переход к высшей форме организации
энергетического хозяйства - формирование ЕЭС в масштабе всей страны.
124

Эти качественные изменения, связанные со всевозрастающей централизацией
электроснабжения народного хозяйства, происходили вместе с нарастающей
концентрацией генерирующих мощностей на крупных электростанциях и
увеличением единичной мощности агрегатов, повышением напряжения электрических
сетей и постепенным охватом электрическими сетями обжитой территории
страны.
3.3.2 Развитие энергосистем и образование энергообъединений
С первых шагов хозяйственного и экономического строительства после
Великой Октябрьской Социалистической революции развитие электроэнергетики
рассматривалось как основа создания материально-технической базы социального
и экономического преобразования нового общества и во взаимной увязке
с развитием всего народного хозяйства страны.
Воплощением этой политики стал план ГОЭЛРО, который был первым
единым общегосударственным народнохозяйственным планом создания материально-технической
базы социализма. В нем электрификация выступала стержнем
и основным инструментом широкой программы хозяйственного строительства.
На базе электрификации в плане ГОЭЛРО были разработаны вопросы развития
отраслей промышленности, транспорта, механизации сельского хозяйства.
План ГОЭЛРО был принят в декабре 1920 года на V III Всероссийском
съезде Советов. Выполнение плана стало символом строительства материальнотехнической
базы социализма в СССР.
В области развития электроэнергетики план ГОЭЛРО предусматривал
восстановление и реконструкцию электроэнергетического хозяйства царской
России и сооружение за 10-15 лет 30-и новых электростанций общей мощностью
1750 тыс.кВт. В числе новых электростанций были 20 ТЭС мощностью 1110
тыс.кВт и 10 ГРЭС мощностью 640 тыс.кВт.
Двадцатые годы были годами формирования и развития энергосистем основных
промышленных районов страны: Москвы, Ленинграда, Донбасса, Урала
и др. Формирование крупных энергосистем было связано с широким внедрением
напряжения 110 кВ; протяженность линий этого напряжения к концу 30-х годов
достигла 3052 км.
Сети 110 кВ охватили большую часть районов Центра, Донбасса и Урала;
происходило соединение сетей 110 кВ ряда энергоузлов и энергосистем. В
1933 г. соединились сети 110 кВ Горьковской и Ивановской энергосистем, сети
Донбасса - с сетями Шахтинского района Азовочерноморской (Ростовской) энергосистемы.
В 1935 г. было осуществлено соединение сетей 110 кВ Московской и
Горьковской энергосистем. В 1933 г. была сооружена первая линия 220 кВ Нижне-Свирская
ГЭС - Ленинград, строительство линий 220 кВ быстро развивалось,
и сети 220 кВ стали приобретать характер основных коммутационных
(системообразующих) сетей мощных энергосистем.
В 1935 году СССР по производству электроэнергии не только догнал, но и
перегнал многие европейские страны и занял третье место в мире после СШ А и
Г ермании.
125

К 1940 г. в стране были введены первые отечественные агрегаты мощностью
по 100 М Вт и широко использовались параметры пара 3 МПа, 425°С. Общая
протяженность электрических сетей 35 кВ и выше превысила 20 тыс. км.
Энергетика и электрификация в СССР развивалась опережающими темпами
как базовая отрасль народного хозяйства. В соответствии с этим быстро
росла электроэнергетика во всех районах страны, особенно в тех, где форсированно
наращивалась промышленность.
К 1950 г. наиболее крупные ТЭС имели мощность 400 тыс. кВт. В 50-е
годы развертывается строительство первых электростанций по 1.0-1,2 млн.кВт.
В начале 60-х годов в стране уже работают несколько таких электростанций.
Следующее десятилетие было десятилетием создания и широкого строительства
ГРЭС мощностью по 2-2,4 млн.кВт. В 70-х годах энергетики развернули работу
по созданию ГРЭС более высокой мощности - 3,6-4.0 млн.кВт. В их числе Запорожская
ГРЭС мощностью 3.6 млн.кВт, Рефтинская ГРЭС - 3.8 млн.кВт, Экибастузская
ГРЭС-1 - 4.0 млн.кВт.
Еще более быстрыми темпами наращивалась единичная мощность ГЭС и
их агрегатов. Хронология этого роста такова: 1950 г. - восстановлена Днепровская
ГЭС мощностью 650 тыс.кВт с агрегатами по 72 М Вт, 1959 г. - пущена Волжская
ГЭС им. В.И.Ленина мощностью 2.3 млн.кВт с агрегатами по 115 М Вт, 1967 г. -
Братская ГЭС мощностью 4,1 млн.кВт (позднее - 4,5 млн.кВт) с агрегатами по 225
М Вт, 1971 г. - Красноярская ГЭС мощностью 6,0 млн.кВт с агрегатами по 500
М Вт, Саяно-Шушенская ГЭС мощностью 6,4 млн.кВт (максимальной 7,15
млн.кВт) с агрегатами по 640 М Вт.
В начале 60-х годов началось промышленное внедрение атомной энергетики.
Процесс концентрации единичных мощностей в этой молодой отрасли идет
так бурно, что уже к началу 80-х годов АЭС не уступают по этим показателям
традиционным ТЭС.
В большой мере быстрые успехи отрасли были достигнуты благодаря неуклонно
осуществлявшимся на протяжении всего послевоенного периода стратегическим
направлениям ее развития, которые в совокупности представляют собой
техническую и экономическую политику в энергетике.
Эти главные направления в отрасли заключаются в следующем:
• централизация производства электроэнергии;
• концентрация производства путем рационального укрупнения единичных
мощностей электростанций и энергоагрегатов на каждом этапе;
• рационализация структуры топливно-энергетического баланса электроэнергетики
в увязке с развитием всего топливно-энергетического комплекса;
экономически целесообразное вовлечение гидроэнергетических
ресурсов с учетом комплексного их использования, а в последние годы
широкое использование и ядерного топлива;
• повышение параметров и технического уровня энергоустановок;
• расширение централизации теплоснабжения на базе теплофикации;
126

• укрупнение энергетических систем и формирование единой энергосистемы
страны.
Наращивание единичной мощности электростанций, их значительный
территориальный разброс и необходимость передачи этих мощностей на большие
расстояния к местам их потребления стимулировали наращивание качественно
нового электросетевого строительства.
Послевоенная энергетика страны располагала линиями электропередачи
напряжением 220 кВ. В 1956 г. была построена первая ВЛ 400 кВ Волжская ГЭС
им. В.И.Ленина - Москва, а в 1959 г. - первая ВЛ 500 кВ Волжская ГЭС им. X X II
съезда КПСС - Москва. Одновременно в ряде районов сооружались ВЛ 330 кВ.
В 1967 г. была введена в строй опытно-промышленная ВЛ 750 кВ Конаковская
ГРЭС - Белый Раст, с учетом опыта эксплуатации которой в 1972 г. была сооружена
первая промышленная ВЛ 750 кВ Донбасс - Днепр. Этот класс напряжения
получил развитие в европейской части СССР.
Такое развитие электрических сетей позволило перейти к объединению
районных энергосистем в объединенные (ОЭС). Первые ОЭС были созданы в
наиболее промышленно развитых районах - в Центре, на Юге, Урале, Средней
Волге. В 60-х годах эти энергосистемы были объединены на параллельную работу
и было положено начало формирования единой энергосистемы европейской
части СССР (ЕЕЭ С ). К началу 70-х годов в ЕЕЭС уже входили семь ОЭС, в том
числе Северного Кавказа, Закавказья и Северо-Запада. В 1972 г. к ЕЕЭ С СССР
была присоединена ОЭС Северного Казахстана и тем самым было продолжено
формирование Единой электроэнергетической системы СССР (ЕЭ Э С). В 1978 г.
к ЕЭЭС СССР присоединилась ОЭС Сибири.
Одновременно продолжается успешное развитие ОЭС Средней Азии,
созданной в конце 60-х годов, и ОЭС Дальнего Востока, образованной в начале
70-х годов.
Возможности сети 500 кВ, как системообразующей, обеспечивали создание
мощных ОЭС в других зонах страны и формирование ЕЭЭС на первом этапе ее
развития. Дальнейшее развитие ЕЭЭС и необходимость создания мощных связей
между энергообъединениями восточной и западной частей страны для передачи
больших количеств электроэнергии с востока на запад потребовали освоения
более высокого напряжения - 1150 кВ.
В качестве первой магистральной электропередачи 1150 кВ в середине 80-х
годов было начато строительство ВЛ 1150 кВ Барнаул - Экибастуз - Кокчетав -
Кустанай - Челябинск. В настоящее время оборудован и работает на номинальном
напряжении участок Экибастуз - Кокчетав - Кустанай.
Таким образом, формирование ЕЭС осуществлялось в соответствии с исторически
сложившимися условиями на основе применения двух систем напряжений:
основной системы 110-220-500 кВ с перспективой внедрения напряжения
1150 кВ и системы 110 (154)-330-750 кВ для западной зоны страны.
Энергосистема СССР успешно сотрудничала с энергетическими системами
соседних государств. В 1979 г. ЕЭЭС СССР включилась на параллельную
работу по В Л 750 кВ с Венгерской Народной Республикой и объединенными
127

энергосистемами европейских стран. Энергосистема СССР связана по ВЛ с энергохозяйствами
Финляндии и Норвегии.
Создание объединенных энергосистем и ЕЭЭС СССР повысило надежность
и экономическую эффективность энергетического производства. Только
за счет использования межсистемного эффекта в ЕЭЭС СССР была достигнута
экономия 9 млн.кВт установленной мощности.
3.4 Развитие электроэнергетики Казахстана
3.4.1 Этапы формирования электроэнергетики
Как закладывались первые фундаменты производства технических видов
энергии в безграмотных и бескрайних просторах Казахстана мы почти ничего не
знаем. Известно лишь, что в начале 1900 года французскими концессионерами
была сделана попытка построить гидроэлектростанцию на реке Тунгусун
(Восточно-Казахстанская область) для электроснабжения Зыряновского рудника,
которая не имела успеха. Сразу после пуска плотина разрушилась.
Известно также, что англичанами завозились паровые машины для освоения
рудников и строительства дорог.
Очень робко внедрялся и технический потенциал царской России.
Мощность всех электростанций в начале века в Казахстане не превышала
2,5 тыс.кВт с годовой выработкой электроэнергии 1,3 млн.кВт.ч (таблица 3.4.1).
Мощность электростанций Казахстана в начале века
Таблица 3.4.1
Предприятия Механическая Электрическая
мощность, л.с мощность, кВт
Успенский рудник 576 32
Карагандинские копи 70 30
Обогатительная фабрика Сары-Су 200 90
Спасский завод 850 455
Рудник Жезказган 200 140
Карсакпайский завод 2300 1240
Известный план ГОЭЛРО (Государственный план электрификации России)
дал толчок развитию энергетики и в Казахстане.
Весь путь развития энергетики Казахстана в последующем можно разбить
на ШЕСТЬ основных этапов, отличающихся как характером и масштабом роста,
так и техническим уровнем энергетики.
Хронология развития энергетики приведена по версии академика Чокина
Ш .Ч. и первого Министра энергетики и электрификации Казахстана Батурова
Т.И ., изложенной ими в книге "Основы развития энергетики Казахстана".
128

Первый этап охватывает примерно 20-е годы. В начале шло в основном
восстановление оставшегося в наследие энергохозяйства, пришедшего в упадок
за годы империалистической и гражданской войн. Потребности развивающегося
хозяйства республики, главным образом горнорудной промышленности, вызвали
необходимость ввода небольших по мощности электростанций. Наиболее
крупные из них были построены для электроснабжения медеплавильных заводов
- Карсакпайская в Центральном Казахстане и Глубоковская в Восточно-
Казахстанской области. В 1928 г. близ Лениногорска была пущена Верхне-
Хариузовская ГЭС мощностью 3 М Вт. Этой станцией было положено начало
гидроэнергостроительству в Казахстане. Верхне-Хариузовская ГЭС - ветеран
казахстанской энергетики - продолжает работать и поныне.
К концу первого этапа мощность электростанций республики достигла 9
М Вт, а выработка электроэнергии составила уже 7 млн.кВт.ч против 1,3
млн.кВт.ч в 1913 г.
Второй этап в развитии энергетики Казахстана (30-е годы) - это период
бурного развития промышленности и грандиозных новостроек, определивших
лицо нынешнего индустриального Казахстана. Вместе с крупными промышленными
предприятиями сооружались и довольно мощные по тому времени электростанции.
К началу 1934 г., суммарная мощность всех электростанций республики
достигла почти 60 МВт - в 6,5 раза больше, чем было в начале пятилетки (таблица 3.4.2).
Структура электроэнергетического хозяйства Казахстана в 1934 году
Отрасли народного
хозяйства
Число
электростанций
Общая установленная
мощность
МВт
Процент к
итогу
Таблица 3.4.2
Средняя мощность
электростанции
кВт
Тяжелая промышленность 62 46,6 78,6 755
Остальные отрасли промышленности
53 2,1 3,6 40
Транспорт и связь 50 2,2 3,7 43
Коммунальное хозяйство 26 4,0 6,7 153
Сельское хозяйство 116 4,4 7,4 38
Итого по Казахстану 307 59,3 100,0 193
Как видим, основная доля мощности электростанций (около 80%) была
сконцентрирована в тяжелой промышленности. Это главным образом электростанции
горнорудных и металлургических предприятий. Возникли такие крупные
промышленные предприятия, как Карагандинский угольный комбинат,
Чимкентский свинцовый завод, Актюбинский химкомбинат, горнометаллургические
предприятия цветной металлургии в Восточно-Казахстанской области, Семипалатинский
мясокомбинат. Для этих предприятий требовалась соответст­
9 -2 7 7 129

вующая энергетическая база. В Казахстане смонтированы первые паротурбинные
электростанции, мощность которых измерялась уже тысячами киловатт.
Наиболее крупными из них были Карагандинская ЦЭС, пущенная в 1932 г., ЦЭС
Чимкентского свинцового завода (1934 г.), ТЭЦ Семипалатинского мясокомбината
(1934 г.), ТЭЦ Актюбхимкомбината в г.Алге (1935 г.). Все они были заводскими
электростанциями. Однако некоторые из них, расположенные в крупных
городах, вышли из узковедомственных рамок, обслуживая по мере своих возможностей
окружающих потребителей, юридически несвязных с предприятием-
хозяином электростанции. Так, например, ТЭЦ Семипалатинского мясокомбината
обслуживала ряд предприятий и частично город.
В 1935 г. была пущена первая паротурбинная электростанция общего назначения
- Алма-Атинская ЦЭС, остававшаяся единственным источником электроснабжения
столицы республики вплоть до 1944 г. Последующие годы данного
этапа характеризуются формированием энергетических узлов и строительством
все более мощных энергоисточников.
Известной вехой в энергостроительстве республики был 1937 г., когда
была пущена первая в Казахстане крупная тепловая электростанция - Балхашская
ТЭЦ, оснащенная современным по тому времени оборудованием с агрегатами по
25 М Вт. В этом же году произошло второе важное событие - в Восточно-
Казахстанской области сдана в эксплуатацию Ульбинская ГЭС с установленной
мощностью 27,6 М Вт. С ее пуском зародилась первая в Казахстане энергетическая
система (ныне Алтайская).
Второй этап - это , по существу, период зарождения энергетической базы
республики. В 1940 г. мощность всех электростанций Казахстана достигла 224
М Вт, а выработка электроэнергии - 0,63 млрд.кВт.ч.
Третий этап - особый в развитии энергетики Казахстана. Он охватывает
суровые годы войны. Казахстан, наряду с Уралом, Сибирью и Средней Азией,
превратился в арсенал победы. Необходимо было быстро увеличить производство
цветных металлов, добычу угля, обеспечить фронт и тыл продуктами питания
и продукцией легкой промышленности, в кратчайшие сроки начать добычу
сырья и производство марганца, ферросплавов и др. Из временно оккупированных
районов в Казахстан были перебазированы крупные машиностроительные
заводы, которые в кратчайшие сроки начали выдавать продукцию для фронта. Изза
резкого роста промышленного производства, быстрого расширения действующих
предприятий и ввода в строй эвакуированных заводов и фабрик почти повсеместно
не хватало электрических мощностей. Все города и промышленные
центры испытывали жесткий электрический голод.
В невероятно тяжелых условиях 1942 г. была пущена крупная по тому времени
тепловая электростанция Карагандинская ГРЭС-1 - первая районная электростанция
Казахстана. С ее пуском оказалось возможным удвоить добычу угля,
в котором так нуждалась страна. В том же 1942 г. была сдана вторая крупная
тепловая электростанция - Актюбинская ТЭЦ, это позволило начать производство
ферросплавов, крайне необходимых для выпуска вооружения. В 1943 г. была
пущена Петропавловская ТЭЦ-1, в 1944 г. - Текелийская ТЭЦ-1 и ТЭЦ Чимкентского
масложирокомбината (ныне Чимкентская ТЭЦ-1). Жители столицы рес­
130

публики приняли активное участие в строительстве каскада Алма-Атинских ГЭС.
В 1944 г. введены первые ГЭ С, а на следующий год - еще две.
В результате всей этой напряженной работы мощность электростанций за
зоенные годы увеличилась в 1,8 раза и достигла 382,5 М Вт. За это же время выработка
электроэнергии возросла в 1,83 раза и перевалила за 1 млрд.кВт.ч.
Четвертый этап в развитии энергетики Казахстана, послевоенный, охватывает
период с 1946 по 1960 гг. Это период дальнейшего стремительного и
опережающего развития энергетической базы. Мощность электростанций возросла
в 6,5 раза и к началу 1960 г. достигла 2,53 млн.кВт. Средний ежегодный
ввод мощностей увеличился по сравнению с довоенным временем в 7,5
раза, а в последние годы этого этапа ежегодный прирост превышал уже всю
мощность электростанций, имевшихся в Казахстане в 1940 г.
На этом этапе закладывались основы современного энергетического
хозяйства республики. Были построены многие крупные, ныне действующие
электростанции. Особенно интенсивно развернулись работы по освоению
богатейших гидроэнергетических ресурсов, накапливался опыт крупного
гидроэнергостроительства. Вехой в этом отношении является 1952 г ., когда
была пущена Усть-Каменогорская ГЭ С мощностью 320 М Вт на реке
Иртыш - первая крупная ГЭ С на востоке Советского Союза. Полным ходом
ведется строительство Бухтарминской ГЭ С мощностью 675 М Вт, первая
очередь которой была пущена в 1960 г. Завершено строительство Алма-
Атинского каскада: в 1952 г. пущена Озерная ГЭС-1, а в 1959 г. - ГЭС-2. Это
уникальные высоконапорные ГЭ С . В этот же период интенсивно развивались
и тепловые электростанции. Построено и пущено большое количество
главным образом теплофикационных электростанций. Перечислять их нет
смысла, укажем только крупнейшие из них. В 1947 г. была пущена Усть-
Каменогорская ТЭ Ц , на которой впервые в Казахстане установлено оборудование
повышенного давления. В 1952 г. введены в эксплуатацию Джезказганская
ТЭЦ и Джамбулская ТЭЦ-3, в 1956 г. - Лениногорская ТЭЦ , а в
1959 г. - ТЭЦ Карагандинского металлургического завода и Текелийская
ТЭЦ-2. Значительно были расширены действующие электростанции: Карагандинская
ГРЭС-1, Балхашская ТЭЦ , Кентауская ТЭЦ , Алма-Атинская
ТЭЦ и др.
Как видим из таблицы 3.4.3, в 1940 г. почти 60% электроэнергии было выработано
на небольших и мелких электростанциях. Только на одну Балхашскую
ТЭЦ, мощность которой в то время равнялась 50 М Вт, падала почти четверть всей
выработки. В 1945 г. удельный вес электростанций мощностью менее 10 М Вт
падает в 2 раза.
Вместе со строительством крупных электростанций начало развиваться сетевое
строительство. Ввод нескольких тысяч километров линий электропередачи
(ЛЭП) напряжением 35, 110, 220 кВ был большим вкладом в развитие электроэнергетики.
Вводились линии не только внутри Казахстана, был построен ряд
ЛЭП за пределы республики: Усть-Каменогорск-Рубцовск, Актюбинск-Орск,
Чимкент-Ташкент, Сарбай- Троицк и др.
131

Рост единичной установленной мощности электростанций Казахстана
Таблица 3.4.3
Установленная Выработка электроэнергии в %к общей выработке
мощность эл.станций 1940 1945 1950 1955 1958
МВт
До 1 31,4 10,2 9,5 11,8 22,0
От 1 до 10 28,0 17,5 29,6 11,9 8,5
От 10 до 50 16,5 51,0 28,8 13,2 14,3
От 50 до 100 24,1 21,3 32,1 16,1 9,2
Свыше 100 - - - 47,0 46,0
Пятый этап - это этап развития энергетики республики на достаточно высоком
уровне технических показателей (таблица 3.4.4).
Годы
Рост установленной мощности электростанций и производства
электроэнергии в Казахстане
_____________ Таблица 3.4.4
Установленная мощность эл.стан. П роизводство электроэнергии
Всего ГЭС ТЭС ГЭС ТЭС
М лн.
кВт
Млн.
кВт
% М лн.
кВт
% М лн.
кВт
М лн.
кВт
% М лн.
кВт
%
1928 0,009 - - 0,009 100.0 0.007 - - 0.007 100,0
1940 0,224 0,037 16,5 0,187 83,5 0,632 0,088 13,9 0,540 86,1
1945 0,384 0,044 11,5 0,340 88,5 1,150 0,130 11,3 1,020 88,7
1950 0,620 0,070 11,3 0,550 88,7 2,620 0,260 9,9 2,360 90,1
1953 1,180 0,340 28,8 0,840 71,2 4,100 0,820 20,0 3,280 80,0
1955 1,520 0,350 23,0 1,170 77,0 5,690 1,370 24,1 4,320 75,9
1958 2,150 0,360 16,7 1,790 83,3 8,520 1,860 21,8 6,660 78,2
1960 3,170 0,680 21,5 2,490 78,5 10,470 1,950 18,6 8,520 91,4
1961 3,720 0,910 24,5 2,810 75,5 11,580 2,350 20,3 9,230 79,6
1962 4.340 0.910 21.0 3.430 79.0 13.380 2,600 19.4 10.780 80.6
1963 4,960 0.910 18.3 4.050 81.7 14.910 0.300 20.1 11.910 79.9
1964 5.620 0.980 17.4 4.640 82.6 16.920 3.220 19.0 13.700 81.0
1965 6.210 1.110 17.9 5.100 82.1 19.230 3.670 19.1 15,560 80.9
1966 6.460 1,230 19.0 5.230 81.0 21.480 4.170 19.4 17.310 80.6
1967 6.850 1.220 17.9 5.680 82.2 23.770 4.430 18.6 19.340 81.4
1968 7.220 1.220 16.9 6.000 83.1 27.400 4.510 16.5 22.890 83.5
1969 8.100 1.220 15.1 6.880 84.9 30.700 6,280 20.5 24.420 79.5
1970 8.800 1.440 16.3 7.360 83.7 34.600 5,600 16.2 29.000 83.8
С 1959 г. в энергетическом хозяйстве республики начались серьезные количественные
и качественные сдвиги. За десятилетие, с 1958 по 1968 гг., мощность
электростанций увеличилась более чем в 3,3 раза. За это время построено и
сдано в эксплуатацию 18 тепловых электростанций, в том числе Петропавловская
ТЭЦ-2 (1961), Алма-Атинская ГРЭС (1962), Джамбулская ТЭЦ-4 (1963), Павлодарская
ТЭЦ-1 (1964) и др. Подавляющее большинство пущенных в этот период
132

станций оборудовано крупными агрегатами на высокие и сверхвысокие параметры
пара.
В 1960 г. была сдана первая очередь Бухтарминской ГЭС. Это сейчас одна
из самых крупных ГЭС Казахстана, мощность которой равна 675 М Вт. В 1962 г.
пущена первая очередь Карагандинской ГРЭС-2 в 200 М Вт при проектной
мощности 700 М Вт. На ней впервые в Казахстане установлены турбины по 100
МВт. В 1967 г. пущен первый блок 200 М Вт на Джамбулской ГРЭС - первой в
республике электростанции проектной мощностью более миллиона кВт. Наконец,
в 1968 г. введен в эксплуатацию первый агрегат Ермаковской ГРЭС проектной
мощностью 2400 М Вт, с агрегатами по 300 М Вт. Это первенец серии электростанций,
которые составят основу большой энергетики Казахстана.
Здесь необходимо добавить, что определяющим моментом в истории раззития
энергетики является УКАЗ президиума Верховного Совета Казахской ССР
от 8 октября 1962 года "Об образовании Союзно-республиканского Министерства
-нергетики и электрификации Казахской ССР". С этого момента энергетика
Казахстана начинает развиваться как единый комплекс на научной базе.
Указ
Президиума Верховного Совета Казахской ССР
Обобразовании союзно-республиканского Министерства
энергетики и электрификации Казахской ССР
В соответствии с Указом Президиума Верховного Совета
СССР от26 сентября 1962 года "Опреобразовании Министерства
строительства электростанций СССР в союзнореспубликанское
Министерство энергетики и электрификации
СССР" Президиум Верховного Совета Казахской ССР
Постановляет:
Образовать союзно-республиканское Министерство
энергетики и электрификации Казахской ССР.
Председатель Президиума
Верховного Совета Казахской ССР
Секретарь Президиума
Верховного Совета Казахской ССР
И.ШАРИПОВ
Г. КАРЖА У БАЕВ
Алма-Ата, Дом Правительства, 8 октября 1962 года.
133

Шестой этап - этап строительства уникальных электростанций и линий
электропередачи сверхвысокого напряжения не имеющих аналогов в мировой
практике.
А по хронологии событий и рубежей развития энергетики впереди был
Экибастуз с его уникальными идеями, сложностями, успехами, просчетами и
неудачами. Научное обоснование сооружения на базе добываемых открытым
способом экибастузских углей, топливно-энергетического комплекса с внедрением
самых современных энергоблоков единичной мощностью, равных традиционным
тепловым электростанциям при высокоэффективных их техникоэкономических
показателях, вызвало большой интерес и втянуло большие массы
людей огромной страны. Отовсюду пошли потоками составы с оборудованием
и материалами, целыми коллективами ехали специалисты, а на месте развернулась
ударная работа по масштабам и накалу равная БАМу и другим стройкам
века, в этом круговороте все кипело, возводились корпуса ГРЭС, готовились будущие
водохранилища, подводились железнодорожные пути, монтировалось
технологическое оборудование, сооружались распределительные электрические
устройства и линии электропередачи и строились новые кварталы города Экибастуза.
А по ночам работал штаб стройки, возглавляемый заместителями министра
Министерства энергетики и электрификации СССР, а зачастую лично его
министром Непорожним Петром Степановичем и оказавшим огромную помощь
энергетике Казахстана заместителем, а затем министром Союзного Министерства
Семеновым Юрием Кузьмичем, и министрами энергетики Казахстана: сначала
Батуровым Т.И ., Ивановым Б .П ., Казачковым В .Т ., а затем Нуржановым Б.Г.
Оценивая Экибастуз во всей многогранности и масштабности стройки,
нужно исходить из того, что его целью было укрепление экономики не только
Казахстана, но и всего Союза. Дешевой его энергией планировалось подпитать
промышленность Урала и Сибири, укрепить мощность и устойчивость единой
энергосистемы огромной страны. Для этих целей была построена не имеющая
аналогов в мировой практике трансконтинентальная линия электропередачи
напряжением 1150 кВ переменного тока Барнаул-Экибастуз-Кокчетав-
Кустанай-Челябинск и начато строительство тоже не имеющей себе равной на
земном шаре линии 1500 кВ постоянного тока. Эти линии должны были создать
сверхмощный энергомост Сибирь-Казахстан-Урал и центр России.
Не все удалось, а вернее не все успели сделать, не успели соорудить и
Южно-Казахстанскую ГРЭС, а будь она, республика не была бы такой энергетически
уязвимой от политических решений соседних государств при происшедшем
развале Союза.
В этой уязвимости из-за дефицита собственных генерирующих мощностей,
значительного физического и морального износа действующего оборудования,
отсутствия даже незначительного резерва на работающих электростанциях, энергетики
республики, как преданные специалисты своему делу, хотят во что бы то
ни стало добиться независимости молодого суверенного государства и в энергообеспечении.
Формирование энергетических систем началось в Казахстане значительно
позже, практически все электростанции работали изолировано. Не было ни соответствующих
условий, ни экономической целесообразности объединять их в
134

энергетические системы, все они были небольшой мощности и отстояли друг от
лруга на многие сотни километров.
Исключение составлял лишь Лениногорский узел - наиболее сформировавшийся
в то время промышленный центр Казахстана. В середине 30-х годов в
Лениногорске работали три небольшие ГЭС (Быструшинская, Верхние Нижне-
Хариузовские) и одна ТЭ С, подключенные параллельно на общую сеть.
С пуском в 1937 г. Ульбинской ГЭС была построена первая в Казахстане
линия электропередачи напряжением 110 кВ Лениногорск- Ульбинская ГЭ С, и
мощность Леноногорской энергосистемы значительно увеличилась.
В Карагандинском узле вновь построенная Карагандинская ГРЭС-1 (1942 г.)
включается в параллельную работу с единственной до этого действующей электростанцией
- Карагандинской ЦЭС, зарождается системная сеть напряжением
ПОкВ.
В Алма-Ате запускаются в работу первые ГЭС Алма-Атинского каскада
11944 г.). Они включаются в параллельную работу с Алма-Атинской ЦЭС
ныне Алматинская ТЭЦ-1) и зарождается системообразующая сеть напряжением
35 кВ.
Формирование электрических систем республики и развитие уже действующих
энергосистем особенно ускорилось после передачи всего энергетического
хозяйства в ведение Министерства энергетики и электрификации. Этим актом
были устранены ведомственные и территориальные преграды, которые сдерживали
формирование и развитие энергосистем.
В Южном Казахстане в энергетическую систему объединились все действующие
электростанции двух областей - Чимкентской и Джамбулской. В северной
части Казахстана на базе построенных здесь новых ТЭС создается Палоларская
энергосистема. Формируется Целиноградская энергетическая система,
охватывающая своими сетями обширный район, включающий три области - Целиноградскую,
Кокчетавскую и Северо-Казахстанскую.
На западе создается Гурьевская энергосистема. Ее сети связывают электростанции
г.Гурьева и Эмбенского нефтепромышленного района. Строительством
ЛЭП Орск-Актюбинск образуется межреспубликанская Орск-Актюбинская
энергосистема, которая, правда, в организационно-хозяйственном отношении не
едина.
Большое развитие в территориальном отношении получают уже действующие
энергетические системы: сфера охвата Алтайской энергосистемы распространяется
на всю Восточно-Казахстанскую и Семипалатинскую области.
Карагандинская энергосистема охватывает всю обширную территорию Центрального
Казахстана, к ее сетям 220 кВ подключаются изолированные до этого электростанции
Балхаша и Джезказгана. Сети Алма-Атинской энергосистемы распространяются
на большую часть области и, перешагнув областные границы,
включают в свой состав электростанции Текелийского энергоузла.
Одновременно с развитием локальных энергосистем в 60-х годах начался
процесс формирования энергетических объединений (ОЭС). Построена и в 1965 г.
подключена межсистемная ЛЭП Ермак-Семипалатинск, связавшая Алтайскую и
135

Павлодарскую энергосистемы. Таким образом, положено начало формированию
ОЭС северо-востока Казахстана. Это энергетическое объединение охватит в
будущем обширную территорию: все области Северного, Восточного и Центрального
Казахстана, а также Омск и часть Алтайского края. Важнейшим этапом
ее формирования является пуск Ермаковской ГРЭС. К настоящему времени
построены также межсистемные ЛЭП Целиноград-Ермак (500 кВ ), Караганда-
Целиноград (220 кВ) и Целиноград-Есиль (220 кВ). На юге республики завершен
первый этап формирования ОЭС Южного Казахстана: в связи с пуском Джамбулской
ГРЭС построены ЛЭП 220 кВ Джамбул-Чимкент и Джамбул- Фрунзе-
Алма-Ата. ОЭС Южного Казахстана получила связь с ОЭС Средней Азии двумя
ЛЭП 220 кВ Ташкент-Чимкент.
Размах строительства электрических сетей, обеспечивших полную электрификацию
народного хозяйства республики характеризуется данными, приведенными
в таблице 3.4.5.
тыс. км
ЛЭП
Протяженность воздушных ЛЭП 0,4-1150 кВ (по цепям)
за 1963-1995 год
Таблица 3.4.5
Годы
1963 1965 1970 1975 1980 1985 1990 1995
0,4 кВ 5,8 37,35 70,50 92,03 110,40 117,70 115,50 115,5
6- 10 кВ 10,2 25,68 67,56 107,50 152,30 183,70 195,90 199,4
35 кВ 5,1 9,65 19,97 34,20 46,80 55,20 61,25 61,5
110 кВ 5,9 7,85 16,45 32,90 31,30 37,46 43,42 42,0
220 кВ 2,3 3,54 5,86 8,20 11,37 15,06 19,23 17,9
500 кВ - 0,17 0,60 1,34 2,83 3,58 4,50 4,8
1150 кВ - - - - - - - 1,4
ВСЕГО 29,3 84,34 178,51 271,5 355,2 412,73439,87 442,5
В настоящее время создание единой энергетической системы (ЕЭ С ) страны
принято в качестве генерального направления развития энергетической базы.
Оценивая важнейшую функцию оперативно-диспетчерского управления
энергетическими системами необходимо отметить как важнейшую веху создание
ОДУ Казахстана специальным постановлением Совета Министров Казахской
ССР.
Широко известные преимущества энергетических систем и их объединения
в ЕЭС приобретают особо большое значение в условиях Казахстана.
136

Совет Министров Казахской ССР
от 15 апреля 1969 года N 224
Алма-Ата, Дом Правительства
О деятельности Министерства энергетики и
электрификации Казахской ССР
9. В целях оперативного руководства объединенными
энергосистемами, регулирования перетока мощности между
ними и обеспечения надежного энергоснабжения потребителей
разрешить Министерству энергетики и электрификации Казахской
ССР организовать объединенное диспетчерское
управление на хозрасчете за счет общей численности производственного
персонала предприятий Министерства.
Председатель
Совета Министров Казахской ССР
Управляющий делами
Совета Министров Казахской ССР
М.БЕЙСЕБАЕВ
А. ТУЛИНОВ
Огромная территория, неравномерное распределение по ней энергетических
ресурсов и, в особенности бедность водными ресурсами богатых минеральным
сырьем районов, создают в ряде случаев неблагоприятные в отношении энергетической
базы условия для размещения объектов вблизи источников минерального сырья.
Исходя та этого, особо важное значение приобретает первое специфическое
для Казахстана преимущество энергосистем и их объединения в ЕЭС - возможность
энергообеспечения предприятий за счет высоковольтных линий электропередачи
при условии сохранения наиболее благоприятного с народнохозяйственной
точки зрения размещения промышленности вблизи источников сырья.
ЕЭ С , охватывающая своими сетями практически всю заселенную часть
территории республики, позволяет наиболее эффективным путем снабжать электроэнергией
и сельское хозяйство. Поэтому, как нигде в других районах страны,
создание энергетических систем оказывает благоприятное влияние на электрификацию
сельского хозяйства. Несмотря на огромную территорию и сравнительно
низкую плотность сельскохозяйственных нагрузок, подавляющую часть
сельских потребителей, как это показали детальные расчеты, выгодно питать
централизованно от сетей энергосистем.
137

Формирование Административно-Диспетчерской
структуры электроэнергетики Казахстана
Совет Министров Казахстана
Союзные министерства
Г азоснабжающий
комитет
Комитет по
нефтепродуктам
Министерство
энергетики и
электрификации
Казахстана
Угольные
компании
Нефтеіазовыі
компании
ОДУ Казахстана
Север Кашхстшіа
(Т%3
Карагандаэнерго 1969 194?
Целшіэнеріо
Кустанайэнерго
1967,
19691
[79621
I Алтайэнерго
1932
Т І969І j Павлодарэнерго
1965
(1981)1
1981 I Экибастузэиерго
іапш) Каіахстшш
Запказэнерго
Атываѵэиесго
1 ІІ990І
196Л
ы Т ж ю Г
|У б„г
• Юг Ктахстшш
! ( ü I...............
і І І990І 1 Алматыэнерго
■ [1995І 1Южказэнерго
■
I
L.
Условные обозначения
I - административное подчинение;
- оперативно-диспетчерское подчинение;
1963 - год организации;
(1963) - год вхождения в структуру (административное подчинение);
[Т963І - год вхождения в структуру (оперативно-диспетчерское подчинение);

Сети ЕЭС республики как бы выравнивают неравномерное распределение
энергетических и водных ресурсов, ставя потребителей независимо от их территориального
расположения в одинаковые в энергетическом отношении условия.
Конечно, это не распространяется на часть энергоемких потребителей, дислокация
которых определяется расположением генерирующих мощностей.
ЕЭС республики позволяет формировать освоение и использование наиболее
выгодных месторождений энергетического топлива с передачей энергии в
дефицитные районы. Следует отметить, что основные месторождения топлива
удачно сочетаются с необходимыми для развития теплоэнергетики водными
ресурсами. Поэтому ЕЭС дает возможность следовать по пути организации
мощных топливно-энергетических комплексов близ угольных месторождений
Экибастуза и Тургая со всеми вытекающими отсюда выгодами.
ЕЭС республики открывает возможности наиболее выгодно использовать
и гидроэнергетические ресурсы востока и юго-востока Казахстана в качестве
общесистемного источника пиковой энергии.
Наконец, ЕЭС позволит организовать рациональный обмен энергией с
энергосистемами соседних республик и районов страны.
Здесь отмечены только специфические для Казахстана преимущества ЕЭС,
не затрагивая хорошо известные общие выгоды: повышение надежности и снижение
необходимой резервной мощности, уменьшение общего максимума нагрузок
за счет различного режима потребления в разных районах и поясной неодновременности
наступления максимумов (в Казахстане она достигает 2 часов 45 минут);
возможность строительства мощных электростанций с крупными агрегатами
и т.д.
Учет при прогнозе и планировании развития энергетической базы Казахстана,
создания и развития ЕЭС диктуется как закономерностями развития, так
и технико-экономической целесообразностью и прямой технической необходимостью.
Следует при этом еще раз подчеркнуть, что все новые энергетические
объекты республики, включая источники топливоснабжения, уже сейчас должны
в обязательном порядке планироваться и проектироваться как звенья будущей
ЕЭС. Простое объединение отдельных электростанций и энергосистем, запроектированных
и построенных без учета их последующего объединения, может
свести на нет весь технико-экономический эффект ЕЭС.
Подводя итоги деятельности многих поколений энергетиков Казахстана,
необходимо подчеркнуть, что в республике создан уникальный парк энергетического
оборудования.
Приведенный в следующем параграфе 3.4.2 перечень оборудования, по годам
его ввода, показывает эволюцию развития отечественной энергетики, в которых
отражены:
• параметры и единичные мощности оборудования;
• география ввода объектов;
• инженерный и промышленный потенциал;
• уровень морального и физического износа.
139

3.4.2 Перечень оборудования на электростанциях
Х а р а к т е р и с т и к а о с н о в н о г о о б о р у д о в а н и я б л о ч н ы х э л е к т р о с т а н ц и й
_______________________________________________________________________________________________________ Т а б л и ц а 3 . 4 . 6
К отлы Турбины Гене раторы
Ст.№ Прои і- Д ав­ Тем­ Тип и Д ав­ Тем­ Тип и Н апобо­
Тип и завод- Год води- ление пера­ Н ар а­ завод- Год М ощ ­ ление пера­ Н ар а­ завод- М ощ­ ряж е­
рудо­ изготови- ввода тель- пара тура ботка изготови- ввода ность пара тура ботка изгото­ ность ние
вания тель ность пара тель пара витель
т/ч кгс/см “с час М Вт кгс/см
2
"С чае М Вт кВ
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16
Ерм аковская ГРЭС
7600 2400 2400
1 П-39-1 1968 950 255 545 158636 К-300-240-1 1973 300 240 540 155641 ТГВ-300 300 20
Пп-950/255 39,5 545 154574 ХТГЗ 35 540 х этм
ПКЗ
2 П-39-1 1969 950 255 545 155725 К-300-240-1 1969 300 240 540 170326 ТГВ-300 300 20
Пп-950/255 39,5 545 154730 ХТГЗ 35 540 х этм
ПКЗ
3 П-39-1 1970 950 255 545 155725 К-300-240-1 1970 300 240 540 169426 ТГВ-300 300 20
Пп-950/255 39,5 545 157635 ХТГЗ 35 540 х эт м
ПКЗ
4 П-39-1 1971 950 255 545 155421 К-300-240-1 1971 300 240 540 165934 ТГВ-300 300 20
Пп-950/255 39,5 545 154816 ХТГЗ 35 540 х этм
ПКЗ
5 П-39-1 1973 950 255 545 141325 К-300-240-1 1973 300 240 540 150522 ГГВ-300 300 20
Пп-950/255 39,5 545 139436 ХТГЗ 35 540 х эт м
ПКЗ
6 П-39-1 1974 950 255 545 143161 К-300-240-1 1974 300 240 540 151869 ГГВ-300 300 20
Пп-950/255 39,5 545 144547 ХТГЗ 35 540 х этм
ПКЗ

7 П-39-1
Пп-950/255
ПКЗ
8 П-39-1
Пп-950/255
ПКЗ
Габлица 3.4.6 (продолжение)
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16
1974 950 255 545 138437 К-300-240-1 1974 300 240 540 149094 ТГВ-300 300 20
39,5 545 137437 ХТГЗ
35 540
ХЭТМ
1 ПК-47-3
Пп-640/140
ПКЗ
2 ПК-47-3
Пп-640/140
ПКЗ
3 ПК-47-3
Пп-640/140
ПКЗ
4 ТГМЕ-206
Е-640/140ГМ
ПКЗ
5 ТГМЕ-206
Е-640/140ГМ
ПКЗ
6 ТГМЕ-206
Е-640/140ГМ
ПКЗ
1 П-57-3
Пп-1650-2-225
ПКЗ
1975 950 255
39,5
545
545
136652
137245
К-300-240-1
ХТГЗ
1975 300 240
35
540
540
145310 ТГВ-300
ХЭТМ
300 20
5Кабылская ГРЭС
3930 1230 1200
1967 640 140 545 166056 К-200-130-1 1967 200 130 540 172654 ТГВ-200 200 15,75
545 166708 лмз
21,3 540
ХЭТМ
1968 640 140 545
545
1969 640 140 545
545
1975 670 140 545
545
1976 670 140 545
545
1976 670 140 545
545
171690
170792
167687
167348
К-200-130-1
лмз
К-200-130-1
ЛМЗ
124389 К-210-130-3
ЛМЗ
123105 Қ-2Ю -130-3
ЛМЗ
117814 К-210-130-3
ЛМЗ
1968 200 130
21,3
1969 200 130
21,3
1975 210 130
21,3
1976 210 130
21,3
1976 210 130
21,3
540
540
540
540
540
540
540
540
540
540
174897 ТГВ-200
х этм
170876 ТГВ-200
х этм
124389 ГГВ-200
х этм
123105 ТГВ-200
х этм
117814 ТГВ-200
х этм
200 15,75
200 15,75
200 15,75
200 15,75
200 15,75
Экибастузская ГРЭС-1
13200 4000 4000
1980 1650 255 545 78441 К-500-240-2 1980 500 240 540 78441 ТГВ-500 500 20
40,7 545
ЛМЗ
37,3 540
х м эз

Таблица 3.4.6 (продолжение)
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16
2 П-57-3 1980 1650 255 545 70990 К-500-240-2 1980 500 240 540 70990 ТГВ-500 500 20
Пп-1650-2-225 40,7 545 ЛМЗ 37,3 540 ХМЭЗ
ПКЗ
3 П-57-3 М 1981 1650 255 545 77913 К-500-240-2 1981 500 240 540 77913 ТГВ-500 500 20
Пп-1650-2-225 40,7 545 ЛМЗ 37,3 540 ХМЭЗ
ПКЗ
4 П-57-3 М ПКЗ 1981 1650 255 545 68103 К-500-240-2 1981 500 240 540 68103 ТГВ-500 500 20
Пп-1650-2-225 40,7 545 ЛМЗ 37,3 540 ХМЭЗ
5 П-57-3 1982 1650 255 545 62847 К-500-240-2 1982 500 240 540 62847 ТВВ-500 500 20
Пп-1650-2-225 40,7 545 ЛМЗ 37,3 540 Электросила
ПКЗ
6 П-57-3 М 1983 1650 255 545 65452 К-500-240-2 1983 500 240 540 65452 ГВВ-500 500 20
Пп-1650-2-225 40,7 545 ЛМЗ 37,3 540 Электросила
ПКЗ
7 П-57-3 М 1983 1650 255 545 64859 К-500-240-2 1983 500 240 540 64859 ТВВ-500 500 20
Пп-1650-2-225 40,7 545 ЛМЗ 37,3 540 Электросила
ПКЗ
8 П-57-3 М 1984 1650 255 545 40403 К-500-240-2 1984 500 240 540 40403 ТВВ-500 500 20
Пп-1650-2-225 40,7 545 ЛМЗ 37,3 540 Электросила
ПКЗ
Экибастузская ГРЭС-2
3300 1000 1000
1 П-57-Р 1990 1650 255 545 19254 К-500-240-2 1990 500 240 540 19254 ТВВ-500 500 20
Пп-1650-2-225 40,7 545 ЛМЗ 37,3 540 Электросила
ПКЗ
2 П-57-Р 1993 1650 255 545 20 К-500-240-2 1993 500 240 540 20 ТВВ-500 500 20
Пп-1650-2-225 40,7 545 ЛМЗ 37,3 540 Электросила
ПКЗ

Характеристика основного оборудования электростанций с поперечными связями
_____________________________________ Таблица 3.4.7
Котлы Турбины Генераторы
Ст.№ Произ- Дав­ Тем­ Тип и Дав­ Тем­ Тип и Напобо­
Тип и завод- Год води- ление пера­ Нара­ завод- Год Мощ­ ление пера­ Нара­ завод- Мощ ряжерудо­
изготови- ввода гель- пара тура ботка изготови- ввода ность пара тура ботка изгото­ ность ние
вания тель ность пара тель пара витель
т/ч кгс/см2 "С час МВт кгс/см2 "С час МВт кВ
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16
1 Б К Э - 5 0 - 3 9 Ф
Б К З
2 Б К Э - 5 0 - 3 9 Ф
Б К З
3 Б К З - 5 0 - 3 9 Ф
4 К - 5 0 - 4 0
Б К З
Б е л К З
1 В П Т В М - 1 0 0
Б и К З
2 В П Т В М - 1 0 0
Б и К З
З В П Т В М - 1 0 0
Б и К З
Акмолинская ТЭЕ -1
2 0 0 2 6 3 0
1 9 6 1 5 0 3 9 4 5 0 1 6 1 4 4 7 Т Р - 4 - 3 5 / 1 , 2 / 1 9 6 1 4 3 5 4 3 5 1 1 6 3 0 8 Т 2 - 6 - 2
/ 0 , 5 , К Т З
1 9 6 2 5 0 3 9 4 5 0 1 7 3 4 1 3 Т Р - 4 - 3 5 / 1 , 2 /
' 0 ,5 , К Т З
1 9 6 3 5 0 3 9 4 5 0 1 7 0 6 4 7 Р - 6 - 3 5 / 1 0
К Т З
1 9 6 7 5 0 3 9 4 5 0 1 0 1 1 2 5 Р - 1 2 - 3 5 / 5
1 9 6 6 1 0 0
Г к а л /ч
1 9 6 7 1 0 0
Г к а л /ч
1 9 6 9 1 0 0
Г к а л / ч
1 0 3 3 6 2
1 0 6 9 7 4
9 8 3 0 4
К Т З
1 9 6 2 4 3 5 4 3 5 1 5 5 3 5 1 Т 2 - 6 - 2
1 9 7 4 6 3 5 4 3 5 6 3 5 0 6 Т 2 - 6 - 2
Э л . с и л а
Л Т Г З
Л Т Г З
1 9 7 2 1 2 3 5 4 3 5 1 3 0 1 0 4 Т 2 - 1 2 - 2
Л Т Г З
6 6 , 3
6 6 ,3
6 6 ,3
1 2 6 , 3
4 В П Т В М - 1 0 0
Д о р о г о б . з - д
5 В П Т В М - 1 0 0
Б е л К З
6 В П Т В М - 1 0 0
Б е л К З
1 9 7 1 1 0 0
Г к а л /ч
1 9 7 3 1 0 0
Г к а л /ч
1 9 7 7 1 0 0
Г к а л /ч
6 0 1 3 5
4 6 4 0 7
3 8 1 3 0

Таблица 3.4.7 (продолжение)
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16
1 БКЗ-420-140-5
БКЗ
2 БКЗ-420-140-5
БКЗ
3 БКЗ-420-140-5
БКЗ
4 БКЗ-420-140-5
БКЗ
5 БКЗ-420-140-5
БКЗ
Акмолинская ТЭІІ -2
2100 240 360
1979 420 140 560 77632 ПТ-80/100- 1979 80 130 555 99473 ТВФ-120-2- 120 10,5
130/13,ЛМЗ
У-3
п/я 5586
1981 420 140 560 72489 ПТ-80/100- 1980 80 130 555 90444 ГВФ-120-2- 120 10,5
130/13,ЛМЗ
У-3
п/я 5586
1983 420 140 560 64121 ПТ-80/100-
130/13, ЛМЗ
1985 420 140 560 44054
1992 420 140 560 5040
1983 80 130 555 75798 ГВФ-120-2-
У-3
п/я 5586
120 10,5
Актюбинская ТЭЦ
1325 73 109
1 Р-6-30/10 1991 6 29 400 18180 Г-12-2УЗ 12 10,5
КТЗ
ЛТГЗ
2 НЗЛ-80
1943 80 35 410 244769 Р-6-30/10 1992 6 29 400 8341 Г-12-2УЗ 12 10,5
НЗЛ
КТЗ
ЛТГЗ
3 НЗЛ-85
1944 85 35 410 263819 Р-14-29/10 1952 14 29 400 331930 Г2-25-2 25 10,5
НЗЛ
ЛМЗ
Эл.сила
4 Риллей-Сгоккер,США
1945 І 10 35 410 265932 Р-22-90/31 1993 22 90 535 96 ТВС-30 30 10,5
ХТГЗ
ХЭТМ
5 Риллей-Стоккер,США
1952 110 35 410 249293 ПТ-25- 1987 25 90 535 46802 ТВС-30 30 10,5
90/10
ХЭТМ
6 ТП-150 ТКЗ 1955 150 35 410 240383 КТЗ
7 ТП-150 ТКЗ 1958 150 35 410 206062

U-277
Таблица 3.4.7 (продолжение)
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16
8 БКЗ-160-
100ГМ, БКЗ
9 БКЗ-160-
100ГМ, БКЗ
10 БКЗ-160-
100ГМ, БКЗ
11 БКЗ-160-
100ГМ, БКЗ
1В ПТВМ-100
БелКЗ
2В КВГМ-100
БелКЗ
ЗВ КВГМ-100
БелКЗ
4В КВГМ-100
БелКЗ
5 В КВГМ-100
БелКЗ
Актюбинская ТЭЦ
1325 73 109
1965 160 100 540 157207
1965 160 100 540 165440
1965
1966
160
160
1981 100
Гкал/ч
1986 100
Гкал/ч
1987 100
Гкал/ч
1987 100
Гкал/ч
1988 100
Гкал/ч
100
100
540
540
163488
171483
9626
16639
18272
16538
15384
Алматынская ГРЭС
1120 173 240
1 БКЗ-160- 1962 160 100 540 166204 Т-41-90 1962 41 90 535 206189 ТВ-60-2 60 6,3
100Ф02 БКЗ ЛМЗ НТГЗ
2 БКЗ-160- 1962 160 100 540 162412 Т-41-90 1962 41 90 535 205116 ТВ-60-2 60 6,3
100Ф02 БКЗ
ЛМЗ
НТГЗ
3 БКЗ-160- 1963 160 100 540 167499 Т-41-90 1964 41 90 535 187993 ТВ-60-2 60 6,3
100Ф02
ЛМЗ
НТГЗ
4 БКЗБКЗ-160-
100Ф02 БКЗ
1964 160 100 540 157819 К-50-90
. ЛМЗ
1965 50 90 535 167463 ТВ-60-2
НТГЗ
60 6,3

Таблица 3.4.7 (продолжение)
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16
5 БКЗ-160- 1965 160 100 540 146731
100Ф02 БКЗ
6 БКЗ-160- 1967 160 100 540 140074
100Ф02 БКЗ
7 БКЗ-160- 1972 160 100 540 2408
100Ф02 БКЗ
Алматынская ТЭЦ-
1035 145 150
7 ЦКТИ-75-39Ф 1957 75 39 450 196386
Брно,ЧССР
8 БКЗ-160-100Ф 1960 160 100 540 202151 Р-25-90/18 1960 25 90 535 193607 ТВС-30 30 6,3
БКЗ ХТГЗ НТГЗ
9 БКЗ-160-100Ф 1961 160 100 540 203242 ПТ-60-90/13 1970 60 90 535 176825 ТВФ-60-2 п/я 60 6,3
БКЗ ЛМЗ В-8762
10 БКЗ-160-100Ф 1969 160 100 540 170753 ПТ-60-90/13 1971 60 90 535 162364 ТВФ-60-2 60 6,3
БКЗ ЛМЗ НТГЗ
11 БКЗ-160-100Ф 1970 160 100 540 169607
БКЗ
12 БКЗ-160-100Ф 1971 160 100 540 167427
БКЗ
13 БКЗ-160-100Ф 1972 160 100 540 156604
БКЗ
1В ПТВМ-100 1966 100 80504
Дорогоб.з-д
Гкал/ч
2В ПТВМ-100 1967 100 89459
зв
Дорогоб.з-д
Гкал/ч
ПТВМ-100 1969 100 74784
Дорогоб.з-д
Гкал/ч
4В ПТВМ-100 1970 100 64893
Дорогоб.з-д
Гкал/ч

Таблица 3.4.7 (продолжение)
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16
5В ПТВМ-100 1976 100 45175
БелКЗ
Гкал/ч
6В ПТВМ-100 1978 100 42901
БелКЗ
Гкал/ч
7В ПТВМ-100 1979 100 42244
БелКЗ
Гкал/ч
А лм ат ы н ская Т Э Ц -2
2940 510 663
1 БКЗ-420- 140-7С, 1980 420 140 560 65754 ПТ-80/100- 1980 80 130 555 90283 ТВФ-120-2, 120 10,5
БКЗ 130/13 ЛМЗ НТГЗ
2 БКЗ-420- 140-7С, 1981 420 140 560 64690 ПТ-80/100- 1981 80 130 555 79039 ТВФ-120-2, 120 10,5
БКЗ 130/13 НТГЗ
ЛМЗ
3 БКЗ-420- 140-7С, 1983 420 140 560 58170 ПТ-80/100- 1982 80 130 555 81787 ТВФ-120-2, 120 10,5
БКЗ 130/13 НТГЗ
лмз
4 БКЗ-420- 140-7С. 1984 420 140 560 48056 Р-50-130/13 1986 50 130 555 9024 ТВФ-63-2 63 10,5
БКЗ ЛМЗ ЛТГЗ
5 БКЗ-420-140-7С, 1985 420 140 560 41116 130 555 38338 ТВФ-120-2, 120 10,5
БКЗ
НТГЗ
6 БКЗ-420-140-7с, 1987 420 140 560 31412 130 555 27094 ТВФ-120-2, 120 10,5
БКЗ
НТГЗ
7 БКЗ-420- 140-7С. 1987 420 140 560 28132
БКЗ

Таблица 3.4.7 (продолжение)
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16
Аркалыкская ТЭЦ
1 БМ-35-39Р
БелКЗ
1963 35 39 450 195500 Р-4/35/3
КТЗ
1963 4 35 435 190851 Т2-4-2
ЛТГЗ
2 БМ-35-39Р 1963 35 39 450 200426 Р-2,5-35/3 1963 2.5 35 435 204751 Т2-2,5-2
БелКЗ
КТЗ
ЛТГЗ
3 БМ-35-39Р 1964 35 39 450 203209
БелКЗ
1В ПТВМ-30 1972 30 32399
Дорогоб. 3-д
Гкал/ч
2В ПТВМ-30 1972 30 27418
Дорогоб. 3-д
Гкал/ч
ЗВ ПТВМ-100 1975 100
52878
БелКЗ
Гкал/ч
4В ПТВМ-100 1977 100
46513
БелКЗ
Гкал/ч
5В
ПТВМ-100
БелКЗ
1984 100
Гкал/ч
24889
4 6,3
2,.5 6,3
1 БКЗ-120-
100ГМ, БКЗ
2 БКЗ-120-
100ГМ, БКЗ
3 БКЗ-160-
100ГМ, БКЗ
4 БКЗ-160-
100ГМ, БКЗ
5 БКЗ-160-
100ГМ, БКЗ
Атырауская ТЭЦ
1640 215 246
1962 120 100 540 89989
1963 120 100 540 85509
1966 160 100 540 114258 ПТ25-90/10
КТЗ
1967 160 100 540 138648 ПТ25-90/10
КТЗ
1968 160 100 540 140916 ПТ60-90/13
ЛМЗ
1966 25 90 535 133941 ТВС-30
ХЭТМ
1967 25 90 535 48747 ТВС-30
хэтм
1969 60 90 535 158110 ТВФ-60-2
НТГЗ
30 6,3
30 6,3
60 6,3

Таблица 3.4.7 (продолжение)
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16
6 БКЗ-160- 1969 160 100 540 138660 ПТ60-90/13 1974 60 90 535 116843 ТВФ-63-2 63 6,3
100ГМ, БКЗ ЛМЗ НТГЗ
7 БКЗ-160- 1970 160 100 540 140380 Т-45/53-90 1976 45 90 535 91036 ТВФ-63-2 63 6,3
100ГМ, БКЗ лмз НТГЗ
8 ТГМЕ-151- 1976 220 100 540 120468
220Е, ТКЗ
9 ТГМЕ-151- 1980 220 100 540 94562
220Е, ТКЗ
10 БКЗ-160-100 БКЗ 1985 160 100 540 51520
Балхашская ТЭЦ
1180 120 140
1 ТКЗ-150 1937 150 34 425 246974 Т-20-29 1937 20 29 400 416453 Т-25-2 25 10,5
ТКЗ лмз Эл.сила
2 ТКЗ-120/150 1937 150 34 425 244200 Т-20-29 1940 20 29 400 382611 Т-25-2 25 10,5
ТКЗ лмз Эл.сила
6 ПК-Юп-2 1963 220 100 540 196244 Р-20-90/31 1963 20 90 535 230111 ТВС-30 30 10,5
ПКЗ ХТГЗ НТГЗ
7 ПК-10п-2 1963 220 100 540 196300 ПТ-60-90/13 1963 60 90 535 218682 ТВ-60-2 60 10,5
ПКЗ ЛМЗ НТГЗ
8 ПК-Юп-2 1963 220 100 540 191055
ПКЗ
9 ПК-Юп-2 1964 220 100 540 182355
ПКЗ
Ж амбылская ТЭЦ-4
570 60 60
1 БК3190-100ГМ, 1963 190 100 540 193780 ПТ-30-90/10 1963 30 90 535 194634 ТВС-30 30 6,3
БКЗ УТМЗ НТГЗ
2 БК3190-100ГМ, 1963 190 100 540 190330 ПТ-30-90/10 1963 30 90 353 2 12 12 1 ТВС-30 30 6,3
БКЗ УТМЗ НТГЗ

Таблица 3.4.7 (продолжение)
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16
3 БК3190-100ГМ, 1963 190 100 540 181388
БКЗ
1В ПТВМ-100 1974 100 55358
БелКЗ
Гкал/ч
2В ПТВМ-100 1978 100 46124
БелКЗ
Гкал/ч
ЗВ КВГМ-100 1983 100 36255
Цорогоб.з-д
Гкал/ч
4В КВГМ-100 1987 100 13398
Дорогоб.з-д
Гкал/ч
Ж езказганская Т Э І
1760 177 200
4 ТП-10 1959 220 100 540 258240 Р-25-90/13 1959 25 90 535 236865 ТВС-30 30 6,3
ТКЗ ХТГЗ НТГЗ
5
1960 220 100 540 188880 Т-42-90 1960 42 90 535 242423 ТВ-50-2 50 6,3
ТП-10
JIM3
Эл.сила
ТКЗ
6
1960 220 100 540 183610 ПТ-50-90/13 1963 50 90 535 213305 ГВ-60-2 60 6,3
ГП-10 ЛМЗ НТГЗ
7 ТКЗ 1962 '220 100 540 160475 ПТ-60-90/13 1969 60 90 535 214361 ТВ-60-2 '60 6,3
ГП-10 ЛМЗ НТГЗ
8 ТКЗ 1970 220 100 540 131758
9
ГП-13/Б
ТКЗ
1971 220 100 540 128628
10 ГП-13Б 1981 220 100 540 73193
ТКЗ
И БКЗ-220-100 1993 220 100 540 305
БКЗ
БКЗ-220-100-9
БКЗ

Таблица 3.4.7 (продолжение)
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 '5 16
Карагандинская ГРЭС-1
990 151 238
1 ТКП-7 1942 150 32 410 291284 Р-18-29/2 1942 18 29 400 385679 Т-2-25-2 25 6,3
ТКЗ ЛМЗ Эл.сила
2 ГО-2 1946 150 32 410 282555
ТКЗ
4 Р-12-90/8/ 1973 12 90 500 114264 Т2-12-2 12 6,3
/18М, ЛМЗ
ЛТГЗ
6 Р-12-90/ 1974 12 90 500 101135 Т-2-12-2 12 6,3
/18М, ЛМЗ
ЛТГЗ
7 Р-25-90/8-13 1989 25 90 500 3454 ТВФ-63 63 10,5
ЛМЗ
ЛТГЗ
8 Т-42-90/2 1991 42 90 500 9278 ТВФ-63-2ТЭ 63 10,5
ЛМЗ
Эл.сила
ТВФ-63-2ТЭ
9 ПК-ЮМ 1955 230 100 510 207891 Т-42-90/2 1993 42 90 500 3305 Эл.сила 63 10,5
ПКЗ
ЛМЗ
10 ПК-ЮМ ПКЗ 1955 230 100 510 213704
И ПК-ЮМ ПКЗ 1956 230 100 510 222512
Карагандинская ГРЭС-2
3520 608 660
1 ПК-Юп-2 1962 220 100 540 210475
ПКЗ
2 ПК-Юп-2 1962 220 100 540 209491 К-50-90 1962 50 90 535 240951 ТВ-60-2 60 6,15
ПКЗ ЛМЗ НТГЗ
3 ПК-Юп-2 1962 220 100 540 187486 К-100-90 1963 100 90 535 235241 ТВФ-100-2, 100 10,5
ПКЗ ЛМЗ НТГЗ
4 ПК-Юп-2 1962 220 100 540 208875 К -100-90 1963 100 90 535 236597 ТВФ-100-2, 100 10,5
ПКЗ ЛМЗ НТГЗ

5 П К - Ю п - 2
П К З
6 П К - Ю п - 2
П К З
7 П К - Ю п - 2
П К З
8 П К - Ю п - 2
П К З
9 П К - Ю п - 2
П К З
1 0 П К - Ю п - 2
П К З
11 П К - Ю п - 2
П К З
1 2 П К - Ю п - 2
П К З
1 3 П К - Ю п - 2
П К З
1 4 П К - Ю п - 2
П К З
15 П К - Ю п - 2
П К З
1 6 П К - 1 4 - 3
1 9 6 3 2 2 0 1 0 0 5 4 0 2 0 8 3 5 4 К - 1 0 0 - 9 0
Л М З
1 9 6 3 2 2 0 1 0 0 5 4 0 2 1 0 2 2 0 Т - 8 6 - 9 0 / 2 , 5
Л М З
1 9 6 4 2 2 0 1 0 0 5 4 0 1 9 2 7 6 1 Т - 8 6 - 9 0 / 2 , 5
Л М З
1 9 6 4 2 2 0 1 0 0 5 4 0 1 9 2 5 1 3 Т - 8 6 - 9 0 / 2 , 5
Л М З
1 9 6 5 2 2 0 1 0 0 5 4 0 1 8 5 8 6 4
1 9 6 5 2 2 0 1 0 0 5 4 0 1 9 0 4 6 4
1 9 6 6 2 2 0 1 0 0 5 4 0 1 8 8 5 6 6 .. ?
1 9 6 6 2 2 0 1 0 0 5 4 0 1 9 0 8 4 7
й
1 9 6 7 2 2 0 1 0 0 5 4 0 1 8 0 6 0 6
1 9 6 7 2 2 0 1 0 0 5 4 0 2 8 0 9 9 8
1 9 6 7 2 2 0 1 0 0 5 4 0 1 7 6 8 2 0
1 9 8 3 2 2 0 1 0 0 5 4 0 6 2 7 2 9
Таблица 3.4.7 (продолжение)
1 9 6 4 1 0 0 9 0 5 3 5 2 2 3 2 8 3 Т В Ф - 1 0 0 -
2 , Э л . с и л а
1 0 0 1 0 ,5
1 9 6 5 8 6 9 0 5 3 5 2 2 1 1 6 3 Т В Ф - 1 0 0 - 2 , 1 0 0 1 0 ,5
Н Т Г З
1 9 6 5 8 6 9 0 5 3 5 2 2 1 3 9 1 Т В Ф - 1 0 0 - 2 , 1 0 0 1 0 ,5
Н Т Г З
1 9 6 7 8 6 9 0 5 3 5 2 1 3 7 6 7 Т В Ф - 1 0 0 - 2 , 1 0 0 1 0 ,5
Н Т Г З
П К З
Карагандинская ТЭЦ-1
3 0 0 3 2 3 6
1 Б К З - 5 0 - Э 9 Ф
1 9 6 0 5 0 3 9 4 5 0 1 4 9 1 5 0 П Т Р - 8 - 3 5 / 5 /
1 9 6 0 8 3 5 4 3 5 1 6 6 1 8 0 Т - 2 - 1 2 - 2
1 2 6 , 3
Б К З
/ 0 ,5 , Б р я н с к
Х Э М З
2 Б К З - 5 0 - 3 9 Ф
1 9 6 0 5 0 3 9 4 5 0 1 6 0 1 7 8 П Р - 6 - 1
1 9 6 2 6 3 5 4 3 5 1 3 2 7 7 4 Т - 2 - 6 - 2
6 6 , 3
Б К З
К Т З
Л Т Г З

Таблица 3.4.7 (продолжение)
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16
3 БКЭ-50-39Ф 1962 50 39 450 136401 ПР-6-1 1962 6 35 435 128672 Т-2-6-2 16 6,3
БКЗ КТЗ ЛТГЗ
4 БКЭ-50-39Ф 1963 50 39 450 131491 ПР-6-1 1966 6 35 435 123918 Т-2-6-2 6 6,3
БКЗ КТЗ ЛТГЗ
5 БКЗ-50-Э9Ф 1963 50 39 450 146576 ПР-6-1 1966 6 35 435 130776 Т-2-6-2 6 6,3
БКЗ КТЗ ЛТГЗ
6 БКЭ-50-39Ф 1964 50 39 450 120012
БКЗ
1В ПТВМ-100 1967 100 53546
БиКЗ
Гкал/ч
2В ПТВМ-100 1968 100 54606
БиКЗ
Гкал/ч
ЗВ ПТВМ-100 1969 100 47974
БиКЗ
Гкал/ч
Карагандинская ТЭЦ -2
2520 435 505
1 ТП-81 1973 420 140 560 79580 Т-100-130 1974 100 130 555 132231 ТВФ-100-2, 100 10,5
ТКЗ УМТЗ НТГЗ
2 ГП-81 1973 420 140 560 95195 Г-100/120- 1974 100 130 555 139833 ТВФ-100-2, 120 10,5
ТКЗ 130, УМТЗ НТГЗ
3 ТП-81 1974 420 140 560 96564 Т-100/120- 1975 100 130 555 128141 ТВФ-100-2, 120 10,5
ТКЗ 130, УМТЗ НТГЗ
4 ГП-81 1976 420 140 560 94470 ПТ-135/165- 1982 135 130 555 78047 ТВВ- 165-2- 165 10,5
ТКЗ 130/15,УМТЗ УЗ, НТГЗ
5 ТП-81 1982 420 140 560 60786
ТКЗ
6 ГП-81 1982 420 140 560 62364
ТКЗ
ЗВ ПТВМ-100 1972 100 4935
Дорогоб.з-д
Г кал/ч

Таблица 3.4.7 (продолжение)
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16
4В КВГМ-100 1978 100 5705
БелКЗ
Гкал/ч
5В КВГМ-100 1978 100 3986
БелКЗ
Гкал/ч
6В КВГМ-100 1982 100 6014
БелКЗ
Гкал/ч
7В КВГМ-100 1982 100 7779
БелКЗ
Гкал/ч
Карагандинская ТЭЦ -3
2940 440 480
1 БКЗ-420-140-6 1977 420 140 560 92483 Т-110/120- 1977 110 130 540 112931 ГВФ-120- 120 10,5
БКЗ 130/3, 2УЗ,
УТМЗ
НТГЗ
2 БКЗ-420-140-6 1977 420 140 560 89362 Т-110/ 120- 1977 110 130 540 114346 ТВФ-120- 120 10,5
БКЗ 130/3, 2УЗ,
УТМЗ
НТГЗ
3 БКЗ-420-140-6 1978 420 140 560 90186 Г-1 10/ 120- 1978 110 130 540 107689 ГВФ-120- 120 10,5
БКЗ 130/3 УТМЗ 2УЗ, НТГЗ
4 БКЗ-420-140-6 1980 420 140 560 78629 Т-110/120- 1990 110 130 540 20762 ГВФ-120- 120 10,5
БКЗ 130-5 УТМЗ 2УЗ, НТГЗ
5 БКЗ-420-140-6 1987 420 140 560 31829
БКЗ
6 БКЗ-420-140-6 1989 420 140 560 17937
БКЗ
7 БКЗ-420-140-6 1994 420 140 560
БКЗ

Таблица 3.4.7 (продолжение)
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16
Каражалская ТЭЦ
150
1 БКЭ-50-39Ф 1960 50 20 350 87583
БКЗ
2 БКЭ-50-39Ф 1962 50 20 350 80617
БКЗ
3 БКЗ-50-Э9Ф 1963 50 20 350 36809
БКЗ
Кентауская ТЭЦ-5
310 16 30
3 ПР-5-35/10/ 1959 3 35 435 187775 Т2-12-2 12 6,3
/1,2 Брян. з-д хэмз
4 ГП-30 ТКЗ 1951 30 22 375 77556 П-5-35/5,5 1952 5 35 435 222433 73-76 6 6,3
Де-Лавель
Де-Лавель
Швеция
5 ТГТ-35 ТКЗ 1952 35 43 440 252757
6 ТП-35 ТКЗ 1953 35 43 440 257865 П-8-35/0,58 1955 8 35 435 207241 ЧИ-5674/2 12 6,3
Брно,ЧССР
ф.Шкода
7 ТП-35-у ТКЗ 1953 35 43 440 252209
8 ТП-35-у ТКЗ 1955 35 43 440 226884
9 ТП-35-у ТКЗ 1955 35 43 440 219288
10 ТП-35-у ТКЗ 1956 35 43 440 219178
11 ТП-35-у ТКЗ 1957 35 43 440 209398
12 ТП-35-у 1958 35 43 440 212076
ТКЗ
1В ПТВМ-50 1973 50 6061
Дорогоб. з-д
Гкал/ч

Таблица 3.4.7 (продолжение)
1 2 . 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16
Костанайская ТЭЦ
1 БМ-35-39Р
БелКЗ
2 БМ-35-39Р
БелКЗ
210 12
1961 35 39 450 168510 Р-6-35/5
КТЗ
1964 35 39 450 171368 П-6-35/5
НЗЛ
4 ТП-65 ТКЗ 1958 65 39 450 191731
5 BK3-75-39PM 1974 75 39 450 110341
БКЗ
1В ПТВМ-50-1 1968 50 63848
з-д “Вулкан” Гкал/ч
2В ПТВМ-50-1 1969 50 64593
з-д “Вулкан” Гкал/ч
ЗВ ПТВМ-50-1 1970 50 76418
з-д “Вулкан” Гкал/ч
4В ПТВМ-100 1977 50
53696
БелКЗ
Гкал/ч
5В
ПТВМ-100
БелКЗ
1 ПК-20-2
ПКЗ
2 ПК-20-2
ПКЗ
3 ПК-20-2
ПКЗ
1980 50
Гкал/ч
51462
1961 6 35 435 227436 Т2-6-2
ЛТГЗ
1967 6 35 435 234907 Т2-6-2
ф. Саксенверке,
ГДР
Кзыл -Ординская ТЭЦ-6
1270 146 195
1964 110 100 540 126546
1964 110 100 540 137757 ПТ-12-90/10
КТЗ
1965 110 100 540 130218 ПТ-25-90/10
КТЗ
1964 12 90 535 152604 Т-2-12-2
хэм з
1967 25 90 535 135665 ТВС-30-2
ЛТГЗ
6 6,3
6 6,3
12 6,3
30 6,3

Таблица 3.4.7 (продолжение)
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16
4 ПК-20-2 1967 110 100 540 109758 ПТ-25-90/10 1968 25 90 535 131609 ТВС-30-2 30 6,3
ПКЗ КТЗ ЛТГЗ
5 ПК-20-2 1968 110 100 540 102862 Т-42/50-90-3, 1974 42 90 535 71642 ТВФ-60-2 60 6,3
ПКЗ ЛМЗ НТГЗ
6 БКЗ-180-100-4 1975 180 100 540 72912 Т-42/50-90-3, 1976 42 90 535 97776 ТВФ-63-2 63 6,3
БКЗ ЛМЗ НТГЗ
7 БКЗ-180-100-4 1976 180 100 540 72462
БКЗ
8 БКЗ-180-100-4 1977 180 100 540 69802
БКЗ
9 БКЗ-180-100-4 1989 180 100 540 25744
БКЗ
Лениногорская ТЭЦ
565 47 48
1 ЦКТИ-75-39 1956 75/80 40 450 156658
Брно.ЧССР
2 ЦКТИ-75-39 1956 75/80 40 450 148752
Брно.ЧССР
3 ЦКТИ-75-39 1957 75/80 40 450 160420 Т-12-35 1957 12 35 435 195328 ТВФ-12-2 12 6,3
Брно,ЧССР ЧССР НТГЗ
4 ПК-19-2 1958 110/120 101 540 147589 Р-5-90/31 1958 5 90 535 126495 Г2-6-2 6 6,3
ПКЗ УТМЗ Эл.сила
5 ПК-19-2 1959 110/120 101 540 155068 ПТ-30-90/10 1958 30 90 535 186966 ТВС-30 30 6,3
ПКЗ УТМЗ НТГЗ
6 ПК-19-2 1971 120 101 540 101552
ПКЗ
7 ПТВМ-100 1980 100 5165
БКЗ
Гкал/ч

Таблица 3.4.7 (продолжение)
1 2 3 4 . 5 О 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16
Павлодарская ТЭЦ-1
3160 350 420
1 БКЗ-320-140-1 1964 320 140 560 169518 ПТ-65/75- 1989 60 130 555 33325 ТВФ-60-2 60 10,5
БКЗ 130/13,ЛМЗ НТГЗ
2 БКЗ-320-140-1 1964 320 140 560 174219 ПТ-65/75- 1993 60 130 555 555 ТВФ-60-2 60 10,5
БКЗ 130/13,Л М3 НТГЗ
3 БКЗ-420-140-1 1965 420 140 560 161348 Р-50-130/13 1991 50 130 555 18756 ТВФ-60-2 60 10,5
БКЗ ЛМЗ НТГЗ
4 БКЗ-420-140-1 1965 420 140 560 172097 Т-50-130/13 1967 50 130 555 212116 ТВФ-60-2 60 10,5
БКЗ ЛМЗ НТГЗ
5 БКЗ-420-140-3 1969 420 140 560 163951 Т-50-130 1969 50 130 555 184214 ГВФ-60-2 60 10,5
БКЗ УТМЗ НТГЗ ■
6 БКЗ-420-140-3 1975 420 140 560 109830 ПТ-80/100- 1982 80 130 555 82330 ТВФ-120-2У- 120 10,5
БКЗ 130/13,ЛМЗ 3, НТГЗ
7 БКЗ-420-140-5 1983 420 140 560 64886
БКЗ
8 БКЗ-420-140-5 1989 420 140 560 19877
БКЗ
Павлодарская ТЭЦ-2
950 110 110
1 БКЗ-160-100Ф 1961 190 100 540 171703 ПР-25-90/10 1961 25 90 535 216393 ТВС-30 30 10,5
(М), БКЗ /1,2, УТМЗ НТГЗ
2 БКЗ-160-100Ф 1961 190 100 540 181024 ПР-25-90/10 1961 25 90 535 221151 ТВС-30 30 10,5
(М), БКЗ /1,2, УТМЗ НТГЗ
3 БКЗ-160-100Ф 1962 190 100 540 173665 ПТ-60-90/13 1963 60 90 535 213638 ТВ-60-2 60 10,5
(М), БКЗ ЛМЗ НТГЗ
4 БКЗ-160-100Ф 1963 190 100 540 175065
(М), БКЗ
5 БКЗ-160-100Ф 1969 190 100 540 137438
(М), БКЗ

Таблица 3.4.7 (продолжение)
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16
1В ПТВМ-50 1969 50 4468
2В
з-д “Вулкан”
ПТВМ-50
з-д “Вулкан”
1969
Гкал/ч
50
Гкал/ч
5126
Павлодарская ТЭЦ-3
2520 440 483
1 БКЗ-420-140
БКЗ
2 БКЗ-420-140
БКЗ
3 БКЗ-420-140
БКЗ
4 БКЗ-420-140
БКЗ
5 БКЗ-420-140
БКЗ
6 БКЗ-420-140
БКЗ
1В ПТВМ-100
БелКЗ
2В ПТВМ-100
БелКЗ
1 ГП-46/А .
ТКЗ
1972 420 140 560 104207
1972 420 140 560 114724 ПТ-60-130/
13,
Брно.ЧССР
1973 420 140 560 106245 Р-50-130/13
ЛМЗ
1975 420 140 560 91879 Г-100/ 120-
130/3 УТМЗ
1976 420 140 560 96464 Т-100/120-
ІЗО/ЗУТМЗ
1977 420 140 560 92254 Т-100/120-
ІЗО/ЗУТМЗ
1978 100
2966
Гкал/ч
1979 100
1119
Гкал/ч
1972 60 130 555 108403 Ц-1500-82//2
ЧССР
1973 50 130 555 102347 ГВФ-63-2
НТГЗ
1975 НО 130 555 118207 ГВФ-120-2,
НТГЗ
1976 110 130 555 122344 ГВФ-120-2,
НТГЗ
1977 110 130 555 105506 ТВФ-120-2,
НТГЗ
Петропавловская ТЭЦ-2
2640 380 480
1961 220 100 540 209575 Т-42-90/1,2
ЛМЗ
1961 42 90 535 247164 ТВ-60-2
НТГЗ
60 6
63 6,5
120 10,5
120 10,5
120 10,5
60 10,5

Таблица 3.4.7 (продолжение)
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16
2 ТП-46/А 1962 220 100 540 216566 ПТ-60-90/13 1962 60 90 535 226220 ТВ-60-2 60 10,5
ТКЗ
ЛМЗ
НТГЗ
3 ТП-46/А 1962 220 100 540 207595 ПТ-60-90/13 1963 60 90 535 228463 ТВ-60-2 60 10,5
ТКЗ
ЛМЗ
НТГЗ
4 ТП-46/А 1963 220 100 540 209951 Р-33-90/1,3 1964 33 90 535 201270 686378-2 50 10,5
ТКЗ
Шкода
ЧССР
5 ТП-46/А 1964 220 100 540 200125 Р-33-90/1,3 1965 33 90 535 188551 686378-2 50 10,5
ТКЗ
Шкода
ЧССР
6 БКЗ-220-100-4 1982 220 100 540 69164 Т-76-90/2,3 1967 76 90 535 212044 ТВФ-100-2, 100 10,5
БКЗ
ЛМЗ
Эл.сила
7 БКЗ-220-100-4
БКЗ
1983 220 100 540 69715 1969 76 90 535 202252 ТВ-100-2
НТГЗ
100 10,5
8 БКЗ-220-100Ф
БКЗ
9 БКЗ-220-100Ф
БКЗ
10 БКЗ-220-100Ф
БКЗ
11 БКЗ-220-ІООФ
БКЗ
12 БКЗ-220- ІООФ
БКЗ
1В КВГМ-100
Дорогоб. 3-д
2В
ЗВ
4В
КВГМ-100
Дорогоб. 3-д
КВГМ-100
Дорогоб. 3-д
КВГМ-100
Дорогоб. 3-д
1967 220 100 540 164366
1968 220 100 540 164171
1969 220 100 540 153938
1970 220 100 540 151001
1974 220 100 540 128161
1977 100
Гкал/ч
1978 100
Г кал/ч
1979 100
Гкал/ч
1986 100
Гкал/ч
12740
15043
12646
8622

Таблица 3.4.7 (продолжение)
1 2 3 4 5 6 7 8 9 1 0 I I 1 2 1 3 1 4 1 5 1 6
р ѵдненскан ТЭЦ
1000 123 156
1 ТП-170 1961 190 100 510 200589 Р-42-90/1,4 1961 42 90 500 210829 ТЭВ-63-2УЗ 63 6,3
ТКЗ
Брянск, з-д
Эл.сила
2 ТП-170
1961 190 100 510 186904 Г-50/25-90 1962 50 90 500 223229 ГЭВ-63-2УЗ 63 6,3
ТКЗ
Брянск, з-д
Эл.сила
3 БКЗ-180-100Ф 1963 180 100 510 181037 ПР-31-90/10 1964 31 90 500 192176 ТВС-30-2 30 6,3
БКЗ
'0,9, УТМЗ
ХЭТМ
4 БКЗ-220- 100Ф 1981 220 100 510 81854
БКЗ
5 БКЗ-220-100-4 1994 220 100 510
БКЗ
IB ПТВМ-100 1964 100
69957
БиКЗ
Гкал/ч
2В ПТВМ-100
БиКЗ
1965 100
Гкал/ч
70051
ЗВ
ПТВМ-100
Дорогоб. з-д
1966 100
Гкал/ч
71104
4В ПТВМ-100 1971 100 52935
5В
Дорогоб. з-д
ПТВМ-100
БелКЗ
1976
Гкал/ч
100
Гкал/ч
52382
Семипалатинская ТЭЦ-1
340 6 6
1 Барабан.водотр
убный НЗЛ
2 Барабан.водотр
убный НЗЛ
3 Барабан.водотр
убный НЗЛ
1934 40 10 375 357591
1934
1934
40
40
10
10
375
375
359538
343368 Т-6-35 Невский
завод
1959 6 35 435 257007 Т2-6-2 ф.
Саксенв.
6 6,3

Таблица 3.4.7 (продолжение)
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16
4 ТП-35-У ТКЗ 1959 35 44 450 201544
5 ТП-35-У ТКЗ 1959 35 44 450 210065
6 БКЗ-75-39ФБ 1981 75 44 440 68021
БКЗ
7 БКЗ-75-Э9ФБ 1986 75 44 440 39735
БКЗ
1В ПТВМ-50 1972 50 40004
Дорогоб. з-д
Гкал/ч
2В ПТВМ-50 1973 50 36221
Дорогоб. 3;Д
Гкал/ч
Семипалатинская ТЭЦ-2
110 *
1 ТС-20Ф 1961 20 22 375 82859
Бергман-
Борзик, Герм.
2 ТС-20-39М 1961 20 21 375 187701
ТКЗ
3 ГС-20-39М 1962 20 21 375 205591
ТКЗ
4 КЕ-25-14 1983 25 14 198 29528
БиКЗ
5 КЕ-25-14 1983 25 14 198 23752
БиКЗ
Согринская ТЭЦ
640 50 60
1 БКЗ-160- 1961 160 100 540 155996 ПТ-25-90/10 1961 25 90 535 195268 ТВС-30 30 10,5
100ФБ, БКЗ УТМЗ НТГЗ
2 БКЗ-160- 1962 160 100 540 154259 ПТ-25-90/10 1962 25 90 535 209785 ТВС-30 30 10,5
100ФБ, БКЗ УТМЗ НТГЗ

Таблица 3.4.7 (продолжение)
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16
3 БКЗ-160-
100ФБ, БКЗ
4 Е-160-14
БКЗ
1966 160 100 540 152632
1987 160 14 300 7393
2 ф.Ярроу 1944 13 22 385 239403
3 ф.Ярроу 1946 13 22 385 238502
4 ф.Ярроу 1950 13 22 385 234417
БКЗ
39
Текелийский энергокомбинат
ТЭЦ-1
ТЭЦ-2
225 24
1 БКЗ-75-39ФБ 1959 75 39 445 167632 Т-12-35 1959 12 35 435 Т2-12-2 12 6,3
БКЗ
Брянск, з-д
ХЭТМЗ
2
1960 75 39 445 163579 К-12-35 1960 12 35 435 Т2-12-1
12 6,3
БКЗ-75-39ФБ
Брянск, з-д
ХЭТМЗ
3
БКЗ
1962 75 39 445 163078
БКЗ-75-39ФБ
1 БКЗ-75-39ФБ
БКЗ
2 БКЭ-75-39ФБ
БКЗ
3 БКЗ-75-39ФБ
БКЗ
4 БКЭ-75-39ФБ
БКЗ
Тентекская ТЭЦ
450 18 18
1964 75 40 440 119898 ПР-6-35/5
КТЗ
1964 75 40 440 95644 ПР-6-35/5
КТЗ
1965 75 40 440 112572 ПР-6-35/5
КТЗ
1972 75 40 440 82217
•
1964 6 35 435 135272 ТГТ2-6-2
ЛТГЗ
1965 6 35 435 131723 ГГТ2-6-2
ЛТГЗ
1965 6 35 435 140123 ГГТ2-6-2
ЛТГЗ
6 6,3
6 6,3
6 6,3

Таблица 3.4.7 (продолжение)
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16
5 БКЭ-75-39ФБ 1985 75 40 440 35992
БКЗ
6 БКЗ-75-39ФБ 1989 75 40 440 21195
БКЗ
1В 1978 100 20142
Гкал/ч
Уральская ТЭЦ
375 18 24
1 БКЗ-75-Э9ГМ 1960 75 39 450 224180 ПР-10/35/10 1960 10 35 435 229876 Т2-12-2 12 10,5
БКЗ /1,2 Брянск.з-д ХЭТМ
2 БКЗ-75-39ГМ 1961 75 39 450 194475 ПТ-8-35 1969 8 35 435 190829 Г2-12-2 12 10,5
БКЗ /ЮМ, КТЗ ХЭТМ
3 БКЗ-75-Э9ГМ 1961 75 39 450 194351
БКЗ
4 БКЭ-75-39ГМ 1966 75 39 450 168417
БКЗ
5 БКЗ-75-39ГМ 1967 75 39 450 157151
БКЗ
1В ПТВМ-100 1973 100 59603
БелКЗ
Гкал/ч
2В ПТВМ-100 1975 100 55279
БелКЗ
Гкал/ч
ЗВ ПТВМ-100 1978 100 41731
БелКЗ
Гкал/ч
4В ПТВМ-100 1981 100 40394
БелКЗ
Гкал/ч
5В КВГМ-100 1987 100 21711
БелКЗ
Гкал/ч
6В КВГМ-100 1992 100 4078
БелКЗ
Гкал/ч

Таблица 3.4.7 (продолжение)
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 1 2 1 3 1 4 15 1 6
Усть-Каменогорская ТЭЦ
2230 241,5 314
4 Р-3,5-29/7
КТЗ
5 ЦКТИ-75-39Ф2 1952 75 39 435 155151 Р-9-29 Англия
БКЗ
ф.Метро-
Виккерс,
6 ЦКТИ-75-39Ф2. 1952 75 39 435 156151 Р-8-29/7
БКЗ
з-д Кирова
7 ЦКТИ-75-39Ф2. 1953 75 39 435 148994 Р-8-29/7
БКЗ
з-д Кирова
8 ЦКТИ-75-39Ф2, 1956 75 39 435 132507 Р-25-29/1,2
БКЗ
УМТЗ
9 ЦКТИ-75-39Ф2,
БКЗ
10 ЦКТИ-75-39Ф2,
БКЗ
11 БКЗ-320-140-2
БКЗ
12 БКЗ-320-140-2
БКЗ
13 БКЗ-320-140-2
БКЗ
14 БКЗ-320-140-2
БКЗ
15 ТПЕ-430А
Е-500-13,8-560
КТ
1957 75 39 435 131278 Р-38-130/34
УТМЗ
1957 75 39 435 133485 Т-50-130
УТМЗ
1966 320 140 555 161527 Т-100-130
УТМЗ
1967 320 140 555 156348
1970
1970
1991
320
320
500
140
140
140
555
555
555
142092
132796
8355
1959 3,5 29 400 114577 Т2-6-2
ЛТГЗ
1951 9 29 400 191490 ф.Метро-
Виккерс
Англия
1951 8 29 400 253009 Г2- 12-2
Эл.сила
1952 8 29 400 249514 Г2- 12-2
Эл.сила
1954 25 29 400 194306 ТГВ-25
ХТГЗ
1967 38 130 550 185813 ТВФ-60-2
Эл.сила
1966 50 130 550 161664 ТВФ-60-2
НТГЗ
1970 100 130 550 150420 ТВФ-120-
2, НТГЗ
6 6,3
19,04 10,5
12 6,3
12 10,5
25 10,5
60 10,5
60 6,3
120 10,5

Таблица 3.4.7 (продолжение)
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16
Ш имкентская ТЭЦ-1
449 30 30
1 3-х барабан.
“Стерлинг”
Англия
2 3-х барабан.
“Стерлинг”
Англия
3 А-80 ф.Ла-
Монт,Швец.
4 А-80 ф.Даркаус,
Швеция
5 А-80 ф.Даркаус,
Швеция
6 БКЗ-75-39ФБ
БКЗ
7 БКЭ-75-39ФБ
БКЗ
1В ПТВМ-100
БелКЗ
2В ПТВМ-100
БелКЗ
1 НЗЛ-450-22п2
НЗЛ
1944 32 25 370 151291
1944 32 25 370 137377 ПР-12-35/10
/1,2
Брянск, з-д
1955 80 40 440 202143 П-6-35/5/0,3
ф.Шкода,
ЧССР
1957 80 40 440 198890 Р-6-35/10
КТЗ
1960 75 40 440 179263 ПР-6-35/15 /5.
КТЗ
1963 75/100 40 440 199376
1964 75/100 40 440 198639
1974 100
Гкал/ч
1981 100
Гкал/ч
41464
23063
Ш имкентская ТЭЦ-2
168/190 12
1944 28/35 22 •350 134708
1959 12 35 435 175611 Т1-12-2
хэтз
1935 6 35 435 187358 ф.Шкода
ЧССР
1963 6 35 435 228112 Т2-6-2
ЛТГЗ
1964 6 35 435 228789 Т2-6-2
ЛТГЗ
12 6,3
6 6,3
6 6,3
6 6,3

Таблица 3.4.7 (продолжение)
I 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16
2 ТП-30
1951 30/35 22 375 99942
ТКЗ
3 ТП-35
1953 35/40 40 450 242522
ТКЗ
4 ТП-35
1954 35/40 40 450 230768 ПР-6-35/5 1953 6 35 435 299307 Т2-6-12
6 6,3
ТКЗ
НЗЛ
ЛЭПО
5 ТП-35
1954 35/40 40 450 263947 ПР-6-35/5 1953 6 35 435 274469 Г2-6-12
6 6,3
ТКЗ
НЗЛ
ЛЭПО
Ш имкентская ТЭЦ-3
1500 160 320
1 ТГМЕ-464
ТКЗ
1981 500 140 560 59776 ПТ-80/100-
130/13,л м з
2 ТГМЕ-464 1983 500 140 560 57767 ПТ-80/100-
ТКЗ
130/13,ЛМЗ
3 ТГМЕ-464 1984 500 140 560 51163
ТКЗ
1В КВГМ-100 1981 100
Дорогоб. з-д
Гкал/ч
2В КВГМ-100 1981 100
Дорогоб. з-д
Гкал/ч
1981 80/
100
1983 80/
100
130 535 60658 ТВФ-120-2,
НТГЗ
130 535 65437 ГВФ-120-2,
НТГЗ
Экибастузская ТЭЦ
575 12 12
1 БКЗ-50-39Ф
БКЗ
1956 50 39 440 159839 Т-6-35
НЗЛ
2 БКЗ-50-39Ф 1957 50 39 440 140993 Г-6-35
БКЗ
НЗЛ
3 БКЭ-50-39Ф 1958 50 39 440 117839
4 БКЗ
1959 50 39 440 117538
ЦКТИ-50-39Ф,
БКЗ
1956 6 35 435 192533 Т2-6-2Сак
сенв., ГДР
1957 6 35 435 182088 Г2-6-2Сак
сенв., ГДР
120 10,5
120 10,5
6 6,3
6 6,3

Таблица 3.4.7 (продолжение)
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16
5 БКЭ-75-39Ф
БКЗ
6 БКЗ-75-39Ф
БКЗ
7 БКЗ-75-Э9Ф
БКЗ
8 БКЗ-75-39Ф
БКЗ
9 БКЭ-75-39Ф
БКЗ
10 КВГМ-100
Дорогоб. з-д
11 КВТК-100
БКЗ
12 КВТК-100
БКЗ
13 КВТК-100
БКЗ
14 КВТК-100
БКЗ
1973 75 39 440 79459
1974 75 39 440 75635
1979 75 39 440 52836
1980 75 39 440 50610
1981 75 39 440 54688
1983 100
Гкал/ч
1985 100
Гкал/ч
1986 100
Гкал/ч
1987 100
Гкал/ч
1988 100
Гкал/ч
96491
29729
23208
21217
14310

Характеристика основного оборудования гидроэлектростанций
Таблица 3.4.8
2 КВГ-179х16,4 -1,
Уралгидромаш
3 КВГ-179x16,4-1,
Уралгидромаш
1963 5,25 213733
1963 5,25 193202
Ст.№ Ті(Рбины Генеізаторы
обо­ Тип и Год Мощ­ Нара­ Тип и завод- Мощ­ Напрудо­
завод-изготовитель ввода ность ботка изготовитель ность ряжевания
МВт час МВт
ние
кВ
1 2 3 4 7 8 9 10
Каскад Алматинских ГЭС
ГЭС-1
15,6 15,6
1 ф.Ансальдо Сен- 1953 5,2 207991 АТ-850/10-80 5,2 6,3
2
Джоржио, Италия
ф.Ансальдо Сен- 1953 5,2 192588 АТ-850/10-80 5,2 6,3
3
Джоржио, Италия
ф.Ансальдо Сен- 1953 5,2 251865 АТ-850/10-80 5,2 6,3
Джоржио,Италия
ГЭС-2
15,75 14,4
1 КВГ-179x16,4-1, 1963 5,25 243999 ГС-260/54-12 4,8 6,3
Уралгидромаш
Уралэлектро-
аппарат
ГС-260/54-12
Уралэлектроаппарат
ГС-260/54-12
Уралэлектроаппарат
4,8 6,3
4,8 6,3
ГЭС-5
1 РО-638-ВМ-100 1943 3,80 368472 ВГСА-260/44- 3,8 6,3
Уралгидромаш
10, Уралэлектроаппарат
ГЭС-6
1 ф.Лаффель, США 1948 2,5 336904 АТ-1-10
2,5 6,3
ф.Дженералэлектрик,США
ГЭС-7
1 ф.Лаффель, США 1948 2,5 361519 АТ-1-10
2,5 6,3
ф.Дженералэлектрик,США
ГЭС-8
1 ф.Лаффель, США 1943 2,5 368755 АТ-1-10
2,5 6,3
ф.Дженералэлектрик.США
ГЭС-8а
1 РО-ЗООГФ84 ТМЗ 1955 0,8 291840 МС323-6/12 0,92 6,3
Рига
ХЭМЗ
169

Таблица 3.4.8 (продолжение)
1 2 3 4 5 6 7 8
ГЭС-9
1 Роф700,
1948 0,8 368550 ГС-140/49-10 0,84 6,3
з-д имени Кирова,
Уралэлектоаппапат
ГЭС-10
1 Роф700,
1948 0,8 373678 ГС-140/49-10 0,84 6,3
з-д имени Кирова,
Алматы
Уралэлектоаппарат
ГЭС-11
1 Роф700, 1948 0,8 378242 ГС-140/49-10 0,84 6,3
з-д имени Кирова,
Алматы
Уралэлектоаппарат
1 РО-211-ВМ-410
ЛМЗ
2 РО-211-ВМ-410
ЛМЗ
3 РО-211-ВМ-410
ЛМЗ
4 РО-211-ВМ-410
ЛМЗ
5 РО-211-ВМ-410
ЛМЗ
6 РО-211-ВМ-410
ЛМЗ
7 Ц45-5-ВМ-435
ЛМЗ
8 РО-211-ВМ-410
ЛМЗ
9 РО-211-ВМ-410
ЛМЗ
Бухтарминская ГЭС
693 675
1960 77 100638 СВБ850/190-48 75 13,8
НТГЗ
1960 77 170704 СВБ850/190-48 75 13,8
НТГЗ
1960 77 194094 СВБ850/190-48 75 13,8
НТГЗ
1961 77 98475 СВБ850/190-48 75 13,8
НТГЗ
1961 77 192173 СВБ850/190-48 75 13,8
НТГЗ
1961 77 160995 СВБ850/190-48 75 13,8
НТГЗ
1965 77 89743 СВБ850/190-48 75 13,8
НТГЗ
1964 77 98973 СВБ850/190-48 75 13,8
НТГЗ
1966 77 114862 СВБ850/190-48 75 13,8
НТГЗ
Капчагайская ГЭС
364 434
1 ПЛ2-50/642-В-650 1970 91 95555 СВ1225/130-56 108,5 13,8
2
Сызранский з-д
ПЛ2-50/642-В-650 1970 91 102422
НТГЗ
СВ 1225/130-56 108,5 13,8
3
Сызранский з-д
ПЛ2-50/642-В-650 1971 91 87667
НТГЗ
СВ1225/130-56 108,5 13,8
4
Сызранский з-д
ПЛ2-50/642-В-650
Сызранский з-д
1 РО-горизонталь-ный,
Леффель, США
1971 91 94333
Каскад Лениногорских ГЭС
Т и ш и н с к а я Г Э С
НТГЗ
СВ1225/130-56
НТГЗ
1949 6,25 361893 3-х фаз. Горизонтальный
США
Джен. Электрик,
170
108,5 13,8
6,15 6,3

Таблица 3.4.8 (продолжение)
1 2 3 4 5 6 7 8
Ульбинская ГЭС
1 РО-101-ВМ-130 1937 9,5 305001 ВГ-500/9500 9,2 6,3
лмз
ХТГЗ
2 РО-101-ВМ-130 1937 9,5 291115 ВГ-500/9500 9,2 6,3
лмз
ХТГЗ
3 РО-101-ВМ-130
лмз
1937 9,5 305001 ВГ-500/9500
ХТГЗ
9,2 6,3
Хариузовкая ГЭС
5,957 5,63
1 РО-75, ДМЗ 1928 1,069 389352 3-х фазный горизонт.,
1 6,6
ASER,
Швеция
2 РО-горизонтальн.
Френсис Хинс-
Хьютен, Швеция
1928 1,069 470784 С -167 ASER,
Швеция
1 6,6
3 РО-горизонтальн.
Френсис Хинс-
Хьютен,Швеция
4 РО-горизонтальн.
Френсис ВТН-
Бовинг, Англия
1928 1,069 280946 С-167 ASER,
Швеция
1950 2,75 294025 3-х фазный горизонт.,ВТЕ,
Бритиш Томсон
Хаѵстон
ЗайсанскаяГЭС
2 2
1 РО-662-ГМ-59 1965 1 СГГ-1000-750
ЛТГЗ
2 РО-662-ГМ-59 1965 1 СГГ-1000-750
ЛТГЗ
1 ф. Франсис
Австрия
1 РО-211-ВМ-84
Уралгидромаш
1 ПЛ-245-ВБ-120
Уралгидромаш
2 ПЛ-245-ВБ-120
Уралгидромаш
1 ПЛ-245-ВБ-120
Уралгидромаш
Урджарская ГЭС
1949 0,175 ф.Сименс Шуккерт
Талдыкорганское ПЭС
Аксуская ГЭС-1
1959 0,92 ВСГ-213/24-14
УЗГМ
Антоновская ГЭС-3
1,6 1,6
1960 0,8 ГС-140/49-10
Уралэлектроаппарат
1960 0,8
ГС-140/49-10
Уралэлектроаппарат
Успеновская ГЭС
1 6,6
2,63 6,3
1 6,3
1 6,3
0,175 0,4
0,8 6,3
0,8 6,3
0,8 6,3'
1,92 2,5
1960 0,96 ВСГП-5-213-29/14 1,25 6,3
Уралэнер-гомаш
171

Таблица 3.4.8 (продолжение)
1 2 3 4 5 6 7 8
2 ПЛ-245-ВБ-120 1960 0,96 ВСГП-5-213-29 1,25 6,3
Уралгидромаш
/14 Уралэнер-
«
гомаш
Талгарская ГЭС
3,225 3,3
1 РО-15-ГМ-84 1959 1,075 232986 СНГ-1250/600 1,10 6,3
Уралридромаш
ЛТГЗ
2 РО-15-ГМ-84 1959 1.075 229893 СНГ-1250/600 1,10 6,3
Уралридромаш
ЛТГЗ
3 РО-15-ГМ-84 1959 1,075 206509 СНГ-1250/600 1,10 6,3
Уралридромаш
ЛТГЗ
Текелнйский энергокомбинат
Каратальская ГЭС
10,8 10,08
1 ф.Френсис Ганц 1963 3,6 182229 ф.Френсис Ганц 3,36 6,3
Венгрия
Венгрия
2 ф.Френсис Ганц 1963 3,6 236589 ф.Френсис Ганц 3,36 6,3
Венгрия
Венгрия
3 ф.Френсис Ганц 1963 3,6 211710 ф.Френсис Ганц 3,36 6,3
Венгрия
Венгрия
Усть-Каменогорская ГЭС
312 331,2
1 РО-123-ВМ-545 1952 78 243441 СВ 1160/180-72 82,8 13,8
ЛМЗ
Электросила
2 РО-123-ВМ-545 1953 78 209565 СВ 1160/180-72 82,8 13,8
ЛМЗ
Электросила
3 РО-123-ВМ-545 1953 78 258117 СВ1160/180-72 82,8 13,8
ЛМЗ
Электросила
4 РО-123-ВМ-545 1959 78 186790 СВ 1160/180-72 82,8 13,8
ЛМЗ
Электросила
Ш ульбинская ГЭС
600 585
1 ПЛ-50-В-850 1987 120 41029 СВ-1436/200-80 117 13,8
Сызранский з-д
Электросила
2 ПЛ-50-В-850 1988 120 14044 СВ-1436/200-80 117 13,8
Сызранский з-д
Электросила
3 ПЛ-50-В-850 1988 120 13672 СВ-1436/200-80 117 13,8
Сызранский з-д
Электросила
4 ПЛ-50-В-850 1989 120 12024 СВ-1436/200-80 117 13,8
Сызранский з-д
Электросила
5 ПЛ-50-В-850 1990 120 20418 СВ-1436/200-80 117 13,8
Сызранский з-д
Электросила
172

Характеристика основного оборудования котельных
Таблица 3.4.9
Ст.№ Тип изаводобору­
изготовитель ввода Год тельность пара пара
Давление Температура Наработка
дования
т/ч, Гкал/ч кгс/см2 °С час
1 2 3 4 5 6 7
Алматынское предприятие тепловых сетей
Западныйтепловойкомплекс
ЗРК
1
225
БО-25/15ГМ 1965 25 . 15 350 71581
БелКЗ
2 БО-25/15ГМ 1965 25 15 350 72797
БелКЗ
3 БО-25/15ГМ 1965 25 15 350 71475
БелКЗ
4 рМ-50-14/250 1971 50 14 250 119441
БелКЗ
5 ГМ-50-14/250 1971 50 14 250 123447
БелКЗ
1В ПТВМ-50-1 1963 50 84592
ЧССР
Гкал/ч
2В ПТВМ-50-1 1963 50 82380
ЧССР
Гкал/ч
ЗВ ПТВМ-100 1967 100 93231
БелКЗ
Гкал/ч
4В ПТВМ-100 1973 100 56605
БелКЗ
Гкал/ч
ЮЗРК
1В ПТВМ-100 1974 100 31198
БелКЗ
Гкал/ч
2В ПТВМ-100 1975 100 40489
БелКЗ
Гкал/ч
ЗВ ПТВМ-100 1975 100 41125
БелКЗ
Гкал/ч
4В ПТВМ-100 1977 100 34579
БелКЗ
Гкал/ч
НЗРК
1 КВГМ-100 1986 100 13597
БКЗ
Гкал/ч
2 КВГМ-100 1986 100 11500
БКЗ
Гкал/ч
3 КВГМ-100 1988 100 5213
БКЗ
Гкал/ч
4 КВГМ-100 1988 100 5488
БКЗ
Гкал/ч
173

Таблица 3.4.9 (продолжение)
.... L . . . 2 3 4 5 6 7
Севеоо-Восточнаякотельная
210
1 ДКВр-20-13 1071 20 13 250 93453
БиКЗ
2 ДКВр-20-13 1968 20 13 250 111828
БиКЗ
3 ДКВр-20-13 1968 20 13 250 103561
БиКЗ
4 ДКВр-20-13 1965 20 13 250 17968
БиКЗ
5 ДКВр-20-13 1966 20 13 250 123168
БиКЗ
6 ДКВр-20-13 1967 20 13 250 119899
БиКЗ
7 ДКВр-20-13 1974 20 13 250 86640
БиКЗ
8 ДКВр-20-13 1975 20 13 250 74971
БиКЗ
9 ДЕ-25-14ГМ 1982 25 14 195 22440
БиКЗ
10 ДЕ-25-14ГМ 1983 25 14 195 16446
БиКЗ
Ермаковская ГРЭС
Пусковая котельная
100
1 ДКВр-20-13 1965 20 13 191 45843
БиКЗ
2 ДКВр-20-13 1965 20 13 191 47908
БиКЗ
3 ДКВр-20-13 1965 20 13 191 41075
БиКЗ
4 ДКВр-20-13 1965 20 13 191 33851
БиКЗ
5 ДКВр-20-13 1965 20 13 191 37009
БиКЗ
Епмаковская РОК-1
50
1 ДКВр 10-13 1967 10 13 191 453634
БиКЗ
2 ДКВр 10-13 1967 10 13 191 159017
БиКЗ
3 ДКВр 10-13 1967 10 13 191 160433
БиКЗ
4 ДКВр 10-13 1992 10 13 191 751
БиКЗ
5 ДКВр 10-13 1969 10 13 191 113460
БиКЗ
174

Таблица 3.4.9 (продолжение)
1 2 3 4 5 6 7
6 ПТВМ-30М 1971 30 106148
7
Дорогоб. з-д
ПТВМ-ЗОМ 1972
Гкал/ч
30 111373
8
Дорогоб. з-д
ПТВМ-ЗОМ
Дорогоб. з-д
1986
Гкал/ч
30
Гкал/ч
20920
ЯКамбылские тепловые сети РК-4
20
1 ЦЕ-10-14 1988 10 14 180
Дорогоб. з-д
2 ДЕ-10-14 1988 10 14 180
3
Дорогоб. з-д
КВГМ-100-
150ГМ, БелКЗ
1989 100
Гкал/ч
4 КВГМ-100- 1989 100 ■
150ГМ, БелКЗ
Гкал/ч
12847
13528
Капчагайскс>е ПТС
180
1 ДКВр-20-13 1968 20 13 250 127879
БиКЗ
2 ДКВр-20-13 1969 20 13 250 132060
БиКЗ
3 ДКВр-20-13 1969 20 13 250 129972
* БиКЗ
4 ДКВр-20-13 • 1970 20 13 250 128610
БиКЗ
5 ДКВр-20-13 1972 20 13 250 121140
БиКЗ
6 ДКВр-20-13 1975 20 13 250 125946
БиКЗ
7 ПТВМ-30МС 1976 30 52604
(1В)
8
Дорогоб. з-д
ПТВМ-30МС 1977
Гкал/ч
30 47726
(2В)
9
Дорогоб. з-д
ДКВр-20-13
БиКЗ
1978
Гкал/ч
20 13 250 54477
10 ДКВр-20-13 1978 20 13 250 48938
БиКЗ
11 ДКВр-20-13 1978 20 13 250 46092
БиКЗ
Кзыл-О одинские тепловые сети РК-5
100
1
2
3
КЕ-25-14С
БиКЗ
КЕ-25-14С
БиКЗ
КЕ-25-14С
БиКЗ
1992
1992
1992
25
25
25
14
14
14
194
194
194
7960
7638
5340
175

Таблица 3.4.9 (продолжение)
1 2 3 4 5 6 7
4 КЕ-25-14С
БиКЗ
1992 25 14 194 5271
Кокшета>ские тепловые сети РК-1
65
1 ДЕ-25-14 1986 25 14 194 3779
БиКЗ
2 ДКВр-20-13 1977 20 13 194 3816
БиКЗ
3 ДКВр-20-13 1977 20 13 194 4473
БиКЗ
4 КВГМ-100 1977 100 4706
5
Дорогоб. з-д
КВГМ-100
Дорогоб. з-д
1978
Г кал/ч
100
Г кал/ч
3388
6 КВГМ-100 1982 100 3226
7
Дорогоб. з-д
КВГМ-100
Дорогоб. з-д
1987
Г кал/ч
100
Гкал/ч
3054
Костанайские тепловые сети
Котельная №1
85
1 ДКВр-20-13 1974 20 13 191 102135
БиКЗ
2 ДКВр-20-13 1974 20 13 191 101522
БиКЗ
3 ДКВр-20-13 1974 20 13 191 115073
БиКЗ
4 ДЕ-25-14ГМ 1981 25 14 194 34768
1В
Дорогоб. з-д
ПТВМ-ЗОМ 1976 30-35 58065
2В
Дорогоб. з-д
ПТВМ-ЗОМ
Дорогоб. з-д
1981
Г кал/ч
30-35
Гкал/ч
9773
Котельная№2
150
1 ГМ-50-14 1970 50 14 197 69082
БелКЗ
2 ГМ-50-14
БелКЗ
3 ГМ-50-14
БелКЗ
4 ГМ-50-14
БелКЗ
5 ГМ-50-14
БелКЗ
1В ТВГМ-30
Дорогоб. з-д
1971 50 14 197 59963
1973 50 14 197 36273
1972 50 14 197 57633
1977 50 14 197 41627
1970 30
Г кал/ч
176
52304

Таблица 3.4.9 (продолжение)
1 2 3 4 5 6 7
2В ГВГМ-30 1970 30 56174
Дорогоб. з-д
Гкал/ч
ЗВ ПТВМ-ЗОМ 1973 30 40195
Дорогоб. з-д
Гкал/ч
4В ПТВМ-ЗОМ 1974 30 54639
Дорогоб. з-д
Гкал/ч
5В КВГМ-50 1988 50 11581
БелКЗ
Гкал/ч
Котельная №3
50
1 ДЕ-25-14ГМ 1981 25 14 191 35877
БиКЗ
2 ДЕ-25-14ГМ 1981 25 14 191 39349
БиКЗ
1В КВГМ-100 1981 100 44450
БКЗ
Гкал/ч
2В КВГМ-100 1981 100 54975
БКЗ
Гкал/ч
Котельная№1Семипалатинских ТЭЦ
40
1 КЕ-25-14С 1980 25 14 194 64005
БиКЗ
2 ДКВр-20-13 1980 20 13 191 65017
БиКЗ
3 ДКВр-20-13 1980 20 13 191 51933
БиКЗ
4В ЭЧМ-60-2 1984 60 22056
БиКЗ
Гкал/ч
5В ЭЧМ-60-2 1986 60 15713
БиКЗ
Гкал/ч
Котельная №2Семипалатинских ТЭЦ
100
1 КЕ-25-14 1983 25 14
БиКЗ
2 КЕ-25-14 1983 25 14
БиКЗ
3 КЕ-25-14 1985 25 14
БиКЗ
4 КЕ-25-14 1986 25 14
БиКЗ
Усть-Каменогорские тепловые сети
Корпус №1
110
1 ДКВр-20-13 1977 20 13 194 33810
БиКЗ
1 2 -2 7 7 177

Таблица 3.4.9 (продолжение)
1 2 3 4 5 6 7
2 ДКВр-20-13
БиКЗ
3 ДКВр-20-13
БиКЗ
4 КЕ-25-14
БиКЗ
5 КЕ-25-14
БиКЗ
1977 20 13 194 52802
1977 20 13 194 33334
1979 25 14 194 32042
1979 25 14 194 35451
Корпус №2
200
1 КВТС-50 1986 50 7292
БиКЗ
Гкал/ч
2 Е-50-14
1982 50 14 194 46334
БКЗ
3 Е-50-14
1982 50 14 194 42291
БКЗ
4 Е-50-14
1986 50 14 194 31700
БКЗ
5 Е-50-14
БКЗ
1985 50 14 194 32322
Котельная№3
100
1 КЕ-25-14 25 14 194 690
БиКЗ
2 КЕ-25-14
25 14 194
БиКЗ
3 КЕ-25-14 '
25 14 194 508
БиКЗ
4 КЕ-25-14
БиКЗ
25 14 194
Шимкентские тепловые сети
РК-1
1В ПТВМ-ЗОМС 1973 30 94380
2В
Дорогоб. з-д
ПТВМ-ЗОМС
Дорогоб. з-д
1973
Гкал/ч
30
Гкал/ч
82600
ЗВ
ПТВМ-ЗОМС
Дорогоб. з-д
1974 30
Гкал/ч
РК-2
68920
1В ПТВМ-ЗОМС 1979 30 50520
2В
Дорогоб. з-д
ПТВМ-ЗОМС
Дорогоб. з-д
1982
Гкал/ч
30
Гкал/ч
3036
ЗВ
ПТВМ-ЗОМС
Дорогоб. з-д
1983 30
Гкал/ч
31145
178

Таблица 3.4.9 (продолжение)
1 2 з 4 5 6 7
Экибастузская ГРЭС-1 Пусковая котельная
160
1 ДКВр 20-13-250 1977 20 13 250 43900
БиКЗ
2 ДКВр 20-13-250 1977 20 13 250 40061
БиКЗ
3 ДКВр 20-13-250 1978 20 13 250 43957
БиКЗ
7 ПТВМ-100 1979 100
6999
БелКЗ
Гкал/ч
8 ПТВМ-100 1980 100
6909
БелКЗ
Гкал/ч
9 ГМ-50-1
1979 50 40 440 4570
БелКЗ
10 ГМ-50-1 БелКЗ 1980 50 40 440 1081
1 КВГМ-100
Дорогоб. з-д
2 КВГМ-100
Дорогоб. з-д
3 ГМ-50
БелКЗ
4 ГМ-50
БелКЗ
5 ГМ-50
БелКЗ
6 ГМ-50
БелКЗ
7 ГМ-50
БелКЗ
1 КЕ-10-14
БелКЗ
2 КЕ-10-14
БелКЗ
3 КЕ-10-14
БелКЗ
Экибастузская ГРЭС-2Пусковая котельная
250
1990 100
5931
Гкал/ч
1990 100
4541
Гкал/ч
1986 50 40 440 19679
1986 50 40 440 16538
1987 50 40 440 11164
1988 50 40 440 9718
1990 50 40 440 5536
Котельная птицефабрики(Экибастузская ТЭЦ)
30
1989 10 14 194 16804
1989 10 14 194 16810
1989 10 14 194 9360
Южно-Казахстанская ГРЭСПусковая котельная
116
3 ГМ-50
1989 50 39 440 17000
БелКЗ
4 ГМ-50
1989 50 39 440 20000
БелКЗ
5 ДЕ-16 БиКЗ 1991 16 14 . 225 14500
179

3.4.3 Оценка экологической безопасности работы оборудования
3.4.3.1 Уровень пылегазовых выбросов
На энергопредприятиях отраслиэксплуатируется 448 водогрейных и энергетических
котлов, из них 247пылеугольных. Всепылеугольные котлыоборудованызолоулавливающими
установками, более 90%которых имеют проектную
степень золоочистки от 93до99,5%. В1995году выбросывредных веществ в
атмосферу составили1213тыс. тонн, что ниже уровня предыдущих лет. При
этомследует отметить:
• ухудшение качества поступающего топлива;
• уменьшение втопливномбаланседолиприродного газа;
« снижение выработки электроэнергии;
• уровень золоулавливаниясоставил97%;
• уровень азотоулавливания -14%;
• уровень сероулавливания - 6%.
С70-х и досередины80-х годов постепенно практически всеэлектростанции
былиоснащенызолоуловителями, врезультатеусовершенствования эффективность
которых достигла 96- 97%. К середине 80-х годов экологическая
обстановка в странепривелак необходимости внедрения азото- исероочистки,
то есть к комплексному подходу к природоохранной деятельности. Решались вопросыфинансирования
собственных научных разработок длясоздания этих технологий.
Вопределеннойстепени использовался опыт зарубежных стран, которые
столкнулись с этой проблемойраньше. Кроме сугубо технологических проблем
возникла необходимость организации болеечеткого природоохранного
нормирования исозданиязаконодательной базы. Вэтовремябылисформулированыи
принятыосновополагающие законыпо охранеокружающей среды, заложена
нормативно-техническая база. Вконце 80-х годов с участием ведущих
энергетических организаций быларазработанапрограмма комплексного оснащения
энергопредприятий природоохраннымоборудованием. Программой были
определеныразработчики технологий, заводы- изготовители, источники финансирования
исроки внедрения. Первоочередноеоснащениепредусматривалось
для вновь вводимых котлов. На следующем этапе - оснащение котлов на
электростанциях, предназначенных дляреконструкции и техперевооружения.
В 1989году бывшими Минэнерго СССРи ГоскомприродыСССРбыли
разработаныи принятынормативывыбросов вредных веществ от энергообьектов,
приведенныевтаблице3.4.10.
Нормативывыбросов ориентировались налучшие достижения зарубежных
стран исучетомпредполагаемойреализациипрограммы. При разработке
нормативов непринимались в расчет географические особенности регионов, их
экологический фон, атакже экономические возможности.
ВКазахстане былиразработаныипринятыосновные законодательныеакты,
начатоформированиенормативно-технической базы, предпринята попытка
созданияэкономического механизмарегулирования природопользования наосновесистемыплатежейи
штрафов.
180

мг./нмЗ
Производительность
котла, т/час
>420

очистки. Другие направления - энергосбережение, применение новых технологий
сжигания топлива, облагораживание топлива и др. - играют хотя и важную,
но все же не определяющую роль.
На примере Германии, видно ("Результаты применения "Предписания для
крупных котельных установок" (Мероприятия, стоимость, полезность), Штауб,
50, 1990, N 4) что путем массового внедрения на ТЭС установок мокроизвестняковой
сероочистки и комбинированным воздействием на окислы азота огнетехнических
мер и активной очистки на катализаторах с применением аммиака,
удалось в период 1983-1993 гг. снизить общий выброс серы от ТЭС примерно на
80% (до 400 тыс. тонн/год), а окислов азота примерно на 75% (до 250
тыс.тонн/год).
Реализация такой программы потребовала весьма значительных затрат.
Так, для угольных станций общей мощностью примерно 38 млн.кВт капитальные
затраты на сероочистку составили примерно 14,2 млрд.ДМ, или около 9,1
млрд.долл.США, т.е. 240 долл/кВт.
Применительно к одной из Экибастузских ГРЭС, мощностью 4 млн.кВт
затраты на доведение выбросов окислов серы и азота до нормативов, принятых в
Германии (аналогичные нормативы были приняты в бывшем СССР для так называемых
экологически чистых ГРЭС на экибастузских углях) могут составить
примерно 1,5 млрд.долл.США, или примерно 190 млн.долл. на 1 блок.
Оценки, проведенные АО Подольский машиностроительный завод применительно
к первым блокам Южно-Казахстанской ГРЭС, где предусматривается
комплекс технологий газоочистки, аналогичный применяемому в Германии,
показывают, что по ценам России, конца 1993 года эта стоимость может быть
снижена примерно вдвое. Однако, со временем она, по-видимому, достигнет мирового
уровня.
Учитывая современное состояние экономики Казахстана, можно уверенно
полагать, что затраты такого масштаба, направленные на снижение выбросов в
атмосферу, нереальны, как в настоящее время, так и в ближайшей обозримой
перспективе.
В целом, проблема защиты воздушного бассейна Казахстана от вредных выбросов
предприятий ТЭК республики, реально может решаться следующим образом:
• детальным анализом поступающих в атмосферу загрязнений, особенно
в сфере добычи первичных энергоресурсов, а также нормативов этих
загрязнений с учетом региональных особенностей Казахстана;
• поэтапной, по мере выхода Казахстана из полосы современного финансового
и экономического кризиса, реализацией разработок, прежде
всего стран СНГ, проведенных на практике и приводящих к заметному
снижению выбросов;
• разработкой и опытно-промышленной проверкой новых, приемлемых
технико-экономических, способов и технологий газоочистки, а также
перспективных, экологически приемлемых способов и технологий сжигания
топлива, например, с помощью частичной, предварительной газификации
топлива и др.
182

В последние несколько лет энергетики Казахстана налаживают контакты с
рядом зарубежных организаций занимающихся вопросами экологии в энергетике.
С Казахстанэнерго работали такие фирмы, как "Сименс", ABB, ТѴА,"Бернс энд
Рое", CRI, "Иточи" и др., представляющие Германию, Англию, США и Японию.
Направления их деятельности охватывают обучение персонала современным
методикам природоохранной работы, законодательную базу, аудиторские экспертизы,
предпроектные проработки и др.
В итоге получены вполне конкретные результаты. Так, в процессе аудиторских
экспертиз фирмой "Бернс энд Рое" под эгидой американского фонда
ЮСАИД, с участием казахстанских специалистов, разработаны рекомендации по
улучшению экологического состояния на Жамбылской ГРЭС, Усть-
Каменогорской ТЭЦ, Ермаковской ГРЭС и Экибастузской ГРЭС-2.
Английская фирма CRI в 1994-1995 гг., в качестве оказания технической
помощи осуществила работу "Исследование качества воздуха г. Алматы". Для
ознакомления с методологическими подходами и результатами работы CRI ниже
приводится более подробная информация, в значительной степени имеющая прикладное
значение для Алматы, но можно результаты этих испытаний распространить
и на другие станции с известной долей погрешности.
Цель исследования состояла в том, чтобы оценить экологическое воздействие
реконструкции Алматинской ТЭЦ-1 и связать его с затратами на модификации.
Эта общая цель была достигнута путем решения ряда подзадач:
• сбор данных по выбросам в атмосферу главными электростанциями и
районными котельными Алматы. Он включал в себя измерение выбросов
загрязняющих веществ на трех ТЭЦ, работающих на ископаемом
топливе;
• сбор данных по метеорологическим условиям в Алматы;
• разработка модели рассеяния в атмосфере от этих источников;
• сравнение результатов расчета по модели с данными подробных измерений
для определения вклада от главных источников загрязнений в
концентрации загрязняющих веществ в приземном слое;
• исследование модели для расчета пользы с точки зрения экологии модификации
или реконструкции Алматинской ТЭЦ-1;
• сбор поясняющей информации о стоимости этих улучшений;
• сравнение стоимости улучшений с пользой с точки зрения экологии для
того, чтобы дать первичную оценку, какая из стратегий корректировки
дает наибольшую выгоду с точки зрения экологии на вложенный доллар;
• разработка предварительной программы для дальнейших инвестиций
основанной на подходе с точки зрения наименее затратных инвестиций.
Поскольку надежные измерения выбросов в атмосферу на трех главных электростанциях
отсутствовали, то были выполнены измерения выбросов из дымовых
труб. Эти данные в сочетании с информацией по выбросам от других главных
источников атмосферного загрязнения города и метеорологическими данными
были использованы в качестве входных данных для модели рассеяния. Результаты
мониторинга суммируются ниже, в таблице 3.4.13.
183

Приведенные к 6% Един.
сухих газов при стандартных
измер.
условиях
ТЭЦ-1
котел
№11
ТЭЦ-1
котел
№13
ТЭЦ-2
котел
№ 4
Таблица 3.4.13
т э ц -з Предельные
котел выбросы ЕС
№ 1
Выбросы пыли мг/м3 960 2580 1730 3500 140
Двуокись углерода % 13,2 13,2 13,2 13,2 -
Моноксид углерода мг/м3 140 60 130 50 -
Оксиды азота мг/м3 470 490 690 500 650
Диоксид серы мг/м3 1370 1160 1220 1600 перемен.
Они указывают на то, что выбросы оксидов азота близки к ПДК Казахстана
и Европейского сообщества (ЕС) (см. таблицы 3.4.14 и 3.4.15). Выбросы диоксида
серы выше чем ПДК Казахстана и ЕС. В отдельных случаях выбросы твердых
частиц составляли до 20 ПДК.
Результаты мониторинга указывают на то, что имеется некоторая неопределенность
относительно точных пределов на выбросы, которые должны применяться
для изучаемых котлов. Все котлы производят менее чем 420 тонн пара в
час, в связи с чем можно было бы предположить, что должна бы быть использована
предельная величина 240 мг/м3. Однако, котлы на ТЭЦ-1 и ГРЭС являются
котлами с сухим золоудалением, работающими на антраците с тепловой нагрузкой
на входе менее 300 МВт/час, в связи с чем можно было бы предположить,
что должна бы быть использована предельная величина 470 мг/м3. Ни один из
испытанных котлов не удовлетворяет более строгому пределу, составляющему
240 мг/м3. Тем не менее, выбросы NOx из котлов на ТЭЦ-1 и ГРЭС близки к менее
строгому пределу 470 мг/м3. Соответствующий предел для выбросов NOx в
ЕС составляет 650 мг/м3 (для котлов работающих на угле, с тепловой нагрузкой
на входе более чем 50 МВт/час. Предельная величина для выбросов серыjJ£a;
захстане составляет 600 мг/м3 для котлов ТЭЦ-1 и ГРЭС и 400 мг/м3 для котлов
на ТЭЦ-2. Ни один из исследованных котлов не удовлетворяет этим пределам.
Соответствующие предельные величины для выбросов S02 в ЕС составляют
приблизительно 1800 мг/м3 для котлов, работающих на угле, с тепловой
нагрузкой на входе 130 МВт/час и, приблизительно, 900 мг/м для работающих
на угле котлов с тепловой нагрузкой на входе более 130 МВт/час.
..Предельная величина пылевыноса в Казахстане для котлов на ТЭЦ-1 и
ГРЭС составляет 150 мг/м!, а для котлов на ТЭЦ-2 - 100 мг/мЪНи один из иссдедованных
котлов не удовлетворяет этим пределам. Соответствующий предел
пылевыноса в ЕС для существующих работающих Щ'угле котлов с тепловой нагрузкой
на входе свыше 500 МВт/час составляет 140 мг/м3.
С учетом результатов мониторинга были разработаны шесть вариантов
корректировочной стратегии. Методология расценки, принятая для каждой
альтернативной стратегии, предполагала учет нескольких факторов; вопервых,
были установлены границы площадей, занятых новым или исправленным
оборудованием станции, а также оценены главные материальные и
энергетические балансы основного оборудования. Эти балансы были потом
использованы для определения капитальных затрат на оборудование.
Затем были скалькулированы ежегодные выплаты капитальных затрат
184

Предельные выбросы для работающих на угле станций
Казахстана
Таблица 3.4.14
Тип станции
Мощность
станции
Предельные выбросы (отнесенные к
6% 0 2 сухого дымового газа при
нормальных условиях)
каменный уголь бурый уголь
Оксиды азота
Котлы с сухим золоудалением < 300 МВт 470 340
Котлы с сухим золоудалением > 300 МВт 240 225
Котлы с жидким золоудалением < 300 МВт 515 445
Котлы с жидким золоудалением > 300 МВт 480 225
Сжигание в кипящем слое - 400
Сжигание в циркулирующем КС - 200
ТЭС < 420 т/ч 240
ГЭС > 420 т/ч 480
Диоксид сепы (SOi)
ТЭС 300 МВт 400
Пылевынос
ТЭС < 300 МВт 150
ТЭС при содержании золы > 300 МВт 50
< 1 % кг/МЛж
ТЭС при содержании золы > 300 МВт 100
1-4% кг/МДж
ТЭС при содержании золы > 300 МВт 150
> 4% кг/МДж
Период отсчета
Стандарты ЕС качества воздуха
Твердые
частицы
(дым)
Предельные величины
Концентрация, мг/м3
Диоксид
серы (SO2)
Таблица 3.4.15
Оксиды азота
(NOx)
Один год (медиана дневных величин! 80 ....JJi&Uf.iLj ÜL k.
_
. j -r.'t.'J...
Зима (медиана дневных величин) 130
_
ЙЮОес.н) 'uv
Год. пик (98% от дневных величин! 250 l : :
_
Л '
Год (98% от средних за 1 час) 200
Контрольные величины
Средняя за 24 часа -
100-150
_
Средняя за 1 год - 4 0 -6 0
_
1 год (50% от средних за 1 год) - -
50
1 год (98% от средних за 1 год) - - 135
185

(предположительно в срок 25 лет), используя оцененные капитальные затраты при
контрольном проценте учета, равным 10%. Затем были оценены компоненты дифференциальных
ежегодных затрат включая постоянные и переменные эксплуатационные
расходы и затраты на топливо, а также были определены суммарные
показатели. Однако, экономия по эксплуатационным расходам оказалась малой по
сравнению с требуемым ежегодным вложением капитала (таблица 3.4.16).
Таблица 3.4.16
И з у ч е н и е п о л у ч е н н ы х
д а н н ы х
З а м е н а
к о т л а м и
C F B C
к о т л о в
N 7 , 8
З а м е н а
к о т л а м и
P F к о т л о в к о т л а м и
N 7 , 8
П о л н а я
з а м е н а
С Г В С
П о л н а я
з а м е н а
к о т л а м и
P F
З а к р ы т и е
и з а м е н а
м о щ н о с т и
н а
Т Э Ц - 2 , 3
П о в ы ш е н ­
н а я
в ы с о т а
т р у б ы
Капитал, $ США/м-ц 58 64 185 200 420 1
Ежегодные капитальные 7,2 7,9 23,0 24,9 52,1 0,1
выплаты, $ США/м-ц
Дифференциальные -0,1 -0,1 -0,6 -0,4 -0,5 0
текущие затраты,
$США/м-ц
Снижение выбросов (% от базового варианта)
SO, 96,8 99,3 85,0 91,5 91,5 100
NOx 99,4 100 92,5 99,5 99,5 100
Пылевынос 94,9 94,9 79,0 79,0 79,0 100
Улучшение качества воздуха (% улучшения величины в точке максимальной концентрации)
S 0 2 6 1 24 24 31 21
NOx 3 -3 8 8 -2 1 * 8
Пылевынос 16 16 32 32 29 32
Удельные затраты на улучшение качества воздуха (1995 тысяч долларов США /
% улучшения в точке максимальной концентрации)
S 0 2 1183 7800 933 1660 5
NOx 2336 * 2800 * 12
Пылевынос 437 488 700 1779 3
Примечание. * означает увеличение предсказанного уровня концентрации в
приземном слое
Таким образом, на основании приведенных калькуляций можно сделать
вывод, что наименее затратной стратегией является, увеличение высоты дымовой
трубы на станции N 1 до 150 м.
Эта стратегия, несмотря на то, что она оказывает наибольшее влияние на
уровень загрязнения в приземном слое на территории города, фактически не снижает
суммарные выбросы из города. Увеличенная высота дымовой трубы приводит
только к тому, что выбросы, распределяются на более широкой площади что
в результате приводит к более низким концентрациям в приземном слое в любой
отдельной точке города. Здесь могут также возникнуть дополнительные трудности
в осуществлении этого решения в связи с близостью станции к авиалиниям.
Показано, что наибольшее снижение выбросов имеет место, когда применяется
стратегия замены всех мощностей на ТЭЦ-1 г.Алматы, котлами CFBC.
186

Однако, эта стратегия связана с высокими капиталовложениями. Наиболее реалистичная
стратегия, это начать с замены котлов 7 и 8 на ТЭЦ-1 новыми мощностями.
Капитальные затраты этой замены относительно низкие и может быть
достигнут реальный выигрыш в области экологии. Принимая во внимание положение
ТЭЦ-1 в центре города, выбор технологии котла должен состоять в том,
что она должна быть самой чистой в смысле экологии при условии, что она не
слишком затратная. Данное исследование показало, что использование котла
CFBC для замены мощности на ТЭЦ-1 дешевле, чем использование котла PF и
что оно дает большую пользу с точки зрения экологии, как указано в таблице
3.4.17. После успешной демонстрации технологии в Казахстане могла бы происходить
постепенная замена и других котлов.
Таблица 3.4.17
$ США в год/% улучшения
М е р о п р и я т и я
З а т р а т ы
so2 NOx П ы л е в ы н о с
Замена котлов 7 и 8 котлами CFBC 1183 2336 437
Замена котлов 7 и 8 котлами PF 7800 - 487
Замена всех котлов котлами CFBC 933 2800 700
Замена всех котлов котлами PF 1021 3063 766
Закрытие и замена мощностей на 1660 - 1779
ТЭЦ-2 и ТЭЦ-3 котлами РГ
Увеличение высоты трубы 5 12 3
3 .4 .3 .3 П р о б л е м ы т р а н с г р а н и ч н о г о п е р е н о с а
На проблеме трансграничного переноса загрязняющих веществ целесообразно
остановиться более подробно. Это необходимо в силу того, что со временем
этот вопрос может стать предметом межгосударственных отношений со странами
ближнего и дальнего зарубежья.
Проблема переноса на большие расстояния загрязняющих воздух веществ,
выбросы которых обусловлены технологией получения энергии, тепла и промышленной
продукции, была сформулирована в начале 70-х годов. До этого
времени загрязнение атмосферы, прежде всего окислами серы и азота, представлялось
локальной проблемой вблизи индустриальных центров. Но уже тогда многие
ученые, в особенности из стран Скандинавии, утверждали, что сернистые и
азотистые соединения переносятся в атмосфере на большие расстояния и выпадают
в соседних странах. Об этом также свидетельствовал опыт, накопленный
при испытаниях ядерного оружия.
Проведенные расчетные оценки дальнего межрегионального переноса
вредных пылегазовых выбросов комплекса Экибастузских ГРЭС и Южно-
Казахстанской ГРЭС, выполненные для метеоусловий с 01.10.90 по 30.09.91, для
двух вариантов сооружения комплекса (без учета фона) показывают, что различные
компоненты выбросов (пыль, окислы серы и азота) переносятся на существенно
различные расстояния в зависимости от скорости их трансформации в атмосфере.
187

Ближе всего распространяется летучая зола (пыль), представляющая собой
тяжелую инертную примесь, практически, не изменяющуюся в атмосфере.
По существу, распространение летучей золы и ее выпадение на почву следует
рассматривать в районах расположения ГРЭС, традиционными методами
расчета.
Дальний перенос летучей золы оказывается несущественным и в дальнейшем
не рассматривается.
Золовые выбросы комплекса ЭГРЭС-1,2 и Ю-К ГРЭС, практически не
взаимодействуют, т.е., по сути, нет регионов, где бы выбросы золы от этих двух
источников накладывались заметным образом.
Пока отсутствуют нормативы выпадений летучей золы на почву, поэтому
оценить возникающую в районах расположения ГРЭС нагрузку не представляется
возможным. Единственным критерием достижения того, или иного объема
выбросов остается запыленность атмосферы на уровне дыхания в районе расположения
источников выбросов.
Существенно больший ареал распространения захватывают выбросы
окислов серы, преобразованные в атмосфере под действием солнечной радиации
и генерирующие как влажные (кислые дожди), так и сухие выпадения на почву
аэрозоли, состоящие, в основном, из азотно-серных и сернистых соединений.
Вместе с тем, расчетные оценки показывают, что выпадения соединений
серы от комплекса ЭГРЭС и Ю-К ГРЭС на больших расстояниях оказываются
значительно ниже принятых в настоящее время в Западной Европе нормативов.
Еще больший ареал распространения охватывают выпадения на больших
расстояниях, генерируемые выбросами ЭГРЭС и Ю-К ГРЭС в виде оксидов
азота. Хотя в этой части нормативы еще не установлены, все же .оценки показывают,
что расчетные выпадения оказываются заметно ниже обсуждаемых в литературе
нормативов.
Полученные балансы выпадений, в частности, по Казахстану, показывают,
что, в целом, Республика подвергается избыточному воздействию выпадения
вредных веществ, по сравнению с количеством этих веществ, выбрасываемых за
пределы Республики, особенно в части азотистых соединений.
В целом, полученные результаты носят, скорее, демонстрационный характер,
показывая основные тенденции рассматриваемого процесса и выделения
вредных примесей в атмосфере, поскольку в настоящее время выбросы вредных
веществ сильно изменились, особенно на территории СНГ и стран бывшего
СЭВ.
Несомненно, что осуществление каких-либо мер по исправлению, или
компенсации, балансов, указывающих на избыточные выпадения каких-либо
веществ в том или ином регионе, должно стать предметом специальных межгосударственных
соглашений, регламентирующих совместную деятельность различных
регионов.
В качестве первого шага в этом направлении, Казахстану целесообразно
присоединиться к Европейской конвенции по трансграничному переносу, поскольку,
во-первых, Казахстан является страной Евразийской, часть территории
188

р асп олож ен а в Е вр оп е, и, во-вторы х, представляется целесообразны м расш и рение
этой конвенции на ази атскую часть Еврази й ского м атерика.
3.4.4 Оценка надежности и безопасности работы оборудования
Надежность. Н а каж дом этапе развития энергетики практически все т е х ­
нологические наруш ения подлеж али расследованию . У ч е т ж е в зависимости от
тяж ести наруш ения и оборудован и я, на котором оно произош ло отраж ался
либо в ж ур н ал ах и ф орм ах первичного уч ета на энергопредприятии (без
вклю чени я в стати сти ческую ф о р м у отчета), либо в статистической отчетности
в соответстви и с д ей ствую щ и м и "И н струкц и ям и ...", в том числе:
1. С 17 .0 9 .7 5 . дей ствовала "И нструкция по р асследованию и у ч е т у аварий
и д р уги х наруш ений в работе электростанций, электри ческих и теп л овы х сетей
энергоси стем и энергообъединений".
2. С 0 1.0 9 .8 3 . бы ла введена и дей ствовала "И нструкция по р ассл ед о ванию
и у ч е т у наруш ений в работе электростанций, сетей, энергоси стем и эн ергообъединени
й".
В в о д в действие указанной И нструкции оказал влияние на снижение уч етн
ы х аварий в р езультате п ер ехода отдельн ы х н аруш ений из аварий в отказы , в
том числе:
• за счет изменения н едоотп уска электроэнергии по категории "авария"
с 20 до 50 т ы с.к В т.ч ;
• перевода отдельн ы х наруш ений, связан ны х с переры вом эн ергосн абж е­
ния потребителей 1-о й , 2-ой категорий с учетом схем и х питания, из
аварий в отказы .
3. С 0 7.04.8 5. и с 0 1.12 .8 6 . были введены в действия дополнения, уточнения
и разъяснения к И нструкции от 0 1.0 9 .8 3 .
У казан н ы е дополнения практически не оказали влияния на учетн ы е п оказатели
аварийности. Р о ст отказов I и II степени с 19 8 5 - 19 8 9 гг. объяснен ростом
вводи м ого оборудования на электростанциях и в сетях,
контроля в расследовании и уч ете наруш ений.
а такж е уж есточением
4. Резкое сни ж ение количества уч тен н ы х аварий, отказов I и II степени с
19 9 1 года бы ло определено вводом "И нструкции по р асследованию и у ч ету т е х ­
нологи чески х наруш ений в работе электростанций, сетей и эн ергоси стем " Р Д
3 4 .2 0 .8 0 1.9 0 . согласно которой простой осн овного оборудования в аварийном
рем онте в категории "авари я" бы л увеличен с 7 до 2 5 суток; наруш ения по авар
и й ном у н ед оотп уску электроэнергии переведен ы в отказы ;
технологические
наруш ения связанны е с повреж дением оборудования и В Л 20 к В и ниж е, а такж е
оборудования среднего давления электростанций стали регистрироваться в картах
и ведом остях.
С вводом указанной инструкции бы ло принято в таблицах аварийности в
знаменателе указы вать "ош и бки персонала".
5. В веден н ая в действие с 0 1.0 8 .9 3 . "И н струкц и я..." Р Д 2 0 .2 0 .8 0 1.9 3 .
практически не повлияла на уч етн ы е показатели аварийности.
189

Приведенные в таблице 3.4.18. официальные статические показатели не
характеризуют объективную надежность работы оборудования, тем более не
указывает на ее динамику в связи с изменением количество, параметров обор удования
и методикой учета.
Годы
Аварийность на объектах отрасли “Энергетика”
Наименование нарушений
Аварии Отказы
I ст.
Отказы
II ст.
Всего
______ Таблица 3.4.18
Эл.
станц.
В т.ч аварии по
предприятиям
Эл.
сети
Теп.
сети
Недоотпуск
продукции
Эл.эн.
тыс.кВт.ч
Тепли.
Гкал
1981 119 1628 3789 5536 83 36 - 24294 26384
1982 127 1742 4502 6371 77 46 4 180682 105400
1983 120 1834 5094 7048 76 38 6 18376 18646
1984 80 1790 7434 9304 50 29 1 25873 1723
1985 95 2260 9013 11368 42 51 2 18435 76925
1986 89 2200 10719 13008 46 43 - 24572 46434
1987 83 2494 12687 15264 41 41 1 27437 17391
1988 60 2625 13272 15957 25 35 - 12982 12227
1989 41 2517 12841 15399 18 23 - 22930 6580
1990 23 1861 10325 12209 13 9 1 15634 17995
1991 11 565 5154 5730 10 1 - 10629 28463
1992 13 575 5216 5804 12 1 - 13889 24901
1993 11 545 5913 6469 10 1 - 21472 23973
1994 25 639 6633 7297 18 7 - 131502 23511
1995 14 663 5704 6381 10 4 - 32630 7554
1996 36 628 5176 5840 23 12 1 72118 88959
3.4.4.1 Состояние производственного травматизма на предприятиях
электроэнергетики с 1962по 1996год
Безопасность. Несчастные случаи, начиная с 1983года, расследовались в
соответствии с "Положением о расследовании и учете несчастных случаев на производстве".
Признаки учета несчастного случая на производстве. Расследованию и
учету подлежат несчастные случаи, происш едш ие на территории предприятия,
вне территории предприятия при выполнении пострадавшим трудовых обязанностей,
задания администрации предприятия, руководителя работ (бригадира, мастера,
начальника смены, участка и т.д.), а также при следовании на предоставленном
предприятием транспорте на работу или с работы.
Расследованию и учету подлежат несчастные случаи, происш едш ие как в
течение рабочего времени, включая установленные перерывы, так и в течение
времени, необходим ого для приведения в порядок орудий производства, одежды
и т.п. перед началом или по окончании работы, а также при выполнении работ в
сверхурочное время, в выходные и праздничные дни.
190

Таблица 3.4.19
Год
Всего
в т.ч. со
смертельны
м
исходом
Количество
дней нетрудоспособности
Среднеспис.
число работающих
число постр. 100
к* — ІѴЧ
•ср.спис.чис.работ
1962 276 12 5728 20700 13,35
1963 184 3 4891 21136 8,74
1964 223 8 4618 31930 6,98
1965 291 13 9802 34716 8,4
1966 270 13 7563 39617 6,82
1967 215 15 7004 43548 4,94
1968 186 11 5246 45242 4,12
1969 226 19 6325 48616 4,65
1970 212 9 6477 51591 4,11
1971 185 10 7727 53029 3,39
1972 133 17 5877 55621 2,3
1973 154 13 4833 61318 2,5
1974 148 16 4758 60805 2,4
1975 142 17 6188 62422 2,27
1976 159 24 5886 64270 2,4
1977 129 11 5665 67964 1,9
1978 125 18 5264 71117 1,8
1979 121 17 4886 74279 1,75
1980 113 12 4457 76123 1,54
1981 122 12 3879 76750 1,57
1982 120 17 5184 81958 1,54
1983 140 19 4832 82443 1,72
1984 136 19 5770 84732 1,66
1985 152 18 5549 88751 1,71
1986 181 27 6872 89938 2,1
1987 192 22 6350 86808 2,21
1988 181 21 8802 89141 2,04
1989 149 21 5504 92845 1,6
1990 201 30 7090 92848 2,2
1991 141 23 5416 91332 1,61
1992 173 19 7397 104175 1,71
1993 135 30 5973 110159 1,26
1994 131 20 5052 111518 1,18
1995 . 155 12 7296 107902 1,48
1996 135 14 6458 95553 1,43
191

Расследованию и учету подлежат также происшедшие на производстве
острые отравления, тепловые удары, поражения молнией, обморожения.
Признаки неучета несчастного случая. Несчастный случай может быть
признан не связанным с производством, если в результате расследования установлено,
что он произошел при изготовлении пострадавшим в личных целях без
разрешения администрации каких-либо предметов или самовольном использовании
в личных целях транспортных средств, механизмов, оборудования, инструмента,
принадлежащих предприятию; при спортивных играх на территории предприятия;
при хищении материалов, инструментов или других предметов и материальных
ценностей; в результате опьянения, если оно явилось следствием употребления
работником алкоголя или применяемых в производственных процессах
технических спиртов, ароматических, наркотических и других подобных веществ.
Примечание: Если в результате расследования установлено, что хотя
травма и связана с опьянением, но основной технической причиной ее явилось
нарушение правил и норм охраны труда (неудовлетворительное состояние оборудования,
проходов, освещения, необученность пострадавшего, неправильная
организация или отсутствие надзора за производством работ), то несчастный случай
должен быть признан связанным с производством.
Специальному расследованию подлежат:
• групповой несчастный случай, происшедший одновременно с двумя и
более работниками, независимо от тяжести травм пострадавших;
• несчастный случай с тяжелым исходом (тяжесть травмы определяется
по характеру повреждений согласно схеме, утвержденной Минздравом
СССР). Заключение о тяжести травмы выдается лечебным учреждением,
в котором производится лечение пострадавшего, по запросу администрации
предприятия;
• несчастный случай со смертельным исходом.
С 1990 года введено в действие переработанное "Положение о расследовании
и учете несчастных случаев на производстве", в котором расширен круг признаков
учета несчастных случаев на производстве, внесены существенные дополнения
и изменения.
Так, согласно новой редакции Положения подлежат также учету несчастные
случаи в результате ожогов, обморожения, утопления, контакта с животными,
насекомыми, а также иные повреждения здоровья при стихийных бедствиях
(землетрясениях, оползнях, наводнениях, ураганах и др.), происшедшие при:
• при совершении каких-либо действий в интересах предприятия, хотя бы
и без поручения администрации;
• во время проведения субботника (воскресника), независимо от места
его проведения, оказания шефской помощи предприятием;
• при авариях на производственных объектах, оборудовании;
• в рабочее время на общественном транспорте или следовании пешком с
работником, чья деятельность связана с передвижением между объек­
192

тами обслуживания, а также следования к месту работы по заданию
администрации;
• в рабочее время на личном легковом транспорте, при наличии распоряжения
администрации на право использования для служебных
поездок или по поручению администрации;
• в рабочее время из-за нанесения телесных повреждений другим лицом,
либо преднамеренного убийства работника при исполнении им трудовых
обязанностей.
Вместе с тем в новой редакции изъят признак неучета несчастного случая, происшедшего
в состоянии алкогольного опьянения с Примечанием, нет несчастного
случая тяжелым исходом, подлежащего специальному расследованию.
И, начиная с 1995 года, введено в действие "Положение о расследовании и
учете несчастных случаев и иных повреждений здоровья трудящихся на производстве".
В настоящее Положение вновь внесен признак неучета несчастного случая,
происшедшего в состоянии алкогольного опьянения, употребления сильнодействующих
токсических и наркотических веществ, что явилось причиной
несчастного случая, добавлены два признака, по которым требуется проведение
специального расследования несчастного случая, в том числе:
• несчастный случай с тяжелым исходом (явно инвалидным);
• случай острого профессионального заболевания (отравления).
Приведенные в таблице 3.4.19 данные достаточно объективно показывают
уровень травматизма на производстве, но никак не отражают безопасность оборудования
и сооружений. На практике к травматизму приводит нарушение производственной
и трудовой дисциплины самими нарушителями и низкий уровень
организации труда и укомплектованности нормативными защитными средствами.
3.5 Принципы и нормы проектирования энергосистем
в Казахстане
3.5.1 Общие принципы
Создание энергосистем в Казахстане осуществлялось в рамках развития
Единой энергетической системы бывшего Союза, путем создания объединенной
энергетической системы Северного Казахстана, включающую Алтайскую, Карагандинскую,
Кустанайскую, Павладарскую, Целиноградскую и Экибастузскую
энергосистемы и ОЭС Средней Азии, в которую входили Алма-Атинская и Южно-Казахстанская
энергосистемы.
Задачей проектирования энергосистем является разработка и техникоэкономическое
обоснование решений, определяющих формирование энергетических
объединений и развитие электрических станций, электрических сетей и
средств их эксплуатации и управления, при которых обеспечивается оптимальная
надежность электропотребителей необходимых размерах и требуемого качества с
наименьшими затратами.
13-277 193

На уровне проектирования сетей объединенных энергосистем осуществляется
обоснование развития системообразующих связей ОЭС, включающих сети
для выдачи мощности крупных электростанций, межсистемные связи между
районными энергосистемами и наиболее важные внутренние связи районных
энергосистем, загрузка которых определяется режимом работы ОЭС. Такие связи
в Казахстане осуществлялись на напряжении 220 и 500 кВ, в отличие от западной
зоны ЕЭС, где системообразующими являются сети 330 и 750 кВ. Введены
первые линии электропередачи напряжением 1150 кВ Экибастузская ГРЭС -
Кокшетау - Костанай (участки межсистемного транзита 1150 кВ Сибирь - Казахстан
- Урал). На уровне развития районных энергосистем осуществляется обоснование
развития остальной части энергосистем 220 кВ и выше, а также распределительных
сетей 110 кВ и выше.
В задачи проектирования энергосистем входят:
• анализ существующей сети рассматриваемой энергосистемы (района,
города, объекта), включающей ее рассмотрения с точки зрения загрузки,
условий регулирования напряжения, выявления узких мест в работе;
• определение электрических нагрузок потребителей с перспективой их
увеличения на ближайшие 10-15 лет и составление балансов активной
мощности по отдельным подстанциям и энергоузлам, обоснование сооружения
новых подстанций;
• выбор расчетных режимов работы электростанций и определение загрузки
проектируемой электрической сети;
• электрические расчеты различных режимов работы сети и обоснование
схемы построения сети на рассматриваемые расчетные уровни;
• проверочные расчеты статической и динамической устойчивости параллельной
работы электростанций, выявление основных требований к
системной противоаварийной автоматики;
• составление баланса реактивной мощности и выявление условий регулирования
напряжения в сети, обоснование пунктов размещения компенсирующих
устройств, их типа и мощности;
• расчеты токов к. з. (как правило трехфазных) и установление требований
к отключающей способности коммутационной аппаратуры, разработка
предложений по ограничению токов к. з.;
• сводные данные по намечаемому объему развития электрической сети,
натуральные и стоимостные показатели, очередность развития энергосистемы.
Объём и содержание схем развития энергосистем, электрических сетей,
энергетических и электросетевых разделов проектов электростанций, схем внешнего
электроснабжения отдельных крупных объектов регламентируется специальными
эталонными документами, разработанных институтами "Энергосетьпроект",
"Гидропроект" и "ВНИПИэнергопром".
Эталон определяет состав, содержание, единство методического подхода, а
так же порядок размещения и объём представляемого материала, перечень и
глубину проработки отдельных вопросов.
194

Схемы развития энергосистем и электрических сетей в установленном порядке
рассматривались и утверждались Минэнерго СССР и Минэнерго республик,
после чего становились основным документом, регламентирующим состав и порядок
развития энергосистем, ее реконструкции или расширения. На ее основании
энергосистемы или Минэнерго выдавали задания на проектирование электрических
сетей, электростанций, подстанций, а также и технические условия на
проектирование конкретных электросетевых объектов.
Проектирование воздушных линий электропередачи начинается с выбора и
согласования трассы, в первую очередь с землепользователями, по землям которых
проходит трасса линии и с владельцами инженерных коммуникаций, которые
пересекает или к которым линия приближается. Практически трасса линии электропередачи
никогда не имеет вид кратчайшей прямой между двумя пунктами
(или подстанциями). Конфигурация трассы линии электропередачи чаше всего
имеет вид ломаной линии, количество углов которой зависит от множества условий:
согласований с землепользователями, обходами ценных сельскохозяйственных
угодий, заповедных зон, горных местностей с тяжелыми климатическими
условиями, обходом промежуточных населенных пунктов, аэродромов, запретных
зон, требованиями к ВЛ при пересечении или сближением с инженерными
коммуникациями (железными дорогами, нефтепроводами, линиями связи) и др.
Отклонение трассы ВЛ от прямой линии характеризуется коэффициентом удлинения
(Куд.):
Ьтр
Куд. = — , где:
L n p
Ьтр - длина выбранной трассы линии;
Lnp - кратчайшее расстояние между двумя пунктами по прямой.
Одной из главных задач по экономическим соображениям при выборе
трассы ВЛ является как можно ближе Куд. приблизить к единице.
Непосредственному проектированию воздушных линий электропередачи
предшествует большой объём сбора исходных данных и изыскательских работ по
изучению метеорологических, геологических и гидрологических условий прохождения
трассы линии, выполнение топогеодезических работ (иногда с использованием
аэрометодов), от сложности которых напрямую зависят технико - экономические
показатели линии.
Согласно Правил устройства электроустановок при определении нормативных
нагрузок для расчета опор, фундаментов, проводов, тросов, изоляторов
и арматуры следует принимать наиболее неблагоприятные сочетания климатических
условий (максимальной величины гололедоизморозевых отложений, максимальных
величин скоростей ветра, сочетание гололеда с ветром и т.п.), наблюдаемых
не реже одного раза в 5 лет для линий напряжением 35 кВ и ниже, одного
раза в 10 лет для линий 110 - 220 кВ и одного раза в 15 лет для линий 500 - 1150
кВ. Увеличение периодов повторяемости по мере повышения напряжения объясняется
требованием большей надежности линий более высоких напряжений.
195

Опыт эксплуатации показал, что этот способ обеспечивает достаточную надежность
линии.
Многолетние наблюдения метеостанций позволяют собирать многолетние
данные по скоростям ветра и гололедообразованиям и составлять соответствующие
карты климатического районирования.
Поэтому при выборе расчетных климатических условий для проектирования
воздушных линий электропередачи пользуются региональными картами климатического
районирования, которые составляются специализированными научно
- исследовательскими организациями путем обработки метеоданных, учетом микроклимата,
опыта эксплуатации ВЛ в данном регионе и должны обновляться
через 10-15 лет. При работе с ними следует учитывать, что поскольку при расчетах
ветровая нагрузка на поверхность пропорциональна не скорости ветра (м/с),
а квадрату скорости ветра, то при этом удобнее принимать величину Ѵ2/16=9,
называемую скоростным напором, что и учитывается картами. Зарегистрированные
гололедообразования приводятся к эквивалентному весу гололеда круглой
цилиндрической формы с объемным весом 0,9 кг/дмз, толщина слоя гололеда,
т.е. толщина стенки этого цилиндра и является исходной величиной для определения
интенсивности гололедообразований в данном районе.
Особенностью проектирования и строительства линий электропередачи 110
кВ и выше на территории Казахстана является наличие большого разнообразия
метеорологических, геологических и гидрологических условий.
Расчетные климатические условия характеризуются в первую очередь
сильными ветрами до 40 - 45 м/с в южных областях Казахстана, 53 - 60 м/с в
восточном Казахстане (Джунгарские ворота), а также наличием районов с большими
гололедными отложениями на проводах и тросах линий электропередачи
до 40 мм и выше (до 60 мм в районе г. Мугоджар).
Следует отметить, что если сеть метеорологических станций на территории
Казахстана количественно можно считать достаточной, но учитывая что их расположение,
как правило, вблизи населенных пунктов (выбранных человеком в
наиболее благоприятных условиях) не отражает особенностей климатических
условий больших незаселенных территорий.
Поэтому для достоверного определения расчетных климатических условий
на которые должны рассчитываться конструкции ВЛ, полученных путем обработки
только данных наблюдений близлежащих метеостанций в условиях Казахстана
совершенно недостаточно.
Во многих случаях для проектирования и строительства надежных линий
электропередачи необходимо проводить специальные научно - исследовательские
работы (составление региональных карт по ветру, гололеду, грозовой деятельности
и т.п.), а так учитывать опыт эксплуатации.
Почвогрунты на больших территориях Казахстана отличает наличие
большого количества коррозионноактивных солей к бетону и металлу как в фунтах,
так и в грунтовых водах.
Это обстоятельство приводит к необходимости применять большой
спектр мер по антикоррозионной защите конструкций линий электропередачи, а
так же проводить специальные научно - исследовательские работы по составле-
196

нию и обновлению региональных карт уровней изоляции воздушных линий электропередачи.
К особенностям гидрологических условий относятся наличие большого количества
малых рек и водосборов, которые в периоды весеннего снеготаяния
имеют большую площадь водосбора с большими скоростями течения воды,
тогда как в летний период полностью пересыхают или разбиваются на ряд несоединенных
между собой озер.
При их пересечении или прохождения вблизи них воздушных линий
электропередачи необходимо учитывать не только показания стационарных водомерных
постов, но и целый ряд вторичных признаков, что под силу только
опытным гидрологам, знакомым с особенностями водотоков Казахстана.
3.5.2 Опоры и фундаменты
Опоры и фундаменты воздушных линий электропередачи являются наиболее
ответственными элементами линии, поскольку в аварийных ситуациях связанных
с разрушением опор и фундаментов ВЛ устранение аварии требует в десятки
раз больше времени, чем других элементов ВЛ - проводов, тросов, изоляции
и арматуры.
Для сооружения линий электропередачи применяются следующие виды
опор, различающихся по назначению: анкерные, угловые, концевые, промежуточно
- угловые, промежуточные, ответвительные, транспозиционные, переходные.
Наибольшее количество опор, до 85 - 90% на линиях электропередачи являются
промежуточными.
Промежуточные опоры, это опоры на прямых участках трассы, к которым
подвешиваются в под держивающих зажимах между соседними анкерными опорами.
Анкерные опоры - это опоры, на которых производят натяжку проводов и
тросов, провода крепятся в натяжных гирляндах.
Угловые опоры - это анкерно - угловые или промежуточно - угловые опоры,
устанавливаемые в точках, где меняется направление трассы линии, т.е.
углах поворота трассы.
Ответвительные опоры устанавливаются в точках ответвления ВЛ к промежуточным
подстанциям.
Транспозиционные опоры - это опоры, где провода разных фаз меняют
свое взаимное расположение, для уменьшения несимметрии фазных напряжений.
Концевые опоры отличаются тем, что рассчитаны на полное одностороннее
тяжение всех проводов и тросов со стороны линии и устанавливаются рядом
с ОРУ, для того, чтобы разгрузить приемные устройства ПС, которые не рассчитаны
на большие тяжения проводов и тросов.
В целях сокращения количества типоразмеров опор на ВЛ, что способствует
индустриализации строительства и облегчает в дальнейшем эксплуатацию, в
качестве анкерных, анкерно-угловых, транспозиционных и концевых опор применяются
анкерно-угловые опоры одного типа.
197

Переходные опоры, особенно при переходах через широкие реки, водохранилища,
ущелья (с пролетами более 700м) отличаются большой высотой и, как
правило, изготавливаются индивидуально для каждой конкретной линии электропередачи.
По количеству цепей линии электропередачи делятся на одноцепные,
двухцепные и многоцепные (которые применяются редко). Количество цепей
определяется схемой электроснабжения в зависимости от передаваемой мощности,
напряжения электропередачи и необходимости резервирования. Если по
схеме электроснабжения требуется две цепи, то эти цепи могут быть подвешены
на двух отдельных линиях с одноцепными опорами или на одной двухцепной
линии с двухцепными опорами.
Как правило, одна двухцепная линия дешевле, чем две параллельные одноцепные
линии, и может быть сооружена в более короткий срок.
Линия электропередачи класса напряжений 500 и 1150 кВ сооружаются
всегда в одноцепном исполнении ввиду повышенных требований к их надежности.
Провода на опорах могут располагаться в один, два и три яруса. Расположение
проводов в один ярус принято называть горизонтальным. Правила устройств
электроустановок рекомендуют в районах с толщиной стенки гололеда
15 и 20 мм отдавать предпочтение горизонтальному расположению проводов, а в
особо гололедных районах (свыше 20 мм) применение опор с горизонтальным
расположением проводов является обязательным. Линии 500 и 1150 кВ выполняются
только с горизонтальным расположением проводов.
На ВЛ 110 и 220 кВ провода располагают в два или три яруса, при котором
находящиеся друг над другом провода имеют горизонтальное смещение -
типа " треугольника", "бочка", прямая или обратная "елка".
По материалу изготовления опоры делятся на железобетонные, металлические
(стальные, редко - из алюминиевых сплавов) и деревянные. Деревянные
опоры ввиду дефицита длинноствольной древесины в Казахстане для ВЛ 110 кВ и
выше не нашли применения. По конструктивному исполнению опоры делятся на
свободностоящие и на оттяжках.
В настоящее время расчет опор и их оснований производится по методу
предельных состояний, при котором различают три вида предельных состояний
конструкции:
• по несущей способности;
• по деформациям и перемещениям;
• по трещиностойкости (рассчитываются только железобетонные опоры).
Согласно ПУЭ и СНиП различают три расчетных режима, которые могут
иметь место в процессе монтажа и эксплуатации линии: нормальный, аварийный
и монтажный.
Нормальным режимом называется работа линии при необорванных проводах
и тросах. При работе в этом режиме на опоры и их основания воздействуют
постоянные нагрузки от собственного веса опор, изоляторов, проводов и тросов
без гололеда. При работе линии в нормальном режиме опоры подвергаются периодически
воздействию кратковременных нагрузок - от давления ветра на прово­
198

да, тросы и опоры, а так же от веса гололеда на проводах и тросах. К ним также
относятся нагрузки от тяжения проводов и тросов сверх их значения при среднегодовой
температуре.
Работа линии в нормальном режиме происходит в течении большей части
времени ее эксплуатации, поэтому такие сочетания нагрузок называются основными
и в расчетах опор по нормальному режиму принимают расчетные нагрузки
без каких - либо понижающих коэффициентов.
Аварийным режимом называется работа линии при обрыве проводов и
тросов. Продолжительность воздействия аварийных нагрузок сравнительно невелика,
поэтому для них установлены меньшие коэффициенты перегрузок. Кроме
того, расчетные нагрузки от веса гололеда и от тяжения проводов и тросов умножаются
на коэффициенты сочетаний: 0,8 - для промежуточных опор и фундаментов:
0,9 - для анкерных опор и их фундаментов.
Монтажным режимом называется работа конструкций в условиях монтажа
опор, проводов и тросов, например - при монтаже одной цепи проводов на двухцепной
опоре, при одностороннем монтаже проводов и тросов на анкерной опоре
и пр.
Основным направлением при проектировании и строительстве BJI 110 кВ
и выше является применение типовых унифицированных опор и фундаментов из
сборного железобетона заводского изготовления.
Типовые унифицированные конструкции опор имеют широкий диапазон
возможности подвески проводов разного сечения. Например, на стальные унифицированные
опоры BJ1 110 кВ возможна подвеска проводов сечением 95,
120, 150, 185, 240 мм2 при расчетных климатических условиях со скоростью
ветра до 36 м/с, с толщиной расчетной стенки гололеда до 20 мм.
В силу их тщательной конструктивной проработки, проведения комплексных
испытаний в различных режимах (нормальных, аварийных, монтажных),
длительной опытно - промышленной эксплуатации, типовые опоры и фундаменты
обеспечивают высокий уровень надежности в эксплуатации, позволяют
унифицировать оснастку и наборы машин и механизмов при проведении строительно
- монтажных работ и в эксплуатации.
По сравнению с разработкой и применением на линиях электропередачи опор
индивидуальной конструкции унифицированные опоры менее экономичны, но позволяют
организовать их поточное изготовление и минимизировать транспортные
расходы, например - болтовые варианты унифицированных стальных опор.
Следует отметить, что на определенном этапе электролинейного строительства,
при почти полном отсутствии на территории Казахстана специализированных
заводов - изготовителей опор и фундаментов для воздушных линий электропередачи
110 кВ и выше осуществить электролинейное строительство в требуемом
объеме при проектировании и строительстве на индивидуально разработанных
опорах и фундаментов для каждой конкретной ВЛ было бы просто невозможно.
На воздушных линиях электропередачи 110, 220 и 500 кВ применялись
стальные и железобетонные опоры за исключением ВЛ 1150 кВ, где устанавливались
только стальные опоры.
199

Техническая политика в линейном строительстве в последние 20 лет была
направлена на максимальное использование железобетона, в основном центрифугированного,
для опор линий электропередачи 110 - 220 - 500 кВ, что обеспечивает
максимальную индустриализацию строительства и позволяет сократить
эксплуатационные расходы.
В это же время происходила модернизация фундаментных конструкций
опор с применением фундаментов с наклонными стойками, навесными плитами,
составные фундаменты и т.п. с максимальной заводской готовностью.
Для линий, проходящих в тяжелых климатических условиях, не вписывающихся
в область применения типовых опор разрабатывались усиленные опоры с
минимально необходимым усилением типовых конструкций опор.
Так были разработаны промежуточные комбинированные опоры на оттяжках
с железобетонными стойками и стальной траверсой для ВЛ 500 кВ Акмола
- Есиль - Сарбай, ЮКГРЭС - Агадырь и др. Для ВЛ 500 кВ Алматы - Бишкек на
тяжелых участках использовались анкерно-угловые и промежуточные стальные
опоры по типовым схемам, но с увеличением сечения основных элементов конструкций.
На ВЛ 220 кВ Чу - Чатыркуль - Георгиевка - Бишкек для возможности организации
в/ч связи были разработаны конструкции промежуточных и анкерноугловых
железобетонных опор с возможностью подвески расщепленного изолированного
троса (провод АС 70/72).
В особогололедных районах для ВЛ 110 кВ использовались специально
разработанные опоры с горизонтальным расположением проводов индивидуальной
разработки.
Технические характеристики стальных и железобетонных опор, используемые в
массовом порядке на воздушных линиях электропередачи в Казахстане представлены
в таблицах 3.5.1 и 3.5.2.
Типовые опоры, как правило, имеют единообразное стандартизированное
обозначение.
Стальные опоры в начале имеют буквенное обозначение:
П - промежуточная опора;
У - угловая.
Сочетания букв ПС обозначает промежуточную специальную опору (для
горных, городских и прочих условий).
Далее идет цифровое обозначение напряжения 110, 220, 1150 кВ, за исключением
стальных опор 500 кВ, на которых напряжение не указывается, например
ПБ-2, У-2, а буква "Б" обозначает болтовой вариант опоры.
Ддя железобетонных опор первые буквы обозначают:
П Б - промежуточная бетонная;
УБ - угловая бетонная.
Затем идет цифровое обозначение напряжения, на которое применяются опоры.
Во всех обозначениях последняя цифра, которая пишется через определяет
цепность опоры - нечетная (1,3,5) - одноцепные опоры, четная (2,4,6) -
двухцепные.
200

Для линий напряжения 1150 кВ типовые опоры не создавались, поэтому
промежуточные опоры - ПОГ 1150-1, ПОГ 1150-5, ПОГ 1150-11 и угловые опоры
У 1150-1, У 1150-3 считаются конструкциями индивидуальной разработки.
3.5.3 Провода и тросы
Основными металлами, используемыми для изготовления проводов линий
электропередачи, является алюминий и сталь. При этом в ряде случаев оказывается
целесообразным использовать сочетание хорошей электрической проводимости
алюминия и высокой механической прочности стали, изготовляя сталеалюминиевые
провода, свитые из стальных и алюминиевых проволок. Такие
провода называются комбинированными, многопроволочными. Скрученные из
нескольких проволок они обладают большой гибкостью; такие провода могут
быть выполнены любого необходимого сечения. Диаметры отдельных проволок
и их количество подбирается так, чтобы сумма поперечных отдельных проволок
дала требуемое общее сечение провода.
При своих высоких качествах - хорошей проводимости, большой механической
прочности и коррозионной стойкости - медь, как материал для проводов
воздушных линий является дорогим и дефицитным материалом. Поэтому в настоящее
время медные провода, как правило, не применяются на воздушных линиях
как у нас, так и за рубежом.
В свое время были разработаны провода для воздушных линий электропередачи
из алюминиевых сплавов типа АЖ и АН, которые по электрическим характеристикам
лишь немногим отличаются от алюминия, а по механической
прочности значительно превосходят его (в 2 раза). Несмотря на эти благоприятные
характеристики, опыт применения проводов из алюминиевых сплавов на
отечественных линиях оказался неудачным: провода разрушались от вибрации.
Поэтому в настоящее время такие провода не применяются.
Т
Механические напряжения G= — (кг/мм2), где
S
Т - тяжение в кг,
S - сечение в мм2 в проводах и тросах при воздействии наибольших нагрузках
должны быть определены с известным запасом. Правила устройств
электроустановок устанавливают этот запас в процентах от
предела прочности проводов и тросов при растяжении, которые нормируются
в свою очередь ГОСТом.
Для наиболее распространенных на BJI сталеалюминиевых проводов допустимое
напряжение составляет 45% при наибольшей нагрузки и 30% при
среднегодовой температуре. Для стальных тросов допустимые напряжения соответственно
составляют 50 и 35%.
На воздушных линиях электропередачи в Казахстане подвешиваются исключительно
сталеалюминиевые провода типа АС. Конструкции сталеалюминиевых
проводов позволяют рационально распределять нагрузки: механические
201

нагрузки воспринимает стальной сердечник, а алюминиевая часть - электрические
нагрузки.
Возможность при одном и том же сечении алюминиевой части варьировать
сечением стального сердечника дает возможность в зависимости от климатических
условий, длин пролетов и пр. получить оптимальную конструкцию фазы для
всех линий электропередачи со 110 кВ до 1150 кВ включительно.
Характеристики основных используемых проводов на воздушных линиях
электропередачи 110 - 1150 кВ по ГОСТ 839-80 представлены в таблице 3.5.3.
При прохождении воздушных линий электропередачи вблизи морского
побережья (Каспийское море), соленых озер, солончаков, такыров и пухляков,
что особенно характерно для Западного Казахстана в районах нефтедобычи на
полуострове Мангышлак, Бузачи, месторождения Тенгиз и др., где возможны
пылевые уносы на линиях применяются провода с повышенной защищенностью
от коррозии типа АСКС, АСК и АСКП.
Количество проводов в фазе принято для ВЛ 110 - 220 кВ - один провод
в фазе. Для ВЛ 500 и 1150 кВ по условию ограничения короны применяются
провода, расщепленные на 3 - для ВЛ 500 и 8 - для ВЛ 1150 кВ составляющих. В
качестве составляющих расщепленного провода используются провода марки АС.
Выбор сечения фазы линий электропередачи 500 кВ производится в соответствии
с "Методическими указаниями к технико - экономическим расчетам при
выборе схем и параметров электрических сетей 35 кВ и выше", разработанных
институтом "Энергосетьпроект". При этом используется нормированная экономическая
плотность ток J3K, которая принимается для Казахстана при продолжительности
использования максимума нагрузки, часов в год в интервалах:
1000 - 3000 часов
3000 - 5000 часов
более 5000 часов
1,5 А/мм2
1,4 А/мм2
1,3 А/мм2
Сечение фазы линии определяется:
Idi
S = — ; где
J3K
I - базисный ток, определяемый по максимальной нагрузке 5-го года эксплуатации,
А;
di - поправочный коэффициент, учитывающий изменение максимальной
токовой нагрузки по годам за рассматриваемый период.
202

Характеристики и расчетные данные
типовых железобетонных опор, применяемых на напряжении 110 кВ и выше в массовом порядке
Шифр
опор
Объем Масса
Тип стойки ж/б м/к
м3 кг
Район по
гололеду Марка провода Марка тросов высота
Общая
опоры м
Таблица 3.5.1
Высота подвески
нижнего
провода
м
ПБ 110-11 СК 22.1-1.0 1,917 206 1-2 АС 70/11 - АС 150/24 ТК 9,1 ' 19,6 14,5
ПБ 110-13 СК 22.1-2.0 1,917 208 1-2 АС 185/29 - АС 240/32 ТК 9,1 19,6 14,5
ПБ 110-15 СК 22.1-2.0 1,917 247 3-4 АС 70/11-АС 240/32 ТК 9,1 19,6 14,5
ПСБ 110-1 СК 26.1-6.0 2,520 301 1-4 АС 70/11-АС 240/32 ТК 9,1 22,7 18,5
ПБ 110-12 СК 22.1-2.0 1,917 505 1-2 АС 70/11-АС 120/19 ТК 9,1 19,6 13,5
ПБ 110-16 СК 22.1-1.0 1,917 507 3-4 АС 70/11-АС 120/19 ТК 9,1 19,6 11,5
ПБ 110-4 СК 26.1-1.0 2,520 422 1-2 АС 185/29-АС 240/32 ТК 9,1 22,7 13,5
УБ 110-11 СК 22.3-1.0 2,220 1539 1-4 АС 95/16-АС 240/32 ТК 9,1 19,6 12,5
ПБ 220-1 СК 26.1-6.0 2,520 452 1-4 АС 300/39-АС 400/51 ТК 11,0 22,7 16,0
ПБ 220-3 СК 26.1-3.0 2,520 577 1-2 АС 300/39-АС 400/51 ТК 11,0 22,7 17,5
ПСБ 220-1 СК 22.1-2.0 3,834 429 1-4 АС 300/39-АС 400/51 ТК 11,0 19,6 17,5
У Б 220-1 СК 26.1-6.0 5,040 1825 1-4 АС 300/39-АС 400/51 ТК 11,0 22,7 14,5
УБ 220-1 СК 26.1-4.0 2,560 1807 1-4 АС 300/39-АС 400/51 ТК 11,0 22,7 14,5
ПБ 220-4 СК 26.1-2.0 5,040 933 1-2 АС 300/39-АС 400/51 ТК 11,0 22,7 16,0
ПБ 500-5Н СК 26.2-1.0 5,040 2458 2-3 ЗхАС 330/43-3 АС 400/51 АС 70/72 27,5 23,0
ПБ 500-7Н СК 26.2-1.0 5,040 2266 4 3 АС 330/43-3 АС 400/51 АС 70/72 26,0 21,5

Характеристики и расчетные данные
типовых стальных опор, применяемых на напряжении ПѲкВ и выше в массовом порядке
Таблица 3.5.2
204
Шифр
опоры
Масса опоры, кг
без цинка с цинком
Район по
гололеду
Район по Марка провода Марка тросов Общая высота
опоры, м
Высота подвески
нижнего провода, м
П 110-1 1895 1969 1-2 3 АС70/11-АС95/16 ТК9,1 25,0 19,0
П110-3 2458 2558 1-2 3 АС 120/19-АС240/32 ТК9,1 25,0 19,0
П110-5 2585 2686 3-4 3 АС70/11-АС240/32 ТК9,1 28,0 19,0
П 110-2 2691 2796 1-2 3 АС70/11-АС95/16 ТК9,1 31,0 19,0
П110-4 3240 3366 1-2 3 АС 120/19-АС240/32 ТК9,1 31,0 19,0
П110-6 3794 3942 3-4 3 АС70/11-АС240/32 ТК9,1 35,0 19,0
ПС 110-9 2847 2958 3-4 5 АС95/16-АС240/32 ТК9,1 27,0 19,0
ПС110-10 4715 4899 3-4 5 АС95/16-АС240/32 ТК9,1 34,0 19,0
У110-1 5040 5235 1-4 3 АС70/11-АС240/32 ТК9,1 20,7 10,5
У110-2 7704 8002 1-4 3 АС70/11-АС240/32 ТК9,1 24,7 • 10,5
УС 110-3 5293 5498 1-4 3 АС70/11-АС240/32 ТК9,1 20,7 10,5
П220-3 4698 4881 1-4 3 АС300/39-АС400/51 ТК11,0 36,0 25,5
П220-5 3429 3540 1-2 3 АС300/39-АС400/51 ТК11,0 36,0 25,5
П220-2 6208 6450 1-4 3 АС300/39-АС400/51 ТК11,0 41,0 22,5
ПС220-5 5575 5793 3-4 5 АС300/39-АС400/51 ТК11,0 32,6 22,5
ПС220-6 8467 8798 3-4 5 АС300/39-АС400/51 ТК11,0 41,5 22,5
У220-1 8609 8945 1-4 3 АС300/39-АС400/51 ТК11,0 25,1 10,5
У220-2 14398 14981 1-4 3 АС300/39-АС400/51 ТК11,0 31,6 10,5
ПБ-2 6711 6914 2-4 3 ЗхАС400/51 -ЗхАС500/64 2хТК11,0 32,2 27,2
ПБ-4 7765 7986 2-4 4 ЗхАС400/51 -ЗхАС500/64 2хТК11,0 32,2 27,2
Р-1 10811 11135 2-4 3 ЗхАС400/51 -ЗхАС500/64 2хТК11,0 33,6 27,0
Р-2 11473 11817 2-4 4 ЗхАС400/51-ЗхАС500/64 2хТК11,0 33,6 27,0
У-1 14405 14837 2-4 4 ЗхАС400/51 -ЗхАС500/64 2хТК11,0 24,5 17,0
У-2 14451 15915 2-4 4 ЗхАС400/51-ЗхАС500/64 2хТК11,0 24,5 17,0

Сталеалюминиевые провода
марок АС, АСКП, АСК, АСКС из ГОСТ 839-80*
Таблица 3.5.3
Номинальное
сечение Сечение Диаметр
Электрическое
сопротивление
Токовая
Разрывное
усилие для Масса Строительная
алюм/сталь
провода
постоянному
току
нагрузка проводов из провода
проволоки
АТп
длина
мм2 мм2 мм
А кГс кГ/км м
Ом/км
70/72 140,6 15,4 0,420 - 9462 755 4000
95/16 111,3 13,6 0,299 330 3276 384 1500
120/19 136,8 15,2 0,295 380 4182 471 1500
120/27 142,6 15,5 0,249 375 5117 528 2000
150/19 166,8 16,8 0,195 450 4722 554 2000
150/24 173,2 17,1 0,194 445 5331 600 2000
185/24 2 11,2 18,9 0,154 505 5922 705 2000
185/29 210,0 18,8 0,159 510 6353 728 2000
185/43 288,1 22,4 0,120 610 10019 1106 2000
240/32 275,7 21,6 0,118 605 7653 921 2000
240/39 274,6 21,6 0,122 610 8249 952 2000
240/56 297,3 22,4 0,120 610 10019 1106 2000
300/39 339,6 25,2 0,087 - 10575 1255 2000
300/48 342,8 24,1 0,098 690 10116 1186 2000
300/66 353,8 24,5 0,071 705 12479 1313 2000
330/27 351,6 24,4 0,089 - 9087 1106 2000
330/43 375,1 25,2 0,087 - 10575 1255 2000
400/22 416,0 26,6 0,073 - 9087 1261 1500
400/51 445,1 27,5 0,073 825 12166 1490 1500
400/64 453,5 27,7 0,074 835 13173 1572 1500
400/93 499,2 29,1 0,071 850 17173 1851 1500
500/27 507,6 29,4 0,060 - 11570 1537 1500
Примечание.
В таблице приведены данные сталеалюминиевых проводов,
наиболее часто подвешиваемых на ВЛ 110 кВ и выше.
205

Потери мощности и энергии на корону и уровень радиопомех от короны
зависят от напряженности электрического поля на поверхности провода, напряженность
поля кВ/см на поверхности одиночного провода, при которой появляется
общая корона, определяется по формуле:
0,613
Е 0 = 24,5 m б (1+ -------- ); где
(б • г0)м
пі - коэффициент негладкости провода, принимаемый для витых проводов
равным 0,82;
б - расчетная относительная плотность воздуха, определяемая на основании
обработки метеоданных по району прохождения трассы ВЛ и ее
расположения относительно уровня моря;
г0 - радиус провода, см.
Наибольшая допустимая напряженность на поверхности провода из условия
ограничения коронного разряда, определенная при среднеэксплуатационном
напряжении линии, принимается равной в соответствии с "Правилами устройства
электроустановок" 0,9 Ео.
Допустимая по уровню радиопомех напряженность поля определяется так
же в соответствии с "Руководящими указаниями по учету потерь на корону и
помех от короны при выборе проводов воздушных линий электропередачи переменного
тока 330 - 750 кВ и постоянного тока 800 - 1500 кВ", ОРГЭС по следующим
формулам:
для BJ1 500 кВ Едоп = 31,1-17,4 lg г„
для BJT 1150 кВ Едо„ = 32,2-17,4 lg г0
Эти напряженности подсчитывают, исходя из не превышения допустимого
уровня радиопомех от линии в диапозоне 0,15 МГц на расстоянии 100м от проекции
крайнего провода в течении не менее 80% времени в году.
Расщепление фаз воздушных линий 500 кВ, а особенно 1150 кВ одновременно
позволяет снизить вредные для здоровья людей сильные электрические
поля, возникающие под линиями электропередачи.
Предельно допустимая напряженность электрического поля для ненаселенной
местности в охранной зоне BJ1 установлена 15 кВ/м, при пересечении
дорог - 10 кВ/м и для населенной местности -5 кВ/м на высоте 1,8 м над землей.
Согласно "Правилам охраны электрических сетей" охранная зона определяется
параллельными линиями, отстоящими от крайних проводов линии электропередачи
для B JI 110 кВ - 20 м, 220 кВ - 25 м, 500 кВ - 30 м, 1150 кВ - 55 м.
Сохранение жилой застройки вблизи B JI 500 - 1150 кВ разрешается лишь
в зоне, где напряженность электрического поля не превосходит безопасного для
длительного пребывания людей значения 0,5 кВ/м.
Как правило, грозозащита линии электропередачи осуществляется грозозащитным
тросом (или тросами) по всей длине линии напряжением 110 - 1150 кВ. Грозозащитные
тросы могут применяться сечением не менее 25 мм2. Однако в установившейся
практике на воздушных линиях подвешиваются сечением 35 мм2, на
линиях 110 кВ - 50 мм2, а на линиях 220 кВ и выше - 70 мм2.
206

Стальные тросы сечением 100 мм2 и более применяются главным образом
при сооружении больших переходов через реки, овраги, ущелья и другие препятствия.
Грозозащитные тросы на ВЛ 500, 1150 кВ, а иногда и на ВЛ 220 кВ используются
для организации высокочастотной (ВЧ) связи. Как правило, такие
тросы применяются расщепленными (на два с изолирующими распорками). Они
должны обладать более высокой электрической проводимостью, чем стальные.
В связи с этим в качестве тросов, предназначенных для организации ВЧ связи на
ВЛ используются сталеалюминиевые прохода АС 70/72 по ГОСТ 839-80 с повышенным
содержанием стали.
В результате электромагнитной индукции в грозозащитных тросах линий
220 кВ и выше наводится Э.Д .С., которая при наличии замкнутого контура вызывает
в тросах постоянно проходящие токи, которые в свою очередь, обуславливают
увеличение потерь энергии в линии. Чтобы исключить образование замкнутых
контуров и снизить тем самым потери, на таких линиях применяются
только изолированное крепление грозозащитных тросов, как на промежуточных,
так и на анкерных опорах. Заземление тросов осуществляется только в определенных
точках, без образования замкнутых контуров. Если тросы не используются
для организации ВЧ связи и наличия устройств плавки гололеда на тросах
электрическим током, то изоляция осуществляется одним изолятором, шунтированного
искровым промежутком.
3.5.4 Изоляция и линейная арматура
На воздушных линиях электропередачи напряжением 110 кВ и выше
применяются, как правило, стеклянные изоляторы с изолирующей деталью из
закаленного стекла.
К преимуществам стеклянных изоляторов относятся:
• возможность полной автоматизации процесса изготовления изоляторов
из закаленного стекла, что позволяет обеспечить высокую стабильность
характеристик изоляторов и их высокую надежность;
• возможность разработки изоляторов на высокие механические нагрузки
(до 400 - 500 кН) и создания малогабаритных изоляторов благодаря
высокой механической прочности стекла;
• возможность визуального контроля качества изготовления изолирующей
детали, в которой, вследствие прочности стекла видны все внутренние
дефекты детали;
• отсутствие необходимости контроля изоляции в процессе эксплуатации,
так как при электрическом пробое изолятора происходит разрушение
тарелки изолятора без расщепления стержня и шапки изолятора
и такой изолятор выявляется в результате осмотра;
• сравнительно малая вероятность разрыва изолятора с разрушенной
изолирующей деталью при перекрытии гирлянды (около 0,1 - 0,3) по
сравнению с дефектным фарфоровым изолятором (близким к 1,0);
207

• достаточные запасы сырья для производства стеклянных изоляторов.
На линиях 110 - 500 кВ применяются главным образом одноцепные поддерживающие
подвески.
Двухцепные гирлянды используются только в тех случаях, когда применение
одноцепных невозможно по механической прочности изоляторов.
Преимуществом одноцепных гирлянд изоляторов является уменьшение
расхода изоляторов и арматуры, длины гирлянды и ее стоимости.
Недостатком одноцепных гирлянд является их меньшая надежность при
разрыве отдельного изолятора в гирлянде, поэтому воздушные линии электропередачи
напряжением 1150 кВ выполняются с поддерживающими двухцепными
гирляндами.
Стеклянные изоляторы на воздушных линиях электропередачи применяются
нормального и специального исполнения. Изоляторы специального назначения
отличаются увеличенной длиной пути утечки, что практически важно при сохранении
строительной длины гирлянды увеличить ее изоляционные характеристики
в условиях загрязненной атмосферы. Параметры и размеры линейных подвесных
тарельчатых изоляторов рассмотрены в таблице 3.5.4.
Для крепления гирлянд изоляторов к опорам, подвески проводов к гирляндам
и крепления тросов используются наборы узлов и деталей линейной
арматуры. С помощью элементов линейной арматуры осуществляется соединение
проводов в пролетах, присоединение проводов к электрическим аппаратам,
фиксирование расщепленных проводов фазы в пролетах, защита проводов от
вибрации и других колебаний.
С помощью защитной арматуры (защитных экранов) осуществляется управление
электрическими полями гирлянд изоляторов, с помощью разрядных рогов на
гирляндах изоляторов монтируются защитные искровые промежутки.
Арматура ВЛ в условиях эксплуатации воспринимает механические нагрузки,
создаваемые тяжением в проводах, массой гирлянд изоляторов, провода и льда,
образующегося на проводах и тросах, а так же усилия, возникающие от воздействия
ветра на провода и тросы. Кроме того, арматура подвергается воздействию
динамических нагрузок при вибрации, "пляске" проводов и сброса льда. Классификация
линейной арматуры для B JI дана в таблице 3.5.5.
В соответствии с "Правилами устройств электроустановок" и "Инструкции
по выбору изоляции электроустановок" РД 34.51.101-90 количество подвесных
тарельчатых изоляторов в поддерживающих гирляндах, а также в каждой гирлянде
специальной конструкции (V , JI, Y и др.), составленных из изоляторов одного
типа (в одной последовательной ветви), B JI на металлических и железобетонных
опорах определяется по формуле:
L
п =—■, где
U
L - длина пути утечки ветви гирлянды изоляторов, см
L „ - длина пути утечки одного изолятора, см.
208

Длина пути утечки L (см) изоляторов и изоляционных конструкций должна
определяться по формуле:
L = Л э И К, где
Л-, - удельная длина пути утечки, см/кВ
И - наибольшее рабочее междуфазное напряжение, кВ
К - коэффициент эффективности, поправочный коэффициент, учитывающий
эффективность использования длины пути утечки изолятора
изоляционной конструкции.
Коэффициент эффективности К изоляционных конструкций, составленных
из однотипных изоляторов, следует определять как:
К = К и •К к, где
К и - коэффициент эффективности изолятора (имеет значение от 0,9 до 1,25
в зависимости от конфигурации изоляционной детали - изолятора),
К к - коэффициент эффективности составной конструкции с параллельными
или последовательными ветвями и имеет значение при числе цепей 1 - 1,0, 2 -
1 ,0 5 ,3 -5 - 1,10.
Удельная эффективная длина пути утечки, см/кВ для конкретной линии
определяется по региональным картам уровней изоляции, утвержденным энергосистемой
для местности по которой проходит трасса линии электропередачи.
Для сравнения показателей действующих линий электропередачи с достижениями
в мире и СНГ в таблице 3.5.6. приведены технические основные
характеристики некоторых объектов НЭС "Казахстанэнерго".
Некоторые выводы. Опыт проектирования, строительства и эксплуатации
показывает, что необходимость и целесообразность сооружения электросетевых
объектов, в том числе и воздушных линий электропередачи должна быть
обоснована с точки зрения включения их в объединенную энергосистему, как
элемента электроснабжения данного региона. Это позволяет использовать все
преимущества энергосистемы, повысить надежность электроснабжения, получить
электроэнергию хорошего качества.
При проектировании и сооружении воздушных линий электропередачи,
отвечающую всем современным нормативным требованиям, следует руководствоваться
многочисленными инструкциями, правилами и руководящими указаниями,
в которых сконцентрированы результаты целевых научно - исследовательских
разработок, многолетний опыт проектирования, строительства и эксплуатации
ВЛ.
Приведенные технические характеристики важнейших конструктивных
элементов линий электропередачи показывают необходимость учета большого
количества факторов. В первую очередь величину передаваемой мощности по
ВЛ, климатические условия и топографические особенности, по которым проходит
трасса ВЛ , степень загрязненности атмосферы, интенсивность грозовой деятельности,
учитывать экологические требования и многое другое.
В качестве иллюстрации в таблице 3.5.6 приведены технические характеристики
воздушных линий электропередачи, служащие наиболее ответственными
межсистемными связями 500 - 1150 кВ в Казахстане.
или
1 4 -2 7 7
209

Параметры и размеры линейных подвесных тарельчатых
изоляторов по ГОСТ 27661-88
Таблица 3.5.4
Тип изоляторов
Механическая
разрушающая
сила
кН не менее
Пробивное
напряжение
промышленной
частоты
кВ не менее
Диаметр
изоляционной
детали
мм
Строительная
высота
мм
Длина
пути
утечки
мм
Масса
Изоляторы нормального исполнения
ПС 70 Д 70 130 255 127 303 3,5
146
ПС 70 Е 70 130 255 127 303 3,4
146
ПФ 70 В 70 130 270 146 340 4,8
ПС 120 Б 120 130 255 146 320 4,2
ПС 160 В 160 130 280 146 370 6,3
170
ПС 210 В 210 130 300 170 370 7,3
ПС 300 В 300 130 320 195 385 10,0
ПС 400 Б 400 130 390 205 475 15,0
Изоляторы специального исполнения
ПСД 70 Е 70 130 270 127 411 4,6
ПСВ 120 А 120 130 300 146 430 6,75
ПСВ 120 Б 120 130 290 146 442 5,7
ПСК210 А 210 130 410 155 410 8,6
ПСК 300 К 300 130 450 175 457 13,4
кг
210

Классификация линейной арматуры для ВЛ 110 кВ и выше
Таблица 3.5.5
Арматура BJI Наименование Тип арматуры
с қ с қ д с к т
Скобы
Промежуточные звенья
ПР,ПРО,ПРТ,ПРВ
Сцепная Коромысла 2КУ,ЗКУ,КД,8КЛ
арматура Серьги СР,СРС
Ушки
У1,У2,УС,УСК,У
Промежуточные звенья монтажные ПТМЛТР
Узлы крепления гирлянд к опорам КГ,КГП,КГН
Поддерживающие Г лухого типа ПГН,ЗПГН,8ПГН
зажимы Для промежуточно-угловых опор ПГУ
Роликовые подвесы
Р4Р,П6Р
Г асители Линейные гвн,гпг
вибрации Для больших переходов гпс
Дистанционные Парные РГ
распорки Лучевые 8РГ,РС,ЗРГ
Балласты Для ВЛ с одним проводом в фазе БЛ
Для ВЛ с расщепленными проводами ЗБЛ
нкз
Защитные кольца
Защитная арматура Защитные экраны эз
Рачрядныс рога
РРВ
Натяжные зажимы Клиновые нк,нкк
Болтовые
НБН,НБ
Прессуемые
НАС,НС,ТРАС
Соединительные Овальные
СОАС,СОС
зажимы, монтируемые
в пролете Прессуемые САС,СВС
Соединительные Болтовые ПА,ПС
зажимы Прессуемые разъемные ПАС,ПП
монтируемые Заземляющие зпс
в шлейфе Ремонтные РАС
Контактная арматура Ответвительные ОА,АОА,РОА
(зажимы) Болтовые ПА
Прессуемые
А1А,2А4А,А2А
211

Технические характеристики BJI 500 -1150 кВ
Таблица 3.5.6
212
Н апряжен
ние
Н аим енование BJI
Д лина
км
Средняя
длина
пролета
м
500 Алматы-Фрунзе 300 300
К онструкция
фазы
ЗхАС330/43крайн
ие ЗхАС400/51
средняя
Трос
2хТК11,0
500 ЮКГРЭС-Алматы 83 50 ЗхАС300/39 2хТК11,0
500 Агадырь-ЮКГРЭС 384 320
500
ЮКГРЭС-Джамбул
(строящаяся) 506,5
290
245
ЗхАС300/39
ЗхАСЗОО/66
ЗхАС400/51
ЗхАС300/93
500 Чимкент-Джамбул 169 350
ЗхАС400/51
3xAC400/93
ЗхАС500/64
Целиноград-Есиль-
500 Сарбай 274 380 ЗхАСОЗЗО
Челябинск-
1150 Кустанай - 1400 350 8хАС330/43
Кокчетав-
Экибастуз-Барнаул
(в пределах РК)
2хТК11,0
2хТК11,0
2хТК11,0
И золяция
1x28 ПС120Б 1x25
ПС 160В 1x24
ПС120Б
1x28 ПС 120А
1x28 ПСП120А
1x35 ПСГ120А
1x29 ПСГ120А
1x30 ПС160Б
1x35 ПСГ120А
1x31 ПС160Д
1x22 ПСС210Б
1x28 ПСВ120Б
1x20 ПСК300К
1x26 ПС2108
1x28 ПС120Б
Тип промеж
уточных
опор
ПБ500-5Н
ПБ4
ПБ4-У
ПБ500-5Н
ПБ4
ПБ500-1773
ПБ4-5,4
ПБХ4-у-5,4
Р-2
ПБ4у
ПБ4ус
ПБ500-74
2х2х АСУС70 1x27 ПС-12А
1x33 ПСГ 12 ПБ500 -1
2х2х АС70/72 (2х40ПСС210Б+
2х 14ПСС210Б+2хП ПОП 150-1
С210210В)х2 ПОГ1150-5
(средняя фаза) ПОГ1150-11
2х(52хПСС21ОБ+2
хПС210В) (крайние
фазы)
Тип анкерно-угловых
опор
У-2
УХ-2у
К лим атические
условия
С=10,15,20 мм
Ѵ=30,35,39 м/с
У-2 УБМ-17 С=10,15,20 мм
УБМ-22 Ѵ=30,32 м/с
У-2 УБМ-17 С= 15,20 мм
УБМ-22 Ѵ=30,33,35 м/с
У-2
У2
УХ2
С=15,20,25,45 мм
Ѵ=39,42,46,51,57
м/с
С=15,20,25,30,35
мм
Ѵ=33,36,40 м/с
УБ500-1 С=10 мм
УБМ-17, 22 Ѵ=32 м/с
У 1150-1
У1150-3
С=10,15 мм
Ѵ=30,33 м/с

3.6 Управление объединенными энергосистемами
3.6.1 Задачи управления энергообъединениями
Задачи управления крупными энергообъединениями на современном
этапе развития электроэнергетики приобретают важнейшее значение. Это обусловлено
последовательной централизацией электроснабжения и концентрацией
генерирующих мощностей, усложнением структуры энергообъединений, увеличением
зависимости электроэнергетики от других составляющих топливноэнергетического
комплекса страны и мировой топливно-энергетической конъюнктуры,
ростом влияния уровня надежности электроснабжения на функционирование
экономики государства в целом.
Надежность и живучесть современного мощного энергообъединения является
основной характеристикой качества его функционирования. Для обеспечения
надежности решается большой комплекс задач на различных уровнях территориальной
и временной иерархии управления. Отставание в решении этих задач
приводит к возникновению крупных общесистемных аварий, имеющих, в ряде
случаев, весьма тяжелые последствия. Этим обусловливается особое внимание,
которое уделяется проблеме обеспечения живучести энергообъединений. По мере
того как проходил процесс объединения энергосистем, выявлялись и негативные
стороны. Тесная взаимосвязь и взаимозависимость многих элементов, характерная
для всех больших систем, привела к возможности возникновения так называемых
каскадных аварий, когда выход из строя одного, даже не самого значительного
элемента, приводит к последовательной перегрузке и отключению многих
других участков сети, что вызывает нарушение электроснабжения потребителей
на значительной территории. Такие аварии неоднократно имели место в ряде
энергосистем и приводили к весьма тяжелым последствиям. Примерами подобных
аварий, характеризующих недостаточную живучесть энергосистем, являются
известные случаи полного обесточивания потребителей в северо-восточных штатах
США (1965 и 1977 гг.) и на большей части территории Франции (1978 г.), в
Канаде (1982 г.) и Швеции (1983 г.). Все аварии, относящиеся к категории каскадных,
сопровождались тяжелыми экономическими потрясениями и нанесли
ущерб экономике этих стран, исчисляющийся сотнями миллионов долларов.
Основной причиной этих, а также многих других тяжелых системных аварий,
послужило неудовлетворительное состояние системы противоаварийного управления.
Возникает вопрос: является ли создание таких гигантских объединений оправданным
и не приведет ли это в дальнейшем к дискредитации самой идеи
параллельной работы большого числа электростанций? Ответ большинства
специалистов однозначен: достоинства объединения велики и подтверждены
всем ходом развития электроэнергетики. Что же касается трудностей, связанных
с объединением энергосистем, то они могут быть преодолены применением современных
методов и средств оперативного диспетчерского и автоматического
управления.
213

Управление в настоящее время - это особая область деятельности, связанная
с задачей максимально эффективного использования гигантских производительных
сил, накопленных человечеством. Научно- техническая революция середины
XX в. во многом связана с разработкой новых методов и средств обработки
информации и управления. Создание больших и очень сложных, охватывающих
огромные территории энергообъединений, чрезвычайно усложнило решение
проблемы управления ими. Решение этой проблемы оказалось возможным
благодаря достижениям в области новых систем и средств управления, сбора,
передачи и обработки информации.
В связи с этим во многих развитых странах была проведена большая работа
по обобщению опыта противоаварийного управления, применению в них
соответствующих систем ЭВМ.
Задачи управления крупными энергообъединениями должны решаться на
всех стадиях их создания, развития и функционирования с учетом конкретных
особенностей их структуры, характеристик всех элементов, режимов нормальной
работы и вероятных аварий. Это означает, что процесс начинается с управления
развитием энергообъединений. На этой стадии требуется углубленное изучение
объединений как объектов управления, а также факторов, влияющих на
их формирование (расположение источников энергии, их технико-экономические
характеристики, удаленность центров потребления и т.п.). На этом же этапе
должны учитываться перспективы изменения характеристик оборудования и новых
систем и средств управления, в частности противоаварийного управления.
Управление развитием энергообъединений невозможно без долгосрочного
планирования режимов. Такое планирование включает определение необходимых
топливных ресурсов, условий использования гидроресурсов, режимов
работы электростанций и сетей. Результаты долгосрочного планирования являются
предварительными, в связи с неполнотой информации об ожидаемых нагрузках
и состоянии энергосистемы на этом этапе, и уточняются на последующих
ступенях временной иерархии: при краткосрочном планировании режимов и
оперативном управлении.
Автоматическое управление работой энергообъединений и, в особенности
управление в аварийных условиях, имеет важное значение и осуществляется специальными
средствами, в состав которых входит противоаварийная автоматика.
Общей целью управления в электроэнергетике является обеспечение максимально
экономичного электроснабжения потребителей при учете ущерба от
возможных аварий.
3.6.2 Структура и принципы оперативно-диспетчерского управления
Оперативно-диспетчерское управление энергетикой во всех развитых
странах осуществляется по многоступенчатой схеме.
Для национальных энергообъединений с национализированной энергетикой
характерна наиболее эффективная единая иерархическая система планирования
режимов и оперативно-диспетчерского управления, высшим органом
214

которой является государственное (центральное) диспетчерское управление
(ЦДУ) или национальный диспетчерский центр (НДЦ).
В странах с преимущественно частной энергетикой отсутствует единая национальная
система управления энергетикой, отсутствует и НДЦ. Диспетчерское
управление осуществляется оперативным персоналом в соответствии с контрактными
обязательствами и техническими соглашениями между энергокомпаниями.
Однако по мере развития энергетики все в большей мере проявляется тенденция
централизации оперативно-диспетчерского управления национальными
энергосистемами, в которых энергетика находится в руках частных энергокомпаний.
Централизация управления позволяет повысить эффективность энергетического
производства и способствует решению задачи обеспечения этого производства
необходимыми энергоресурсами с учетом складывающейся в стране
топливной конъюнктуры. Кроме того, создание центрального управления в
национальных энергосистемах, в ряде случаев, обусловлено включением энергосистемы
в межгосударственные объединения.
Иерархическая система оперативно-диспетчерского управления энергосистемами
формировалась в соответствии с основными этапами развития энергетики:
с созданием энергосистем возникла необходимость организации диспетчерских
служб; образование энергообъединений обусловило создание ОДУ; при
соединении на параллельную работу ОЭС требуется создание высшего органа
системы диспетчерского управления ЦДУ.
При последовательном переходе от одного этапа к другому происходит
резкое усложнение объекта управления, возникают новые особенности режима,
специфические трудности и задачи. Это требует развития научных исследований
в области управления режимами, создания новых средств оперативного управления,
применения более совершенных расчетных средств для планирования
и анализа режимов, повышения уровня автоматизации управления нормальными
и аварийными процессами в энергосистемах.
В основе построения системы диспетчерского управления энергетическим
хозяйством лежат следующие принципы:
• разграничение оперативно-диспетчерских функций и общехозяйственных
с обеспечением независимости действия системы диспетчерского
управления (в пределах ее функций) от административно-хозяйственного
руководства энергосистемами;
• иерархическое построение системы с прямым подчинением дежурного
оперативного персонала каждой ступени персоналу более высокой ступени
иерархии;
• предоставление персоналу каждой ступени максимальной самостоятельности
в выполнении всех оперативных функций, не требующих
вмешательства оперативного руководителя более высокой ступени;
• четкое разграничение функций и ответственности оперативного персонала
всех ступеней управления по ведению нормальных режимов и ликвидации
аварийных нарушений;
215

• строжайшая диспетчерская дисциплина.
Основным принципом ведения режимов при оперативном управлении является
подчинение режима каждого низшего звена (части) требованиям обеспечения
оптимального режима высшего звена (целого). Так, режим каждого агрегата
подчинен требованиям режима электростанции, режим электростанции -
требованиям режима энергосистемы, энергосистемы - требованиям ОЭС.
3.6.3 Информационно-вычислительные системы
Общие сведения. Термин "информационно-вычислительная система"
(ИВС) характеризует обобщенное понятие, объединяющее комплекс методов,
технических и программных средств, обеспечивающих осуществление функций
диспетчерского управления энергосистемами и энергообъединениями.
Комплекс технических средств ИВС, с помощью которого осуществляется
планирование режимов, оперативное и автоматическое управление, включает
средства передачи, обработки, отображения и документирования информации.
Структурная схема ИВС показана в таблице 3.6.1.
Основой комплексов технических средств большинства эксплуатируемых
ИВС являются автоматически резервируемые (дублированные) системы, обеспечивающие
готовность до 99,8% и отличающиеся количеством ЭВМ.
Большинство ИВС входит в состав многоступенчатых иерархических
систем управления; между ЭВМ осуществляется автоматический и автоматизированный
межуровневый обмен информацией. Современные ИВС имеют в своем
составе большое число разнообразных удаленных терминалов (терминал - комплект
измерительных, передающих приборов и ЭВМ, собранных в единую работающую
систему), установленных на объектах (электростанциях, подстанциях,
диспетчерских центрах нижнего уровня управления). Терминалы, которые выполняются
на базе ЭВМ, обеспечивают сбор и хранение информации, а также
выполнение команд, поступающих с диспетчерского центра.
Наиболее развитые типы терминалов, наряду с основными функциями,
обеспечивают:
• запись последовательности событий и контроль за предельными параметрами
режимов, установленных для аварийных ситуаций;
• запоминание последовательности срабатывания устройств защиты и
автоматики, изменения параметров режима;
• синхронизацию во времени с центральной частью системы управления,
участие в системе автоматического управления генерацией (терминалы
установленные на электростанциях).
216

Структурная схема оперативно-информационной системы
Уровень АООТ "KEGOC”, ЦДУ
Таблица 3.6.1
Уровень ПО Эи Э
Уровень ПО Эи Э
f/ЭС, РЭС
1C, ТП РЭС, 777
РЭС, 777
Условные обозначения
ФС - файловый сервер
PC - рабочая станции
КА - коммуникационный абонент
КУ - коммуникационный узел
ТС - терминальный сервер (ЦСОТ)
ГІК - контроллер или устройство телемеханики
АТС - автоматическая телефонная станция
АСКУЭ - автоматическая систему коммерческого
учета электропотребления
217

3.6.4 Управление нормальными режимами. Планирование режимов
Принципы планирования режимов. Планирование режимов энергообъединения
большой мощности является чрезвычайно сложной задачей, для решения
которой необходим большой объем информации. Решение такой задачи для
энергообъединения в целом и одновременно для длительного периода, а также
для ближайшего времени этого периода, практически невозможно из-за большого
объема необходимой информации и сложности расчетной модели. Поэтому
осуществляется разделение задачи планирования в территориальном, временном
и функциональном аспектах.
В планировании режимов различают долгосрочное планирование (на месяц,
квартал, год) и краткосрочное (на сутки, несколько суток).
Разделение задач на этапы долгосрочного и краткосрочного планирования
характерно для энергообъединений всех стран. Вместе с тем, в разных странах
имеются различия во временной иерархии задач управления, зависящих от
состава генерирующих мощностей (доли составляющей ГЭС и длительности цикла
их регулирования) и структуры управления энергетикой. Временные уровни
планирования режимов могут быть следующими:
• долгосрочное (на 1-2 года) - решение задачи использования водохранилищ
ГЭС с сезонным регулированием;
• среднесрочное (на 1-6 месяцев) -решение задач по корректировке плана
сработки водохранилищ;
• краткосрочное (на сутки - неделю) - использование водохранилищ ГЭС
с малыми объемами;
• выбор состава включенных агрегатов (обычно на сутки).
На временном уровне оперативного планирования каждые 10-30 мин
осуществляется корректировка загрузки работающих агрегатов активной и реактивной
мощностью.
Долгосрочное планирование. На уровне долгосрочного планирования
решаются задачи оптимизации использования гидроэнергетических ресурсов в
длительном цикле регулирования, годового и месячного планирования режимов
основного оборудования, а также большинство задач, связанных с разработкой
схем и режимов для предстоящих характерных периодов работы энергосистемы
(периоды годового максимума нагрузок, паводка и др.), в том числе задачи по
обеспечению надежности: исследование устойчивости параллельной работы
энергосистем, расчеты токов КЗ, выбор уставок устройств релейной защиты и
автоматики и т.д. К задачам, решаемым на этом временном уровне, относится
разработка инструктивных указаний по оперативному ведению режима и диспетчерской
эксплуатации средств автоматики и т.д.
Долгосрочное прогнозирование потребления электроэнергии, оптимизация
распределения выработки, использования гидроэнергетических ресурсов крупных
ГЭС (графики наполнения и сработки основных водохранилищ ) и топливных
ресурсов с учетом складывающейся топливной конъюнктуры, координация
планов ремонтов осуществляется ЦДУ для объединенной энергосистемы в це­
218

лом. Объединенные диспетчерские управления подготавливают для ЦДУ предложения
и необходимые материалы, разрабатывают оптимальные долгосрочные
режимы по ОЭС и работающим в ее составе энергосистемам. Детализация оптимальных
долгосрочных режимов каждой из энергосистем осуществляется службами
этих энергосистем в соответствии с заданиями ОДУ. В большей или меньшей
степени планирование распределения энергоресурсов начинается за 2-4 года.
Основными исходными данными при планировании являются внешние показатели:
ожидаемое потребление электроэнергии и нагрузки, а также возможность
получения определенных видов топлива и его стоимость.
Долгосрочное планирование развития энергосистемы широко распространено
как в странах с национализированной энергетикой , так и странах, где энергетика
находится в частном владении. Так, в энергообъединениях и энергокомпаниях
США практикуется скользящее перспективное планирование на длительный период.
Каждый год проводится корректировка плана со смещением срока планирования
на 1 год вперед. В подобном плане определяется: рост потребления электроэнергии
и максимума нагрузки, ввод генерирующих мощностей, развитие основных
электрических сетей, основные научно-исследовательские и проектные работы.
Задачи управления нормальными режимами. Нормальным называется
режим работы, при котором обеспечивается выполнение требований к надежности
электроснабжения и качеству электроэнергии. Основными функциями управления
в нормальном режиме являются:
• регулирование режима в соответствии с краткосрочным (суточным)
планом с коррекцией его при отклонении от предусмотренных в плане
условий для обеспечения максимальной экономичности при удовлетворении
требований надежности и качества электроэнергии;
• производство оперативных переключений;
• вывод оборудования в ремонт и в резерв и ввод его в работу после ремонта
и из резерва;
• сбор, обработка и документирование оперативной информации о работе
энергосистемы.
Эти функции осуществляются оперативным персоналом с помощью
средств оперативного и автоматического управления. Оперативный персонал в
процессе работы при необходимости может изменять параметры настройки
средств автоматического управления нормальными и аварийными режимами. Выполнение
указанных функций связано с решением комплекса задач управления
режимом, схемой сети, составом включенного оборудования и со средствами
управления.
Комплекс задач управления режимом можно с известной условностью разделить
на три группы:
• управление режимом для обеспечения надежности энергосистемы;
• управление частотой и активной мощностью для обеспечения экономичности
энергетического режима, качества электроэнергии по частоте;
• управление напряжениями и реактивными мощностями для обеспечения
экономичности режима электрической сети и установленных нормативов
качества электроэнергии по напряжению.
219

В общем случае процесс оперативного управления режимом включает
следующие фазы: идентификацию управляемой энергосистемы, контроль текущего
состояния, оценку перспективных состояний, собственно управление (изменение
схемы сети и состава включенного оборудования, регулирование параметров
режима) и ретроспективный анализ.
Управление нормальным режимом для обеспечения надежности. Для
удовлетворения требований надежности энергосистемы при управлении нормальным
режимом необходимо обеспечить: термическую стойкость элементов сети в
нормальном и возможных послеаварийных режимах, доступные для оборудования
энергосистемы уровни напряжения, требуемые (нормативные) запасы статической
устойчивости по передаваемой мощности для контролируемых линий (сечений
сети) в нормальном и послеаварийных режимах, требуемые (нормативные)
запасы статической устойчивости по напряжению в узлах нагрузки, динамическую
устойчивость при расчетных (нормативных) аварийных возмущениях.
Управление нормальными режимами в целях поддержания необходимого
уровня надежности энергосистемы включает:
• оперативный контроль параметров текущего режима (перетоков мощности
и напряжений в основных узлах сети) и принятие мер по восстановлению
нормальных параметров в случае их выхода за пределы, допустимые
по условиям надежности;
• оценку ожидаемых ремонтных режимов и возможных аварийных ситуаций
и принятие, при необходимости, мер по корректировке режима, а
также изменение схемы сети и состава включенного оборудования для
предотвращения возникновения недопустимых послеаварийных режимов;
• автоматическое ограничение перетоков мощности по линиям электропередачи;
• поддержание оперативных резервов активной мощности.
Контроль схемы и параметров текущего режима оперативный персонал
осуществляет с помощью установленных на диспетчерских пунктах приборов и
других средств отображения информации, передаваемой с помощью телемеханики.
Важную роль при этом играют ИВС, осуществляющих автоматический контроль
параметров режима и выдачу персоналу необходимой информации. Для
автоматического контроля в ЭВМ вводятся данные о пределах допустимых изменений
параметров по условиям обеспечения надежности (пределы активной мощности,
передаваемой по отдельным линиям электропередачи или сечениям сети,
напряжения в узлах, частота в энергосистеме и др.).
Особое удобство использования ЭВМ определяется тем, что при этом контролируются
не только отдельные параметры, но и обобщенные, а также некоторые,
не измеряемые непосредственно (расчетные) параметры, формируемые
ЭВМ: суммарные значения перетоков активной мощности в контролируемых
сечениях, расчетные значения угла на линии электропередачи и т.д. С помощью
ЭВМ по заданию оперативного персонала может производиться (перед отключением
соответствующего оборудования) расчет потокораспределения в предстоящем
ремонтном режиме.
220

Управление режимом по частоте и активной мощности. Регулирование
частоты и активной мощности имеет своей целью обеспечение качества электроэнергии
(поддержания номинального значения частоты в энергосистеме),
экономичности режима (оптимальное распределение мощности между параллельно
работающими энергосистемами, электростанциями, агрегатами), надежности
(ограничение перетоков мощности по линиям электропередачи). В нормальном
режиме работы энергосистемы допускаются отклонения частоты
(усредненные за 10 мин) в пределах ±0,1 Гц и временная работа энергосистемы с
отклонениями частоты ±0,2 Гц. Размах быстрых колебаний частоты (разность
между наибольшим и наименьшим значениями) не должен превышать 0,2 Гц,
при этом под колебаниями частоты понимаются ее изменения, происходящие со
скоростью 0,2 Гц в секунду и более.
В основу ведения режима по активной мощности положен принцип раздельного
регулирования плановых и внеплановых изменений активной нагрузки.
В соответствии с этим принципом распределение плановых изменений активной
нагрузки осуществляется на основании оптимизационных расчетов путем задания
каждой электростанции суточных графиков мощности, которые реализуются
автоматически через системы группового регулирования активной мощности
агрегатов или вручную дежурным персоналом с помощью средств дистанционного
управления. Регулирование частоты и обменной мощности, а также ограничение
перетоков мощности по межсистемным и сильно загруженным внутрисистемным
связям обеспечиваются действием системы АРЧМ (автоматическое
регулирование частоты и мощности), осуществляющей автоматическое распределение
внеплановых изменений активных нагрузок воздействием на выделенные
регулирующие электростанции. Распределение внеплановых мощностей между
регулирующими электростанциями производится с приближенным учетом экономических
факторов и технологических особенностей электростанций.
К регулированию внеплановых изменений активных нагрузок привлекаются
электростанции с регулировочным диапазоном, равным 5-10% мощности соответствующего
энергообъединения.
В национальных энергосистемах Западной Европы автоматическое регулирование
перетоков мощности по межгосударственным связям осуществляется
(сальдо обменной мощности) со статизмом по частоте. Такое регулирование
является необходимым условием надежной параллельной работы национальных
энергосистем, стабилизации частоты в энергообъединении и поддержание плановых
(согласованных) значений обменной мощности.
В США практика управления нормальными режимами по частоте и активной
мощности весьма разнообразна. Однако есть одно требование, предъявляемое
ко всем энргокомпаниям, работающим на общую сеть, - все они обязаны
обеспечить автоматическое регулирование перетоков мощности с соседними
энргокомпаниями по сетевым характеристикам, т.е. участвовать в системах
АРЧМ.
При вступлении энергокомпании в картельное соглашение (пул) основные
функции по автоматизации управления частотой и перетоками активной мощности
переходят обычно к пулу. При этом в большинстве случаев регулируются
221

внешние перетоки объединения. Внутри же объединения, при достаточной пропускной
способности внутренних электрических связей, работа ведется в режиме
свободных перетоков. Обязательность требований об осуществлении автоматического
регулирования перетоков стимулировала широкое развитие технических
средств регулирования, структура которых развивалась в соответствии с
указанными выше принципами. Все системы АРЧМ строились как централизованные.
Основные задачи АРЧМ состоят в измерении перетоков активной мощности
по линиям связи и выявлении на основе этих измерений "регулирующего отклонения
района", а также распределении требуемого изменения мощности наиболее
экономичным образом между генерирующими источниками. Такое распределение
производится с передачей управляющих команд либо непосредственно
на агрегаты электростанций, либо по иерархической структуре через центры
управления соответствующих энергокомпаний и энергообъединений.
Управление режимом по напряжению и реактивной мошности. Основными
требованиями к режиму электрической сети по напряжению и реактивной
мощности являются поддержание на приемниках электроэнергии уровней напряжения,
соответствующих нормативам на качество электроэнергии, и обеспечение
наиболее экономичного режима сети при допустимых нагрузках ее элементов.
Показателями качества электроэнергии у приемников, получающих питание
от электрических сетей трехфазного тока, кроме отклонения частоты и размаха ее
колебаний, являются отклонения напряжения, размах изменений напряжения,
коэффициент несинусоидальности формы кривой напряжения, коэффициент несимметрии
напряжения.
Отечественным стандартом установлены следующие пределы допустимых
отклонений напряжения на зажимах электроприемников (процентах от номинального):
• для приборов рабочего освещения, установленных в производственных
помещениях и общественных зданиях, где требуется значительное зрительное
напряжение от плюс 5% до минус 2,5%;
• для электродвигателей и аппаратов для их пуска - от плюс 10% до минус
5%;
• для остальных приемников электроэнергии - от плюс 5% до минус 5%.
Задача оптимизации режима электрической сети является по существу частью
более общей комплексной задачи экономического распределения активных и
реактивных мощностей с учетом ограничений, налагаемых на параметры режима
по условиям обеспечения качества электроэнергии и надежности. В обычной
практике общая комплексная задача разделяется на две последовательно решаемые
более простые задачи.
Первая задача заключается в оптимизации распределения активных мощностей
(с учетом влияния потерь в сетях) при поддержании номинальной частоты
и удовлетворении требований по надежности, вторая - в оптимизации режима
электрической сети по критерию минимума потерь в ней при соблюдении нормативных
требований по качеству электроэнергии. При этом оптимизация режима
222

электрической сети производится при заданном распределении активных мощностей
(полученном решением первой из рассматриваемых задач). Возможность
такого разделения основывается на том, что распределение активных мощностей
существенно влияет на распределение реактивных мощностей, а обратное влияние
незначительно.
Задача оптимизации режима электрической сети на временном уровне
долгосрочного планирования решается в целях назначения типовых графиков
напряжения характерных суток (рабочие, выходные дни) рассматриваемого длительного
периода (квартал, месяц) и определения условий оптимального использования
источников реактивной мощности и средств регулирования напряжения.
Основными регулируемыми параметрами при ведении оптимального режима
электрической сети являются напряжения в контрольных точках (узлах)
сети. Напряжения в этих точках регулируются оперативным персоналом в соответствии
с заданием и (корректируемыми, при необходимости) суточными графиками
напряжения. В качестве контрольных точек выбираются пункты питания
электрических сетей (шины генераторного напряжения электростанций, от которых
питается местная нагрузка; шины вторичного напряжения подстанций
основной сети), узлы примыкания сети потребителей к сетям энергосистемы,
узловые пункты основной сети, регулированием напряжения в которых обеспечиваются
экономичные режимы этой сети и требуемые режимы напряжения в распределительной
сети. Оптимальное использование источников реактивной мощности
обеспечивается регулированием напряжения в контрольных точках.
Следует отметить, что требования по качеству электроэнергии более жестко
обусловливают режимы распределительных сетей, чем режимы основных питающих
сетей; зона режимов питающих сетей, при которых эти требования могут
быть удовлетворены , относительно велика, и управление режимами этих сетей в
значительной мере подчинено требованиям экономичности.
Автоматическое управление режимами по напряжению и реактивной
мощности обеспечивается широким применением децентрализованных устройств:
автоматических регуляторов возбуждения генераторов и синхронных
компенсаторов, устройств автоматического управления средствами регулирования
напряжения под нагрузкой понижающих трансформаторов, автоматическое
включение и отключение батарей статических компенсаторов и шунтирующих
реакторов и т.д.
Функции регулирования напряжения распределены между оперативным
персоналом в соответствии с установленной территориальной иерархией управления.
Оперативный персонал низших ступеней управления использует источники
реактивной мощности и средства управления для регулирования напряжения
на шинах электростанций и в контрольных точках распределительной сети по
заданным графикам. Персонал высших ступеней оперативного управления руководит
регулированием напряжения в контрольных точках основной сети и координирует
действия подчиненного персонала и, при необходимости, корректирует
заданные графики напряжения.
223

3.6.5 Управление электропотреблением
Работа по регулированию режимов потребления должна проводиться
ежегодно как в разрезе министерств и ведомств, так и в разрезе крупных предприятий
- потребителей электроэнергии. Для снижения расхода электроэнергии
предприятиям устанавливаются задания, в соответствии с которыми они обязаны
разрабатывать организационные и технические мероприятия, обеспечивающие
экономию электроэнергии. Для снижения максимума потребляемой мощности
предприятия совместно с энергосистемами разрабатывают регулировочные мероприятия,
предусматривающие изменение в допустимых пределах режимов
технологических процессов, отключение отдельных установок в часы максимума,
увеличение загрузки в часы ночного минимума нагрузки.
Разнообразные методы управления нагрузкой с целью снижения максимума
и выравнивания графика электропотребления широко применяются за рубежом.
К таким методам относятся:
• введение многоставочных тарифов, стимулирующих выравнивание
графиков потребления;
• включение в контракты на поставку электроэнергии промышленным
потребителям специальных статей о возможности оперативного отключения
с предварительным уведомлением;
• снижение напряжения на питающих центрах с целью уменьшения нагрузки;
• оперативное отключение нагрузки с диспетчерских пунктов.
3.6.5.1. Создание автоматизированной системы оперативнокоммерческого
учета энергии и мощности, контроля и управления
электропотреблением (АСКУЭ) на оптовом рынке
электроэнергии и мощности (ОРЭМ) Казахстана.
Основной целью создания автоматизированной системы оперативнокоммерческого
учета энергии и мощности, контроля и управления электропотреблением
является точное и оперативное определение величины электроэнергии
и мощности, выдаваемой поставщиками на ОРЭМ, получаемой покупателями
с ОРЭМ, а также реальных потерь электроэнергии и мощности на ОРЭМ, организация
наиболее экономического режима работы ЕЭС Казахстана и получения
наибольшей выгоды для каждого субъекта ОРЭМ.
Субъекты оптового рынка.
• электрические станции национального значения;
• Казахстанская компания по управлению электрическими сетями
• областная распределительная энергокомпания;
• потребитель, имеющий прямой доступ к сетям, обслуживающих оптовый
рынок;
• иностранные энергопроизводители и электросетевые компании, признающие
Правила ОРЭМ Республики Казахстан.
224

Казахстанская компания по управлению электрическими сетями - организатор
ОРЭМ определяет правила его функционирования.
ЦДУ ЕЭС Казахстана - оператор ОРЭМ обеспечивает взаимные поставки
электроэнергии и мощности через сети Казахстанской компании по управлению
электрическими сетями между субъектами оптового рынка, ведет контроль за
генерацией и потреблением.
Создаваемая система АСКУЭ должна обеспечивать точной, достоверной и
надежной информацией коммерческие расчеты на оптовом рынке электроэнергии
и мощности, контроль выполнения договорных обязательств между субъектами
рынка, межгосударственные расчеты, а также задачи анализа и контроля
баланса оптового рынка.
Структура и иерархия АСКУЭ должна соответствовать современной
структуре управления в электроэнергетике в рыночных условиях.
Состав технических средств:
• высокоточные электронные счетчики класса 0,2 и 0,5;
• локальные системы сбора и обработки информации;
• аппаратура системы сбора и передачи информации на вышестоящие
уровни управления АСКУЭ на ОРЭМ;
• комплексы технических средств вычислительной техники всех уровней
управления, обеспечивающие прием, обмен информации между различными
уровнями управления, обработку и преобразование информации в
единую базу данных.
Программное обеспечение должно обеспечивать помехоустойчивую,
достоверную информацию АСКУЭ. На каждом уровне сбора коммерческой информации
должна быть обеспечена организация хранения и обработки собранной
информации:
• данные должны быть надежно защищены от несанкционированного
доступа;
• объем обмена данными между уровнями определяется потребностями
вышестоящего уровня;
• должна быть предусмотрена возможность запроса любых требуемых и
согласованных данных;
• объем принимаемой в банк информации (с учетом ручного ввода)
должен полностью обеспечивать требования, определенные соответствующими
положениями о коммерческих расчетах;
• данные должны быть защищены от потери.
Программное обеспечение обслуживания банка данных должно:
• отвечать требованиям приема и обработки информации от разнотипных
систем первичного сбора и приведения их к единой форме;
• обеспечивать выдачу информации в виде свободно генерируемых отчетов;
• быть пригодным для установки на разных уровнях управления;
• обеспечивать приведение полученной информации к единому времени.
1 5 -2 7 7 225

Задачи метрологического обеспечения:
• обеспечение единства и требуемой точности измерений электрической
энергии в нормальных и ремонтных режимах;
• внедрение современных методов и средств измерений, информационноизмерительных
систем, эталонов, применяемых для калибровки средств
измерений;
• осуществления метрологического контроля;
• осуществление надзора за состоянием и применением средств измерений,
аттестованных методик средств измерений, эталонов, применяемых
для калибровки средств измерений, соблюдением метрологических
правил и норм, нормативных документов по обеспечению единства
средств измерений.
Вопросы технического обслуживания и метрологического обеспечения
АСКУЭ на ОРЭМ должны обеспечивать на объектах разной подчиненности соответствующие
метрологические службы.
3.6.5.2. Становление рыночных отношений
В период становления рыночных отношений часто проявляется отставание
в выполнении контрактных обязательств, в частности - отсутствие платежей за
отпущенную электроэнергию. Внедрение системы оперативно-коммерческого
учета электроэнергии и мощности предусматривает и контроль своевременной
оплаты за отпущенную электроэнергию потребителям. Значение мощности соответствующей
действующему контракту контролируется устройствами автоматики
ограничения перетока мощности (АОПМ), выполненных отдельными устройствами
или на базе электронных счетчиков электрической энергии. При превышении
потребителем заданных значений мощности устройства АОПМ срабатывают
на сигнал для оповещения нижестоящего оперативного персонала потребителя
для принятия срочных мер по снижению электропотребления. В случае не принятия
или запаздывания мер по снижению электропотребления устройства АОПМ
автоматически отключают недисциплинированного потребителя через заданное
время (10-20 минут).
Самовольный (безконтрактный) отбор мощности с ОРЭМ приводит к
длительному снижению качества электроэнергии - снижению частоты - последствия
которого могут привести к явному и неявному экономическому ущербу
энергетического оборудования.
Отключение потребителя от устройства АОПМ может привести к расстройству
технологического процесса производства, а в случае отключения
ОРЭК - к расстройству технологии производства электроэнергии электростанций,
интегрированных с территориями (при недостаточном объеме АЧР, отказах
ЧДА к полному останову электростанций)*.
Дополнительно использование Устройств АОПМ может быть использовано
для контроля баланса генерации и потребления электроэнергии, нормализации
и стабилизации отношений между поставщиками и потребителями электроэнергии.
226

Система АСКУЭ будет способствовать:
• организации контроля за электропотреблением;
• внедрению гибкой системы многоставочных тарифов, а также штрафов
за невыполнение контрактных обязательств;
• разработке мероприятий по выравниванию графика нагрузки для повышения
экономичности работы энергетического оборудования;
• стремлению субъектов ОРЭМ к взаимовыгодному экономическому сотрудничеству;
• прозрачности цен на поставку и транспорт электроэнергии;
• стабилизации рыночных отношений на ОРЭМ;
• приведение мышления субъектов ОРЭМ в соответствие с действующими
положениями ОРЭМ;
• экономическая эффективность АСКУЭ на ОРЭМ неизбежно приведет
к трансформации АСКУЭ на уровень розничного рынка электроэнергии
и мощности.**
Примечание. * В целях недопущения работы АОПМ на линиях межгосударственной, межрегиональной
и питательных линиях связи, следствия которых могут быть
тяжелыми, эти устройства, как правило, будут устанавливаться на уровне
распределительных сетей, что обеспечит их избирательность работы.
В настоящее время разрабатываются устройства, связывающие уставки
АОПМ с уровнем оплаты за оказанные услуги.
** Для организации системной и сетевой АСКУЭ на оптовом рынке был
проведен тендер на закупку и установку технических средств (победила
фирма "Сименс"), которая должна быть базовой и участники оптового и
розничного рынков должны пользоваться аналогичными средствами.
3.6.6 Потери электроэнергии в сетях
Снижение потерь электроэнергии неразрывно связано с задачами регулирования
напряжения и реактивных мощностей; качество напряжения и уровень
относительных потерь электроэнергии в значительной степени определяются
общими факторами.
Одной из основных причин, вызывающих увеличение потерь является
централизация электроснабжения и концентрация мощностей, которые делают
необходимым внедрение более высоких напряжений и увеличение числа трансформаций.
Увеличивается дальность передачи электроэнергии и величина межсистемных
обменов. Значительная величина мощности крупных ТЭС и ГЭС передается
в центры потребления , находящиеся за сотни километров от них. Объединение
энергосистем и покрытие нагрузок за счет преимущественного ввода
крупных электростанций обусловливают увеличение межсистемных перетоков.
Развитие энергетики по пути централизации электроснабжения и концентрации
мощностей дает большой народнохозяйственный эффект, оправдывающий
неизбежное увеличение относительных потерь.
К другой группе причин вызывающих увеличение потерь следует отнести
отставание строительства электрических сетей от требуемых (оптимальных)
уровней развития.
227

Третья группа причин - недостаток средств компенсации реактивной мощности,
наличие нерегулируемых средств компенсации, неполное оснащение трансформаторов
устройствами РПН, а во многих случаях их техническое несовершенство,.
не позволяющее производить регулирование в динамике текущего режима.
В условиях эксплуатации уровень потерь электроэнергии в питающих сетях
энергосистемы, режим которых в основном зависит от мощностей электростанций
и обменных потоков мощности, предопределен результатами решения
задачи экономического распределения активных мощностей в этой сети с учетом
влияния потерь и режимных ограничений. При этом уточненное (оптимальное)
значение потерь может быть получено оптимизацией распределения реактивных
мощностей с учетом ограничений по надежности работы и качеству электрической
энергии.
На практике для снижения потерь проводятся следующие мероприятия:
• организационные - эксплуатационного характера: выбор оптимальных
схем и режимов электрической сети, перевод генераторов в режим СК,
отключение одного из двух трансформаторов в режимах малых нагрузок
и т.д.,;
• технические - с целевым эффектом снижения потерь: установка новых
компенсирующих устройств, перевод линий на более высокое напряжение,
замена трансформаторов и т.д.;
• совершенствование систем учета электроэнергии.
Сравнительные показатели производства, потерь в сетях и потребления электроэнергии
в некоторых странах Европы, Северной Америки, Азии и СНГ за 1993
год приведены в таблице 3.6.2.
Таблица 3.6.2
Производство, Потери в сетях Потребление
М Л Н .к В т.Ч
Страна Всего Отпуск
% к отпуску
в сеть млн.кВт.ч в сеть млн.кВт.ч
Англия 323029 303741 23374 7,7 295135
Бельгия 70845 67108 3684 5,5 64644
Германия 525721 492787 21366 4,3 467464
Италия 222788 211357 17694 8,4 228906
Казахстан 77444 70237 9192 13,0 72751
Канада 527386 515757 36696 7,1 451420
Польша 133367 124760 16929 13,5 162541
Россия 956587 889075 80604 9,0 789919
США 3411281 3211019 252186 7,8 2963980
Турция 73808 69865 10252 14,6 59237
Узбекистан 49149 46447 4458 9,6 41582
Украина 229906 214093 22361 10,4 190188
Франция 472004 450583 28778 6,4 356188
228

3.6.6.1 Расчет потерь электроэнергии в магистральных сетях
Потери электроэнергии в сетях 220-500 кВ (Рисунок 3.6.6.1) складыва- ются
из:
• нагрузочных потерь в ЛЭП и АТ - ДРнагр;
• потерь на корону в ЛЭП - АРкор;
• потерь холостого хода (XX) в АТ-500/220 кВ - ДРАТ;
• потерь XX в реакторах 500 кВ - АРреак;
• потерь на собственные нужды подстанций - ДРСН;
• потерь в трансформаторах тока и измерительных приборах - АРип-
Потери на собственные нужды и потери в измерительных приборах не учитываются.
В итоге суммарные потери в сети определяются как:
APS = ДРнагр + ДРкор + ДРАт + АРреак
3.6.6.1.1 Определение нагрузочных потерь
Нагрузочные потери определяются по программе RASTR при автоматическом
(на заданном интервале) и спорадическом (по директиве) моделировании
массива узлов и ветвей на основании ТИ и ТС ОИК ЦДУ Казахстана (Рисунок
3.6.6.2).
Формирование массива узлов (02). Узлы разделяются на генераторные и
нагрузочные. При этом задается постоянное напряжение в узле (шины 500 кВ) и
активная нагрузка или генерация, пределы по реактивной мощности не ограничены.
Напряжение определяется на основании ТИ шин 500 кВ, резервом является
ТИ шин 220 кВ, деленное на коэффициент трансформации Кт=0,46. Нагрузка или
генерация в узле в зависимости от знака определяется как аглебраическая сумма
перетоков по линиям, присоединенным к данному узлу и записывается в массив
на место атрибута "ГЕНЕРАЦИЯ" со знаком, противоположным знаку, полученному
по формуле в ОИК. Резервом ТИ перетока активной мощности по линии
является ТИ по другому концу ВЛ.
Взаимосвязь между базой узлов RASTR и ОИК описывается в файле
dbnode.dbf (NOIC\RASTR\RAB\dbnode.dbf).
Формирование массива ветвей (03). Предварительно закладывается схема
сети 500 кВ (в информационной базе RASTR). На основании ТС (ТС-функций
или (и) ТС, заданных вручную в базе данных ОИК) из массива (03) RASTR удаляются
те ветки, описывающие ВЛ, которые отключены или выведены в резерв
(ремонт).
Взаимосвязь между базой узлов RASTR и ОИК описывается в файле
dbvetv.dbf (NOIC\RASTR\RAB\dbvetv.dbf).
229

Потери XX в АТ и реакторах сети 500 кВ северной зоны ОЭС
Таблица 3.6.3
Поставщик
Реакторы
Потери
XX
кВт
Автотрансформаторы
Мощность
Потери Кол-
Потери
XX во
кВт
кВт
Мощность
Колво
Потери
Экибастуз-1150 3x60 615 2 1230
Кокчетав-1150 3x167500 375 1 375 3x60 615 4 2460
Кустанай-1150 3x167500 375 0 0 3x60 615 2 1230
Жетыгора 250250 230 1 230
Сокол 3x167500 375 2 750 3x60 615 2 1230
ЕГПП 3x167500 375 1 375 3x60 615 2 1230
ЦГПП 3x167500 375 2 750 3x60 615 2 1230
УК-500 3x167500 375 2 750
Аврора 3x167500 375 2 750 3x60 615 1 615
Нура 3x167500 375 1 375 3x60 615 0 0
Агадырь 3x167500 375 1 375 3x60 615 3 1845
Жезказган 3x167500 375 1 375 3x60 615 1 615
ИТОГО 5105 11685
3.6.6.1.2 Определение потерь на корону в ЛЭП
Потери на корону в ЛЭП определяются как произведение удельных потерь
на длину линии. Значение удельных потерь на корону берется в зависимости от
марки провода равным:
7,99 кВт/км для АС-240 ВЛ-500 кВ
5,71 кВт/км для АС-330, АСО-ЗЗО ВЛ-500 кВ
5.02 кВт/км для АС-400, АСО-400 ВЛ-500 кВ
2,05 кВт/км для АС-240 ВЛ-220 кВ
1,83 кВт/км для АС-300, АСО-ЗОО ВЛ-220 кВ
1,26 кВт/км для АСО-400 ВЛ-220 кВ
1.03 кВт/км для АСО-500 Вл-220 кВ
На основании ТС по линиям, которые отключены или выведены в резерв
(ремонт), присваивается нулевое значение удельных потерь (Таблица 3.6.4).
3.6.6.1.3 Определение потерь XX в АТ-500/220 кВ
Согласно справочным данным потери XX а АТ типа АОДЦТН-
167000/500/220 составляют 125 кВт, АТЦТН-250000/500/110 - 230 кВт. Общие
потери XX в АТ определяются как произведение количества АТ на потери XX в
одном АТ. Количество АТ на ПС определяется на основании полученных ТС
(Таблица 3.6.3).
кВт
230

Потери на корону в сети 500 кВ северной зоны ОЭС
Таблица 3.6.4
Наименование Марка провода Длина Удельные по­ Потери
ВЛ
тери на корону
км
кВт.км МВт
Л-1101 8хАС-330 496 5,71 2,832
Л-1102 8хАС-330 396 5,71 2,261
Л-519 ЗхАС-ЗЗО 157,2 5,71 0,898
Л-509 ЗхАСО-ЗЗО 45 5,71 0,257
Л-Сок-Жет ЗхАСО-400 181 5,01 0,909
Л-508 ЗхАСО-ЗЗО 274,2 5,71 1,566
Л-507 ЗхАСО-ЗЗО 375 5,71 2,141
Л-505 ЗхАСО-400 292,2 5,02 1,467
Л-510 ЗхАС-400 13,5 5,02 0,068
Л-511 2хАС-400 13,5 5,02 0,068
Л-581 ЗхАСО-ЗЗО 30 5,71 0,171
Л-512 ЗхАС-ЗЗО 273,5 5,71 1,562
Л-513 ЗхАСО-400 266,7 0 0,000
Л-514 ЗхАСО-ЗЗО 411,4 5,71 2,349
Л-501 ЗхАСО-400 110,2 5,02 0,598
Л-552 ЗхАСО-ЗЗО 354,4 5,71 2,024
Л-554 ЗхАСО-ЗЗО 149,7 5,71 0,855
Л-1103 8хАС-330 328 0 0,000
Л-1104 8хАС-330 692,1 0 0,000
Л-524 ЗхАС-ЗОО 275,7 5,71 1,574
Л-556 ЗхАС-240 282 7,99 2,253
Л-557 ЗхАС-ЗЗО 362,5 0 0,000
Л-553 ЗхАСО-ЗЗО 254 0 0,000
Л-530 ЗхАСО-ЗЗО 386 5,71 2,204
Л-ТрГРЭС-Сок ЗхАС-ЗЗО 161 0 0,000
Л-ИрГРЭС-Жет ЗхАСО-400 496 0 0,000
ИТОГО 6785,8 26,000
231

3.6.6.1.4 Потери XX в реакторах 500 кВ
Согласно справочным данным потери XX в реакторах типа РОДЦ-
60000/500 составляют 205 кВт. Общие потери XX определяются как произведение
количества реакторов на потери XX в группе из трех однофазных реакторов (615
кВт). Количество реакторов на ПС определяется на основании полученных по
телеметрии и (или) введенных вручную ТС (Таблица 3.6.3).
3.6.6.1.5 Алгоритм расчета потерь
Алгоритм расчета потерь разбивается на несколько подзадач, функциональная
схема которых представлена на нижеприведенном рисунке.
• Подготовка данных для моделирования состояния сети и ее характеристик
выполняется в режиме реального времени Оперативно-Информационным
комплексом ЦДУ Казахстана;
• Перекодировка данных о текущей модели сети из формата ОИКа в
формат базы данных программы RASTR выполняется подзадачей
MODEL;
• Расчет режима выполняется программой RASTR, результаты которого
сохраняются во внутренней базе этой программы;
• Выполнение следующих действий подзадачей POTER1:
- расчет текущих потерь;
- интегрирование потерь в разрезе суток, месяца, года;
- занесение результатов в архив ОИКа.
Для выполнения своих функций эта подзадача использует как данные из
ОИКа, так и результаты расчета, выполненного программой RASTR.
232

Подготовка данных. На основании данных ТИ рассчитываются величины
нагрузок/генерации в узлах как алгебраическая сумма перетоков по ВЛ, примыкающих
к узлу (Таблица 3.6.5). ТИ берется со знаком "+", если переток по линии
направлен к шинам ПС, со знаком если от шин ПС. Если информация ТИ не
достоверна, то берется ТИ по другому концу ВЛ. Напряжению в узле присваивается
значение ТИ напряжения на шинах 500 кВ соответствующей ПС. Если информация
ТИ напряжения 500 кВ не достоверна, то напряжению в узле присваивается
значение ТИ напряжения на шинах 220 кВ соответствующей ПС, деленное
на средний коэффициент трансформации Кт=0,46.
Совокупность данных ОИКа о значениях Рн, Рг и U в узлах сети, а также
значения ТС по линиям, автотрансформаторам и реакторам определяет текущее
состояние сети, которое накладывается на предварительно заложенную нормальную
схему замещения. Эти данные используются для расчета ДРнагр.
Потери в автотрансформаторах, реакторах, а также потери на корону в линиях,
также задаются и сопровождаются в ОИКе и используются как входные
данные подзадачей POTERI.
Таблица 3.6.5
N узла U (N ТИ ) Формула расчета (лог Номера ТИ )
Рнагр
Рген
25 17 - 1+2+15+16
26 500 кВ - -
28 500 кВ 2122+21+24+57 -
31 642 - 631+632+633
129 141 138+139 -
147 241 157+160+161 -
175 155 152+156+254 -
240 720 - 717
325 268 265+266 -
469 274 270+271+272 -
480 277 275 -
576 476 470+471+472+473 -
577 489 486+487 -
580 483 480+481 -
590 499 493+494+495 -
621 714 710+711+712 -
630 999 - 1007+1018
705 894 - 912
727 241 - 909
790 892 - 895
799 891 - 896
817 998 1008+1009+1010 -
850 1025 1020+1021 -
928 888 - 850
233

Перекодировка данных. Перекодировка данных необходима для того,
чтобы состыковать ОИК и программу RASTR, использующих разный формат
данных для своей работы. Для этого используется программа MODEL, которая на
основании данных, подготовленных в ОИКе, вносит изменения нормальной схемы
замещения сети во внутреннюю базу данных программы RASTR, используя
информацию об узлах и ветвях, хранящуюся в файлах dbnode.dbf и dbvenv.dbf.
Расчет режима. Расчет режима производится средствами программы
RASTR, использующей собственный формат данной сети.
Расчет потерь. Для расчета потерь используются данные о нагрузочных
потерях ДРнагр, полученные в результате расчета режима программой RASTR и
потери в автотрансформаторах, реакторах и потерь на корону в линиях, полученных
из ОИКа. При каждом запуске этой подзадачи производятся следующие действия:
• Извлечение данных о потерях ДРнагр из базы данных RASTR и данных
о потерях ДРкор, ДРАТ и ДРреак из ОИКа;
• Расчет значения суммарных потерь на текущий час по формуле
API = ДРнагр + ДРкор + ДРдт + ДРреак
• Расчет интегрального значения потерь в разрезе суток по формуле
ДЭсут = £ДРі_час
• Расчет интегрального значения потерь в разрезе месяца по формуле
ДЭмесд = ІДЭсуті-д
• Расчет интегрального значения потерь в разрезе года по формуле
ДЭмесд = ХДЭмесі
• Занесение рассчитанных данных в архив ОИКа.
Необходимо учесть, что при выполнении спорадического пересчета за
прошедшие часы, необходимо выполнить не только за заданный час, но и за часы
от заданного до текущего.
Для организации периодического запуска программ в автоматическом режиме,
а также спорадического запуска, используются стандартные средства операционной
системы Windows 95, установленной на отдельную ПЭВМ и включенную
в локальную сеть предприятия. Отображение результатов расчета и создание
условий для ручной корректировки данных возлагается на стандартные средства
ОИКа.
3.6.6.1.6 Выходные данные
Расчет потерь в сети производится с заданным периодом. На основании
расчетов составляется сводная таблица потерь за сутки (Таблица 3.6.6).
Необходима возможность корректировки массива данных и проведение
самого расчета непосредственно пользователем, если величина потерь вызывает
какие-либо сомнения. Для реализации этого необходимо, чтобы ТИ, используемые
для формирования массива данных, хранились в виде таблицы (Таблица
3.6.7), а также хранился каждый режим с его расчетной моделью. Режимы за следующие
трое суток записываются соответственно по каждому часу на место ре­
234

жимов за предыдущие трое суток. Поэтому пользователь должен просматривать и
при необходимости корректировать величины потерь каждые трое суток. После
чего пользователь выполняет команду и величина потерь электроэнергии за сутки
автоматически заносится в итоговую таблицу 3.6.8.
Таблица 3.6.6
N режима 0 1 2 23
Часы 0 1 2 23
ДРнагр, МВт
АРкор, МВт
ДРхх, МВт
ДРреакт. МВт
ДРу, МВт
, ,
ДРч
ДЭсѵт, тыс.кВт.ч
ДЭсут = ІДРі
Таблица 3.6.7
N режима 0 1 2 23
Часы 0 1 2 23
Имена ТИ
(U500, U 2205
Рнач. BJ1,
Р кон. BJ1)
Таблица 3.6.8
Месяц Потери эл.эн за сутки (ты с. кВт.ч) Итого потери эл.эн
1 2 3 31 за месяц (ты с. кВт.ч)
Январь ДЭсут,.я ДЭсуТ2-я АЭсутз.я ДЭсутзі.д ДЭмеСя = ХДЭсуті_я
Февраль ДЭсут,.* ДЭсуТ2_4, ДЭсутз.* ДЭсут31.я ДЭмес* = ХДЭсуТі.*
Декабрь ДЭсут і_я ДЭсут2-я АЭсут3_я ДЭсут31.я ДЭмесд = ХАЭсуіѴд
Итого потери электроэнергии за год
АЭгод = ЕДЭмесі
Полученные выходные данные используются:
• в ежедневном балансе электроэнергии ОЭС Казахстана;
• в ежемесячном балансе электроэнергии ОЭС Казахстана;
• в суточном графике потребления и производства электроэнергии участников
оптового рынка;
• при подборе уставки АОПМ на границах оптового рынка и участниками-потребителями
рынка;
• при балансировки электроэнергии в разрезе отдельных производителей
и потребителей оптового рынка;
• при заключении рыночных контрактов участниками оптового рынка для
определения конечной отпускной цены;
• для определения методики затрат на транспорт электроэнергии в сетях
НЭС Казахстанэнерго.
235

3.7 Противоаварийное управление
3.7.1 Задачи противоаварийного управления
Крупные энергообъединения содержат огромное количество элементов,
связанных между собой общностью режима. Выход из строя одного из элементов
может привести к нарушению режима работы других элементов и прекращению
выполнения ими своих функций. Развитие возникших вследствие этого
аварийных процессов в некоторых случаях может иметь каскадный характер и
привести к системной аварии, сопровождающейся отключением большого числа
потребителей. В таких случаях в аварийные процессы вовлекается большое количество
элементов и происходит нарушение электроснабжения потребителей на
значительной территории, что является одной из неблагоприятных особенностей
крупных энергообъединений.
Анализ показывает, что основной причиной серьезных аварий каскадного
характера, имевших место в ряде крупных национальных энергосистем, явилось
отсутствие надлежащим образом организованной и достаточно эффективной системы
противоаварийного управления. Под термином "противоаварийное управление"
понимают широкий комплекс мероприятий, направленных на снижение
вероятности возникновения аварий и их развития.
Аварийным называется режим, при котором отдельные параметры (токи,
перетоки мощности, напряжение, частота и др.) достигают значений, существование
которых допустимо лишь кратковременно вследствие опасности дальнейшего
развития аварии и повреждения оборудования. Задача противоаварийного
управления - ограничить или предотвратить каскадное развитие аварии, прервать
его на возможно более раннем этапе, не допустить значительного нарушения
работы энергосистемы или ее части, обеспечить в кратчайшее время переход
от послеаварийного к нормальному режиму или облегчить действия оперативного
персонала по восстановлению нормального режима.
Процессы при авариях в энергосистеме могут быть разделены по скорости
их протекания и характеру действия противоаварийного управления на три категории.
К первой категории относятся короткие замыкания (КЗ) и вызываемые ими
быстрые электромагнитные переходные процессы, при которых действуют устройства
релейной защиты (РЗ). При переходе от электромагнитных процессов к
электромеханическим начинает проявляться эффект автоматического регулирования
возбуждения (регуляторов сильного действия) и форсировки возбуждения
(Ф В). При более медленных электромеханических переходных процессах действуют
автоматика предотвращения нарушения устойчивости (АП Н У) и автоматика
деления сети (ДС).
При разделении энергосистемы (энергообъединения) на несинхронно работающие
части возникают длительные переходные процессы с образованием
местных дефицитов или избытков мощности, вследствие чего изменяются и параметры
режима энергосистемы - частота, напряжения и перетоки мощности в
разделившихся частях. Значительное снижение частоты, вследствие образо­
236

вавшегося дефицита мощности, вызывает действие АЧР (автоматическая частотная
разгрузка). В другой части энергосистемы при избытке в ней активной или
реактивной мощности срабатывает автоматика, действующая при повышении
частоты или значительных отклонениях напряжения от допустимого уровня.
Возникший асинхронный ход устраняется действием автоматики ликвидации
асинхронного режима (АЛАР).
Быстрый ввод параметров режима в допустимую область позволяет восстановить
электроснабжение потребителей, чему способствуют устройства АГТВ
(автоматическое повторное включение) всех видов, а также устройства АВР
(автоматический ввод резерва).
Характерной чертой системы противоаварийного управления является зависимость
необходимого состава ее элементов от схемы и режима работы энергосистемы
(энергообъединения). Для мировой энергетики в последнее время характерна
тенденция все более полного использования генерирующих мощностей и
пропускной способности основных электрических сетей. В этих условиях противоаварийное
управление энергосистем, позволяющее реализовать более напряженные
режимы без снижения уровня надежности, приобретает особое значение,
как эффективное средство, уменьшение резервов и повышение коэффициента
использования оборудования.
Устройства, установленные на различных объектах и различные по назначению,
в ряде случаев, тесно связаны между собой общностью управляемого
процесса и образуют по существу единую автоматическую систему. Важнейшее
требование к системе противоаварийного управления заключается в том, что любое
нарушение должно ликвидироваться так, чтобы исключить его опасное влияние
на соседние участки энергосистемы и предотвратить каскадное развитие аварий.
Это требование должно выполняться при любых схемах и режимах работы
энергосистемы.
Противоаварийное управление включает в себя три важнейших принципа:
• автоматическое регулирование возбуждения сильного действия;
• релейную защиту электрических сетей;
• противоаварийную автоматику.
Развитие каждого из этих компонентов в энергообъединениях разных
стран различно, однако, в целом противоаварийному управлению во всех странах
уделяется большое внимание.
Ход развития нарушений нормального режима может быть определен
следующими наиболее характерными этапами возникновения развития и ликвидации
аварии:
• возникновение КЗ на элементе энергосистемы (линии, трансформаторе,
шинах подстанции или электростанции);
• отделение поврежденного элемента от основной сети энергосистемы
(тключение неповрежденного элемента, вследствие ошибки оперативного
персонала, или неправильного действия релейной защиты и автоматики);
• нарушение баланса активной мощности в отдельных районах энергообъединения,
вследствие отключения элементов сети, мощных генераторов
или больших узлов нагрузки, перегрузка сетей;
237

• нарушение синхронизма между районами энергообъединения;
• отделение района с дефицитом (или избытком) активной (или реактивной)
мощности.
Ликвидация аварии на разных этапах ее развития осуществляется с помощью
комплекса устройств релейной защиты и противоаварийной автоматики, в
состав которой входят:
• релейная защита, выявляющая и отключающая поврежденный участок;
• устройства АП В, восстанавливающие нормальную схему сети в случае,
если повреждение будет неустойчивым;
• автоматика управления активной мощностью, устраняющая перегрузки
электрических связей, предотвращая нарушение устойчивости;
• автоматика ликвидации асинхронного режима (АЛАР) осуществляет
деление несинхронно работающих частей энергообъединения;
• автоматика, восстанавливающая баланс активной или реактивной
мощности в отделившемся районе;
• автоматика, восстанавливающая нормальную схему после ликвидации
дефицита мощности.
Применение системы противоаварийной автоматики позволяет улучшить
использование электростанций и линий электропередачи, снизить затраты на
развитие энергосистем, повысить надежность работы в напряженных режимах,
обусловленных ремонтами или задержкой ввода в эксплуатацию отдельных элементов
сети, а также при тяжелых аварийных ситуациях.
3.7.2 Автоматическое регулирование возбуждения (АРВ)
сильного действия
Большое значение для противоаварийного управления энергосистемами
имеет комплекс средств, получивший название автоматического регулирования
возбуждения сильного действия. Обязательными составными частями комплекса
являются регулятор возбуждения с большим коэффициентом усиления, а также
быстродействующая система возбуждения с большой форсировочной способностью.
Большие коэффициенты усиления, допустимые для подобного рода регуляторов,
обеспечивают существенное повышение пределов статической устойчивости
электропередачи. В сочетании с быстродействующими системами возбуждения
это приводит также к повышению уровня динамической устойчивости.
3.7.3 Релейная защита и автоматика
Повреждения и ненормальные режимы работы электрооборудования,
возникающие при эксплуатации действующих электроустановок нарушают
режимы работы энергосистем и электроснабжение потребителей. Наиболее распространенными
и наиболее опасными видами повреждений являются короткие
замыкания(к.з.). Короткие замыкания сопровождаются большими токами и глу­
238

бокими снижениями напряжения. Ненормальными режимами работы являются
перегрузки, вызванные изменением схемы электрической сети, вследствие производства
ремонтов и повреждения электрооборудования, качания и нарушение
синхронизма параллельно работающих в системе генераторов.
Повреждения и ненормальные режимы работы могут приводить к возникновению
вынужденных нарушений (аварий) нормальной работы всей энергетической
системы или ее части, сопровождающимися недоотпуском энергии, недопустимым
ухудшением ее качества и возможным разрушением основного оборудования.
Первопричинами возникновения аварий, в большинстве своем, являются
своевременно необнаруженные и неустраненные дефекты оборудования,
неудовлетворительные проектирование, монтаж и эксплуатация, стихийные явления
и другие причины.
Короткие замыкания в любом месте энергосистемы, ввиду взаимосвязанности
всех элементов, немедленно отражаются на работе значительной ее части.
Поэтому, для предотвращения возникновения аварий или их развития при повреждениях
в электрооборудовании и обеспечения бесперебойной работы неповрежденной
части энергосистемы, время отключения поврежденного элемента должно
быть по возможности малым (десятые, сотые доли секунды).
Наиболее влияющими на нормальный режим работы энергосистемы являются
трехфазные короткие замыкания, затем двухфазные на землю, двухфазные
и однофазные замыкания на землю. В сетях с изолированной нейтралью напряжением
3,6,10,35 кВ однофазные замыкания на землю не вызывают нарушение
электроснабжения потребителей и относятся к ненормальному режиму работы
сети. Сети 110 кВ и выше работают с глухозаземленными нейтралями (сети с
большим током замыкания на землю). Отключение коротких замыканий производится
с помощью устройств релейной защиты.
Устройства релейной защиты (УРЗ) являются автоматическими устройствами,
без которых вообще невозможна бесперебойная работа силовых электроэнергетических
установок.
УРЗ выполняются автономными, устанавливаемыми на электроэнергетическом
оборудовании. УРЗ делятся на основные и резервные.
Основным устройством называется устройство релейной защиты, предназначенное
для отключения всех или части видов к.з. в пределах всего защищаемого
элемента с минимальным временем.
Резервным устройством называется устройство релейной защиты,
предназначенное для работы вместо основного устройства в случаях отказа или
вывода из работы (ближнее резервирование), а также вместо устройств защит
смежных элементов при их отказе или отказе выключателей (дальнее резервирование)
и действуют с выдержками времени. Резервные устройства релейной
защиты в замкнутых сетях выполняются ступенчатыми, выпол-няемыми реагирующими
на направление потока мощности к.з., полные токи и напряжения,
напряжения и токи симметричных составляющих. Ступенчатые УРЗ в отдельных
случаях могут использоваться в качестве основных резервных на линиях
электропередачи.
В общем случае комплекс устройств релейной защиты составляет:
239

• одну-две основные защиты от всех видов повреждений;
• комплекс резервных защит обеспечивающих ближнее и дальнее резервирование;
• общеподстанционное устройство резервирования при отказе выключателей
(ближнее резервирование), если это необходимо для сохранения
устойчивости параллельной работы электрических станций.
Оснащение объемом и сложностью УРЗ каждого элемента энергосистемы
определяется степенью воздействия на нарушение режима работы сети от возникающих
повреждений в рассматриваемом элементе.
В качестве основных быстродействующих применяются защиты дифференциальные,
дифференциально-фазные, направленные с высокочастотной блокировкой
или комплекс защит с передачей отключающего импульса по высокочастотным
каналам линии электропередачи на противоположный конец линии.
В качестве резервных защит используются комплексы ступенчатых защит
(дистанционных, защит от замыканий на землю), реагирующих на все виды коротких
замыканий.
Весьма эффективным средством предотвращения развития аварий при отказе
УРЗ являются устройства резервирования отказа выключателей (УРО В).
Для увеличения надежности электроснабжения потребителей в дополнение
к УРЗ на воздушных линиях электропередачи и в отдельных случаях на
трансформаторах используются устройства автоматического повторного включения
(АП В) после отключения элемента электрической сети от УРЗ.
На транзитных линиях напряжением 220 кВ и выше для увеличения надежности
сохранения связей между энергорайонами после отключения однофазных
коротких замыканий применяется однофазное повторное включение
(ОАПВ).
В кабельных сетях преобладающим средством увеличения надежности
электроснабжения являются устройства автоматического включения резерва
(АВР).
3.7.4 Противоаварийная автоматика (ПА)
Противоаварийная автоматика предназначена для ограничения развития,
прекращения аварийных режимов в энергосистеме, предотвращение общесистемных
аварий в ОЭС, сопровождающихся нарушением энергоснабжения потребителей
на значительной территории. Противоаварийная автоматика находится
во взаимодействии с релейной защитой и другими средствами автоматического
управления, включая АП В, АВР, автоматическое регулирование возбуждения,
автоматическое регулирование частоты и активной мощности, и выполняет
следующие функции:
• автоматическое предотвращение нарушения устойчивости (АП Н У);
• автоматическую ликвидацию асинхронного режима (АЛАР);
• автоматическое ограничение снижения частоты (АОСЧ);
• автоматическое ограничение снижения напряжения (АОСН);
• автоматическое ограничение повышения частоты (АОПЧ);
240

• автоматическое ограничение повышения напряжения (АОПН);
• автоматическое ограничение перегрузки оборудования (АОПО).
При выполнении любой функции противоаварийная автоматика осуществляет:
• выявление аварийной ситуации;
• определение вида и значения (дозировки) управляющих воздействий
(УВ);
• исполнение управляющих воздействий.
Наиболее распространенные виды управляющих воздействий:
• разгрузка турбин: кратковременная (импульсная) разгрузка паровой
турбины представляет собой быстрое уменьшение мощности турбины
за счет прикрытия регулирующих клапанов длительностью до нескольких
секунд и применяется при АПНУ для компенсации избыточной
кинетической энергии роторов агрегатов на начальной стадии
переходного процесса, вызванного аварийным возмущением; длительная
разгрузка паровой турбины представляет собой длительное (на
период послеаварийного режима) уменьшение мощности за чет прикрытия
регулирующих клапанов турбины и соответствующего уменьшения
паропроизводительности котлов и применяется для АП­
НУ ,АЛАР,АОПО, а также для АОСЧ;
• • отключение генераторов применяется для АП Н У, АЛАР, АОПЧ, АО­
ПО;
• отключение нагрузки применяется для АП Н У, АЛАР, АОСЧ, АОСН,
АОПО;
• программная форсировка возбуждения синхронных машин применяется
при АПН У;
• управление установками поперечной компенсации (шунтовые реакторы,
статические конденсаторные батареи): включение ШР и отключение
С К применяется для АОПН, отключение ШР и включение СК - для
АПНУ и АОСН;
• деление ОЭС, энергосистемы применяется для АП Н У, АЛАР, АОСЧ,
АОПЧ, АОПО;
• ввод резерва (автоматический пуск резервных гидроагрегатов; перевод
гидроагрегатов, работающих в режиме синхронных компенсаторов, в
режим активной мощности; загрузка имеющих резерв гидро- и турбогенераторов)
применяется для АОСЧ и в дефицитной части ОЭС для АП­
НУ.
1 6 -2 7 7 241

3.7.4.1 Автоматическое предотвращение нарушения
устойчивости энергосистем
Система АПНУ предназначена для предотвращения нарушения днна>«-
ческой устойчивости при аварийных возмущениях и обеспечения в послеаваг
ных условиях нормативного запаса статической устойчивости для заданных сечений
охватываемого района.
Аварийное возмущение - это внезапное резкое и существенное измен г вас
состояния ОЭС, энергосистемы в результате возникновения короткого замъсония,
непредвиденного отключения оборудования из-за его повреждения иж
ошибочных действий защиты, автоматики, обслуживающего персонала.
По условиям устойчивости параллельной работы энергосистем перетекн і
сечениях при установившихся режимах, обеспеченные минимальными запасам
по активной мощности и по уровню напряжения, подразделяются на:
• нормальные, с минимальными запасами по активной мощности - 2С': і ж
по напряжению - 15%;
• утяжеленные, с минимальными запасами по активной мощности - . 5%
и по напряжению - 15%;
• вынужденные, с минимальными запасами по активной мощности - 8%
и по напряжению - 10%.
Запас по активной мощности определяется по формуле:
Рпр-Р-Р
Кр=------------ • 100%, где
Р
Е1 Е2
Р=-------- •sin (E lAE2) - передаваемая активная мощность;
Хрез
Рпр - предел передаваемой мощности электропередачи, когда угол:
Е1ЛЕ2=90° (критический угол электропередачи); E l, Е2 - обобщенные ЭДС з :
концам электропередачи; Хрез - результирующее реактивное сопротивление
электропередачи; -Р - амплитуда нерегулярных колебаний активной мощностэлектропередачи.
Запас по напряжению определяется по формуле:
U -U kp
Ки=-------- •100%, где
U
U - напряжение в узле нагрузки, икр - критическое напряжение в том жг
узле, ниже которого происходит нарушение статической устойчивости двигателей.
Нормальный переток в сечении характеризуется нормальными схеѵ; -
ОЭС, энергосистемы и составом оборудования.
Утяжеленный переток характеризуется неблагоприятным сочетанием ремонтов
основного оборудования электростанций и сетей при общей продолжгтельности
не более 10%.
242

Вынужденный переток допускаются только для предотвращения или
уменьшения ограничений потребителей, потери гидроресурсов, при необходимости
строгой экономии отдельных видов энергоресурсов.
Система АПНУ строится на основе:
• измерения и фиксации параметров до аварийного состояния электропередачи
(контроль предшествующего режима - КП Р);
• фиксация аварийных возмущений и определение управляющих воздействий
(автоматическая дозировка воздействия - АД В), которые при
необходимости запоминаются в устройствах автоматического запоминания
дозировки - АЗД;
• исполнение управляющих воздействий.
При АПНУ используются практически все управляющие воздействия,
используемые в ПА (см.выше).
Реализация управляющих воздействий увеличивает пропускную способность
контролируемых сечений, разгружает их, гасит избыточную кинетическую
энергию, накопленную в результате аварийного возмущения. Управляющие воздействия
реализуются в следующей очередности: в избыточной части ОЭС,
энергосистемы - форсировка возбуждения, отключение шунтовых реакторов,
включение статических конденсаторов, разгрузка турбин, отключение генераторов;
в дефицитной части - форсировка возбуждения, отключение шунтовых реакторов,
включение статических конденсаторов, деление сети, ввод резервов, отключение
нагрузки.
Настройка системы АПНУ на планируемый отрезок времени производится
на основании расчетов статической и динамической устойчивости для соответствующего
состава оборудования ОЭС, энергосистемы и расчетных возмущений.
Комплекс управляющих воздействий, используемых при АПНУ, определяется
в зависимости от возможности реализации УВ на энергетическом оборудовании.
Пример выполнения устройств АПНУ на транзите по передачи мощности
ОЭС Урала - ОЭС Казахстана - ОЭС Сибири в нормальной схеме Сети ( см. схему
3.7.4.1.) для некоторых сечений.
Сохранение устойчивости транзита при внезапном уменьшении сечения
обеспечивается разгрузкой сечения, путем реализации управляющих воздействий
на отключение генерирующей мощности в избыточной части и отключения
нагрузки в дефицитной. Дозировка управляющих воздействий определяется в
зависимости от величины передаваемой мощности по сечению в предшествующем
ре-жиме. Реализация У В с объектов формирования дозировки воздействия в
места отключения нагрузки и ограничения генерирующей мощности производится
по высокочастотным каналам линий электропередач на аппаратуре ВЧТО и
АНКА с AB ПА.
1. АДВ ПС Сокол. КПР по сечению Л-1102 + Л-508, аварийное отключение
Л-1102 или А Т на ПС Кустанайская:
• поток мощности из ОЭС Урала в ОЭС Казахстана, управляющие воздействия
формируются на отключение соответствующего объема нагрузки в
ОЭС Казахстана для сохранения связи по Л-508 - Л-507 - Л-505;

• поток мощности из ОЭС Казахстана в ОЭС Урала, управляющие воздействия
формируются на ограничение соответствующей генерирующей
мощности на Аксуйской электростанции для сохранения связи по
Л-508 - Л-507 -Л-505.
Управляющие воздействия в ОЭС Урала не применяются, вследствие
большой мощности ЕЭС Европейской части России.
2. АДВ ПС Барнаульская. КПР по сечению Л-1104 + Л-552, аварийное отключение
Л-1104 (Л-552):
• поток мощности из ОЭС Казахстана в ОЭС Сибири, управляющие воздействия
формируются на отключение нагрузки в ОЭС Сибири и ограничение
генерирующей мощности в ОЭС Казахстана для сохранения
связи по Л-552 (Л -1104);
• поток мощности из ОЭС Сибири в ОЭС Казахстана, управляющие воздействия
формируются на отключение нагрузки в ОЭС Казахстана и ограничение
генерирующей мощности в ОЭС Сибири для сохранения связи
по Л-552 (Л-1104).
3. АДВ ПС Экибастузская. КПР по сечению Л-1101 + Л-505, аварийное отключение
Л-1101 (Л-505) - управляющие воздействия формируются на ограничение
соответствующей генерирующей мощности на Аксуйской электростанции и в
ОЭС Сибири для сохранения связи по Л-505 (Л-1101).
3.7.4.2 Автоматика ликвидации асинхронного режима
Асинхронный режим (АР) в ОЭС, энергосистеме является одним из самых
тяжелых аварийных режимов и связан с нарушением устойчивости параллельной
работы частей ОЭС, электростанций вследствие превышения предела передаваемой
мощности по электропередаче или снижения напряжения в узлах нагрузки
ниже критического. Асинхронный режим сопровождается глубокими колебаниями
перетоков мощности (токов) по электропередаче и напряжений в районе электрического
центра качаний (ЭЦ К). Причинами возникновения АР могут быть отказы
в действии систем АПНУ, а также отсутствие, невозможность или нецелесообразность
предотвращения нарушения устойчивости с помощью устройств ПА.
АР создает опасность повреждения элементов энергосистемы от протекания
сверхтоков, повреждения валов агрегатов в результате механических колебаний,
вызываемых периодическими ускорениями и торможениями генераторов,
нарушения электроснабжения потребителей и наносит большой экономический
ущерб. АР может быть двухчастотным, а если ЭЦК окажется расположенным на
двух и более генерирующих ветвях - перерастает в многочастотный. В многочастотном
АР асинхронно будут идти между собой и генераторы, расположенные
близко и по одну сторону ЭЦК. Многочастотный АР особенно опасен по своим
последствиям. В связи с этим АР должен быть прекращен действием устройств
автоматической ликвидации асинхронного режима (АЛАР). Ликвидация АР в
ОЭС, энергосистеме может быть осуществлена:
244

Схема сети транзита 1150-500 кВ ОЭС У рала-ОЭС Казах стана-ОЭС Сибири
Схема 3.7.4.1
Л-1102 Л-1101
ОЭС Урала

• путем ресинхронизации, т.е. восстановлением синхронной работы частей
ОЭС по сечению АР;
• разрывом связей по сечению АР, т.е. делением ОЭС, энергосистемы;
• комбинированным способом, т.е. разрывом части связей по сечению АР
и ресинхронизацией оставшихся несинхронно идущих генераторов.
Способ ликвидации АР определяется прежде всего допустимой длительностью
существования АР, определяемой с учетом опасности повреждения оборудования
энергосистемы, но не более 30 с.
Ресинхронизация может применяться, если:
• допустимая длительность АР достаточна для осуществления управляющих
воздействий, способствующих облегчению условий ресинхронизации
( разгрузка турбин, отключение генераторов, деление системы
в избыточной части ОЭС, ввод резерва, отключение нагрузки, деление
системы - в дефицитной);
• АР и ресинхронизация не приводят к дополнительным нарушениям
устойчивости;
• объем отключаемой нагрузки при ресинхронизации значительно
меньше, чем при делении.
Если ресинхронизация не произойдет через заданное время или количества
циклов (проворотов), то выполняется деление по сечению АР (резервирование
ресинхронизации).
При недопустимости АР из-за возможного нарушения устойчивости по
другим связям, возникновения многочастотного АР, или малой эффективности
ресинхронизации выполняется быстрое деление (в первом цикле АР) по сечению
АР с коррекцией баланса мощности в разделившихся частях ОЭС, энергосистемы.
Автоматическая ликвидация АР в каждом сечении должна
обеспечиваться двумя видами устройств:
• основными, действующими на деление или ресинхронизацию и деление;
• резервными, действующими на деление с отстройкой от основных выдержкой
времени или по количеству циклов АР.
Основное и резервное устройства должны осуществлять деление, действуя
на разные выключатели, и устанавливаться на разных подстанциях.
Устройства АЛАР должны отвечать требованиям:
• селективности выявления АР (отличие от синхронных качаний,
отличие АР в контролируемом сечении от внешнего А Р);
• способностью фиксации изменения контролируемого параметра, характеризующего
момент наступления АР;
• быстроты выявления АР;
• необходимость блокирования при возможности их срабатывания от коротких
замыканий;
• простоты выполнения и надежности функционирования.
246

Для выявления АР в месте установки устройства АЛАР могут быть использованы
параметры: напряжение, ток, сопротивление на зажимах реле сопротивления,
угол между током и напряжением, активная и реактивная мощность, контроль
угла между заданными ЭДС, контроль скольжения между заданными напряжениями.
Современные устройства АЛАР имеют достаточную степень универсальности,
чтобы реализовать все (описанные выше) способы ликвидации АР в сетях
сложной конфигурации.
Комплекс управляющих воздействий, используемых при ресинхронизации
каждой связи, определяется в зависимости от возможности реализации У В на
энергетическом оборудовании.
Пример выполнения устройств АЛАР на линиях связи Карагандинского
энергорайона с ОЭС Казахстана.
Объединенная Энергетическая Система Казахстана
ПС ЦГПП
220кВ т
т
ПС ЭГРЭС-1
500кВ
sc а
о
Г-1
32
га
Рез. к-т AJ1AP
Выявление АР
по току, с циклоном
АР Тц=19с,
откл. Т=27с
Осн. к-т АЛАР
Пуск по I
со счетчиком
циклов Тц=9с,
откл. п=27ц
гц
тН
Iп
п
м X
о
1=3
СО
Рез. к-т АЛАР
Выявление АР
по току, с циклоном
АР Тц=4с,
откл. Т=16с
Осн. к-т АЛАР
Пуск по Z
со счетчиком
циклов Тц=10с,
п-2ц САОН
откл. п=4ц
-тт
ПС Осакаровка
220кВ
ПС Нура
500кВ
Карагандинский энергорайон
247

3.7.4.3 Автоматическое ограничение снижения частоты
при внезапном дефиците активной мощности
Система автоматического ограничения снижения частоты (АОСЧ) предназначена
для предотвращения работы энергетического оборудования и потребителей
с частотой:
• ниже 45 Гц;
• ниже 46 Гц в течение более 10 с;
• ниже 47 Гц в течение более 20 с;
• ниже 48,5 Гц в течение более 60 с;
и осуществляет:
• автоматический ввод резерва (АЧВР);
• автоматическую частотную разгрузку АЧР;
• дополнительную разгрузку, действующую при больших местных дефицитах
мощности;
• выделение электростанций или генераторов со сбалансированной нагрузкой,
выделение генераторов на питание собственных нужд;
• восстановление питания отключенных потребителей при восстановлении
частоты.
А. Автоматический частотный ввод резерва
Автоматический частотный ввод резерва обеспечивает уменьшение объема
отключения потребителей и сокращение времени перерыва электроснабжения
потребителей, отключенных действием АЧР.
Ввод резерва осуществляется частотным пуском резервных
гидроагрегатов; перевод гидроагрегатов, работающих в качестве синхронных
компенсаторов, в генераторный режим; загрузка имеющих резерв работающих
гидро- и турбоагрегатов. Частотный пуск выполняется с уставками по частоте
48,8-49,7 Гц.
Б. Устройства автоматической частотной разгрузки (АЧР)
Для предотвращения опасного снижения частоты и ликвидации системных
аварий при внезапных дефицитах активной мощности устанавливаются устройства
АЧР, выполненные с таким расчетом, чтобы возможность даже кратковременного
снижения частоты ниже 45 Гц была полностью исключена; для быстрой
ликвидации дефицита активной мощности и восстановления энергоснабжения
потребителей предусматриваются мероприятия по мобилизации резервной мощности
электростанций и устанавливаются устройства частотного АПВ.
Мощность потребителей, отключаемых устройствами АЧР (мощность
АЧР), и размещение этих устройств должны выбираться так, чтобы исключалась
возможность возникновения лавины частоты и лавины напряжения при любых
реально возможных случаях аварийного отключения генерируемой мощности,
248

разделения энергосистем или объединенных энергосистем на части, в которых
значение нагрузки превышает генерируемую мощность.
Устройства автоматической частотной разгрузки подразделяются на три
категории:
• АЧР I - быстродействующая (с выдержкой времени до 0,5 сек.), с различными
уставками по частоте, предназначенная для прекращения снижения
частоты; верхний предел уставок по частоте на 0,2 Гц ниже верхнего
предела АЧР И, нижний предел - не ниже 46,5 Гц с интервалом по
очередям 0,1-0,3 Гц, уставка по времени - минимальная;
• АЧР II - медленно действующая с различными уставками по частоте и
по времени, предназначенная для повышения частоты после действия
АЧР I, а также для предотвращения зависания частоты на недопустимо
низком уровне и ее снижения при сравнительно медленном аварийном
дефиците активной мощности; пределы уставок по частоте 48,8-
48,6 Гц с интервалом по очередям 0,1 Гц, начальная уставка по времени
5-10 с, конечная - 60 с, а в условиях мобилизации мощности гидроэлектростанций
70-90 с (с учетом фактического времени мобилизации).
К очередям АЧР II с верхними уставками по частоте и начальными
уставками по времени должна подключаться мощность не менее 10%
мощности нагрузки энергорайона, не совмещаемая с действием очередей
АЧРІ.
• спецочередь АЧР - предназначенная для предотвращения снижения
частоты до верхних уставок АЧР II в случаях, когда не удается реализовать
оперативные ограничения и отключения потребителей, а также
для разгрузки межсистемных связей при возникновении дефицита мощности;
диапазон уставок по частоте 49,2-49 Гц.
Для повышения эффективности и гибкости АЧР, исходя из возможно
большего приближения фактически отключаемой в каждом случае мощности
потребителей к реально могущим возникнуть различным значениям дефицита
мощности выполняется:
• совмещение действия устройств АЧР I и АЧР II для одних и тех же
потребителей, совмещение должно быть выполнено не менее чем на
50% нагрузки, подключенной к АЧР I;
• выполнение нескольких первых очередей АЧР II, не совмещаемых с
действием АЧР I;
• равномерное распределение отключаемой нагрузки между очередями
АЧР;
• увеличение количества очередей АЧР с минимальными интервалами
по частоте и времени между очередями;
• подсоединение потребителей к устройствам АЧР с учетом их ответственности
(по мере возрастания ответственности потребителей подсоединение
их к более далеким по вероятности срабатывания очередям
АЧР I и АЧР II).
Выполнение этих условий позволяет выполнить самонастраивающуюся
систему АЧР, обеспечивающую отключение потребителей, суммарная мощ­
249

ность которых в большинстве случаев соответствует возникшему дефициту. Применение
такой разгрузки позволяет выбирать мощность АЧР с запасом, не опасаясь
излишних отключений потребителей.
С помощью реализуемой современной автоматической частотной разгр
ки решаются задачи обеспечения надежной работы ОЭС с учетом многообраэш
возможных аварий ввиду вероятностного характера значений дефицита мошвости,
мест его возникновения, и как следствие, срабатывание различных кате: >
рий разгрузки в зависимости от характера развития аварийных процессов.
В. Дополнительная разгрузка
Дополнительная разгрузка предусматривает ускоренное отключение потребителей,
действующая только при местных особо больших (45% и более дефицитах
мощности, когда эффективность АЧР оказывается недостаточной, предназначена
для выполнения разгрузки в необходимом объеме, действующей пс
факторам возникновения локального дефицита мощности (аварийные останов!
агрегатов, отключение линий, трансформаторов, скорости снижения частоты *
уровню снижения напряжения) без выдержки времени.
Г. Частотная делительная автоматика (ЧДА)
Частотная делительная автоматика предназначена для отделения электростанций
или их частей с примерно сбалансированной нагрузкой или для в в е ­
дения отдельных агрегатов на питание собственных нужд при авариях со значительными
дефицитами мощности.
ЧДА применяется для резервирования действия устройств АЧР дополшь
тельной разгрузки при авариях и должна выполняться на всех тепловых электт*:-
станциях, а также взамен дополнительной разгрузки в районах с особс
большими дефицитами мощности.
ЧДА выполняется двумя ступенями: одна с частотой срабатывания о ка:: -*
Гц и временем 0,5 с, другая с частотой срабатывания около 47 Гц и временем 30-М
с. Для электростанций, расположенных в районах, где возможны особо бодышЕ
дефициты мощности допускается неселективное ЧДА по отношению к дейсгзик
устройств АЧР I с уставками по частоте 46,6-47,5 Гц и временем не более 1с.
Д. Восстановление энергоснабжения потребителей
Восстановление энергоснабжения производится мобилизацией резервов
мощности, повторным включением межсистемных связей и последующим включением
потребителей.
Включение межсистемных связей обеспечивается действием устройств
несинхронного АПВ и АПВ с улавливанием синхронизма.
Включение потребителей производится устройствами частотного АПВ с
уставками по частоте 49,2-50 Гц. Очередность включения потребителей устройствами
частотного АПВ должна быть обратна очередности отключения от уст­
250

ройств АЧР, т.е. потребители отключаемые последними очередями АЧР должны
включаться первыми очередями частотного АПВ. Начальная уставка по времени
устройств частотного АПВ составляет 10-20 с, а конечная уставка по времени
определяется исходя из возможности ликвидации дефицита мощности.
Е. Пример практического выполнения автоматики ограничения
снижения частоты в Карагандинском энергоузле
Общее потребление энергоузла
Собственная генерация
Потребляемая мощность из ОЭС
Мощность потребителей, подключенных к
устройствам АЧР
- 2150 М Вт
=1000 М Вт
=1150 М Вт
- 1440 М Вт
АОСЧ Карагандинского энергоузла является составной частью системы
АОСЧ ОЭС Казахстана и основной системой при выделении на изолированную
работу. Реальные параметры автоматического снижения частоты и установки
делительной автоматики показаны в таблицах 3.7.1, 3.7.2, 3.7.3.
Ж. Дополнительная разгрузка
Дополнительная разгрузка выполнена по факту отключения ВЛ 500 кВ N 512 -
объем отключаемой нагрузки составляет 60 М Вт. Резервирование обеспечивается
действием АЧР и частотной делительной автоматики Карагандинского энергорайона.

Несовмещенные очереди АЧР II
Таблица 3.7.1
Спецочередь АЧР
Наименование Мощность АЧР II Частотное АПВ
Уставка Р, МВт f, Гц t, с f, Гц t, с Р, М Вт
Спецочередь 1-я 42 48,8 0,5 49,6 10 5
252

Совмещенные очереди АЧР I и АЧРИ
Таблица 3.7.2
Наименование Мощность АЧР I АЧР II Частотное АПВ
~~'~~'-~~-^Уставка
Очередь~~'~'~''---_
Р, МВт f, Гц t, с f, Гц t, с f , r u t, с Р,
МВт
2-я 65 48,6 0,3 48,8 10
3-я 58 48,5 0,3 48,5 25 49,6 20 1
4-я 70 48,4 0,3 48,7 30
5-я 65 48,3 0,3 48,5 40
6-я 10 48,2 0,3 48,7 10
7-я 10 48,1 0,3 48,5 10
8-я 32 48,0 0,3 48,8 52
9-я 32 47,8 0,3 48,5 43
10-я 9 47,7 0,3 48,5 53
1 1 -я 32 47,6 0,3 48,8 46 49,5 20 3
12-я 48,5 47,5 0,3 48,7 50 49,5 10 7
13-я 14 47,4 0,3 48,6 47 49,5 15 4
14-я 47 47,3 0,3 48,6 52 49,6 10 4
15-я 17,5 47,2 0,3 48,8 44 49,6 15 7
16-я 41 47,1 0,3 48,7 40 49,6 10 36
17-я 121,5 47,0 0,3 48,7 45
18-я 40 46,9 0,3 48,6 49 49,6 25 37
19-я 30 46,8 0,3 48,5 58 49,5 10 19
20-я 64 46,7 0,3 48,6 53 49,6 10 5
2 1 -я 117,5 46,6 0,3 48,6 50 49,5 10 52
22-я 247,5 46,5 0,3 48,5 58 49,2 15 100
Примечание.
Неравномерность распределения отключаемой нагрузки
по очередям вызвано специфичностью потребителей
Карагандинского энергоузла.
253

Частотная делительная автоматика
Таблица 3.7.3
Уставки
Размещение Ступень
Ускорение
f,T u t, с и t,c
Карагандинская ГРЭС-1 1 ст. 47,0 40 0,8UH 3
2 ст. 45,8 0,5
Карагандинская ТЭЦ-1 1 ст. 47,0 40 0,7UH 2
2 ст. 45,8 0,5
Карагандинская ТЭЦ-2 1 ст. 47,0 30 0,8U„ 1
2 ст. 46,0 0,5
Карагандинская ТЭЦ-3 1ст. 47,5 50
2 ст. 47,0 0,3
Карагандинская ТЭЦ ПВС 1 ст. 47,5 20 0,6UH 1
2 ст. 47,0 1,0
Балхашская ТЭЦ 1 ст. 47,0 30
2 ст. 45,9 0,5
Жезказганкая ТЭЦ 1 ст. 47,0 40 0,7UH 2
2 ст. 45,5 0,5
Тентекская ТЭЦ 1 ст. 47,0 40
2 ст. 45,8 0,5
3.7.4.4 Автоматическое ограничение повышения частоты
Возникновение аварийного избытка активной мощности в энергосистеме
или в ее части, вследствие самопроизвольного или управляемого деления, в которой
преобладают ГЭ С, мощность которых превышает не менее чем на 20% мощность
нагрузки, может вызвать повышение частоты до уровня, опасного для паровых
турбин. Для предотвращения разноса паровых турбин выполняются устройства
автоматического ограничения повышения частоты (АОПЧ).
Устройства АОПЧ выполняются ступенями действующими:
• на отключение части генераторов, суммарная мощность которых
примерно соответствует избытку мощности или несколько меньше его
(при отключении линий электропередачи, отходящих от ГЭ С, с контролем
мощности, передаваемой по ним в предшествующем режиме;
при повышении частоты до 50,5-51,5 Гц);
• на выделение ТЭС со сбалансированной нагрузкой (как резервное устройство,
если это возможно по режимным и схемным условиям) с уставками
по частоте 52,5-53,5 Гц с учетом последующей синхронизации.
Пример: разделение шин 500 кВ и 220 кВ на Экибастузской ГРЭС-1 и повышение
частоты на шинах 220 кВ - устройство АОПЧ действует на отключение
генератора блока N 1 с уставками по частоте f=51 Гц и по времени Т=1 с.
254

3.7.4.5 Автоматическое ограничение снижения напряжения
Устройства АОСН предназначены для предотвращения снижения напряжения
ниже критического в узлах энергосистемы в послеаварийных режимах до
значений, не допустимых по условиям устойчивости нагрузки и возникновения
лавины напряжения.
Для ликвидации дефицита реактивной мощности в устройствах АОСН
используются следующие управляющие воздействия и порядок их применения:
отключение шунтовых реакторов, включение статических конденсаторов, отключение
нагрузки. Применение отключения нагрузки допускается в случае невозможности
или неэффективности других мероприятий.
В промышленных энергорайонах с большой долей двигательной нагрузки,
в схемах собственных нужд ТЭС возникающие местные дефициты реактивной
мощности в режиме самозапуска нагрузки после отключения коротких замыканий,
сопровождающихся снижением напряжения ниже 0,7U h, ликвидируются
отключением неответственной части нагрузки.
Устройства АОСН выполняются, с пуском по напряжению ступенями с
разными выдержками времени.
3.7.4.6 Автоматическое ограничение повышения напряжения
Автоматическое ограничение повышения напряжения производится при
повышении напряжения на шинах подстанции и предназначено для ограничения
повышения напряжения на электрооборудовании сверх допустимого уровня с
учетом длительности повышения в тех случаях, когда повышение напряжения
произошло в результате одностороннего отключения линии электропередачи
или разрыва транзита.
Устройства АОПН устанавливаются на подстанциях с линиями напряжением
500 кВ и выше и иногда с линиями 220 кВ большой протяженности.
Для выявления линии электропередачи, одностороннее отключение которой
явилось повышение напряжения, применяются ступенчатые устройства
АОПН с контролем величины напряжения, значения и направления реактивной
мощности на линиях электропередачи, отходящих от подстанции и выдержками
времени и действуют на включение шунтирующих реакторов и, если напряжение
не снизилось до допустимого значения, на отключение линии, зарядная
мощность которой вызвала повышение напряжения.
3.7.4.7 Автоматическое ограничение перегрузки оборудования
Автоматическое ограничение перегрузки оборудования (АОПО) предназначено
для ограничения повышения тока в электрооборудовании сверх допустимого
уровня с учетом длительности повышения.
Устройства АОПО реагируют на повышение тока в электрооборудовании
и могут иметь ступенчатое исполнение по контролируемому току и выдержке
времени; действуют на отключение нагрузки, деление сети и в последнюю очередь
на отключение перегружающегося оборудования.
255

3.8 Работа объединенных энергосистем стран СНГ
в период переходной экономики
3.8.1 Обзор ситуации
В период перехода экономики от централизованной к рыночной в электроэнергетике
стран СНГ, ранее работавших в общей параллельной объединенной энергосистеме,
в значительной мере характерны одинаковые проблемы и трудности:
• проблема неплатежей за электроэнергию;
• спад в производстве и потреблении электроэнергии;
• трудности с поставками топлива для электростанций;
• износ основного оборудования электростанций;
• снижение оперативной дисциплины под влиянием администраций регионов;
• некоординированные действия стран как по времени, так и по схеме
либерализации экономики энергетики;
• дефицит технической информации о современных технологиях.
Кардинальное решение этих проблем зависит от общего состояния экономики
и политики в области энергетики в странах СН Г. При этом фактор политических
решений играет весьма существенную роль. Так, например, в России в
четвертом квартале 1995 года произошла некоторая стабилизация общеэкономических
показателей. Однако, в результате решения правительства о замораживании
цен на электроэнергию до конца года и жестком контроле над тарифами, в
1996 году финансовое положение электроэнергетических предприятий ухудшилось.
Напротив, в Казахстане цены на электроэнергию электростанций общего
пользования начали отпускать, оставив регулируемыми стоимость затрат на
транспорт и розничные цены.
Развитие электроэнергетики в странах СНГ также характеризуется трудностями,
вызванными:
• процессами изменений в структуре управления электроэнергетикой;
• процессом приватизации в отрасли;
• становлением оптового рынка электроэнергии;
• недостатками процедур взаимодействия между параллельно работающими
энергосистемами стран СН Г, из-за разного подхода и разной скорости
либерализации экономики.
Переход от централизованной экономики к рыночной требует перехода от
централизованной системы управления к системе децентрализованного принятия
решений. Эти изменения, с другой стороны, создают трудности в процессе
поддержания и повышения надежности и устойчивости энергосистем в государствах,
а также в процессе сотрудничества между ними.
Потребление электроэнергии. Во всех странах СНГ высший уровень
производства электроэнергии зафиксирован в 1990-1991 годах. С тех пор выработка
и потребление электроэнергии постоянно снижаются. В настоящее время в
электроэнергетике России, Беларуси, Узбекистана, Грузии и некоторых других
256

стран появились признаки стабилизации уровня электропотребления. В Киргизии,
где спад потребления в промышленности компенсировался увеличением потребления
в непромышленном секторе, потребление электроэнергии даже увеличивается
в основном из-за применения ее в отоплении жилых и промышленных зданий.
В Казахстане этот показатель еще не стабилизирован в основном из-за
принципиальных позиций приватизированных предприятий - производителей
электрической энергии. Конкретные показатели подробнее изложены в таблице
3.1.8. Можно полагать, что стабилизацию производства и потребления электроэнергии
следует ожидать в 1996-1998 годах. При этом однозначно, стабилизация
произойдет на уровне более низком, чем уровень 1990-1991 годов и ее абсолютная
величина будет характеризоваться платежеспособностью промышленности и
населения.
Проблемы неплатежей. Неплатежи потребителей за уже поставленную
энергию имеют место во всех странах СН Г. В 1995 году потребителями было
оплачено примерно 65% полученной электроэнергии. На Украине, в Грузии,
Армении и в других странах оплачена еще меньшая часть электроэнергии. При
этом надо иметь ввиду, что подавляющая часть оплаты за электроэнергию поступает
не деньгами, а в виде бартерных поставок, вексельных обязательств и
т.д. К сожалению, в 1996 г. положение в основном осталось таким же, а в некоторых
странах даже ухудшилось. Это создает значительные трудности в работе
электроэнергетических предприятий, не дает возможности осуществлять закупки
и создавать запасы топлива в необходимых объемах, выделять средства на инвестирование
нового строительства, модернизацию и ремонт оборудования.
Проблема неплатежей внутри каждой страны и особенно в межгосударственных
расчетах может быть решена за счет приватизации энергопроизводящих
предприятий, которые должны привести в соответствие объем выпуска товара с
уровнем его реализации. Следует полагать, что по мере улучшения общего экономического
положения в странах неплатежи начнут постепенно снижаться. Необходимо
отметить, что первичным как раз должна являться стабилизация экономики
энергетики как отрасли, владеющей товаром, определяющим паритет цен на
все виды внутренней валовой продукции (ВВП ).
Снабжение топливом. В России и Казахстане недостатка в производстве
топлива нет. Проблема в отсутствии средств у энергетиков на приобретение топлива
и очень высокие ставки кредита. Электростанции Западных стран СНГ - Беларуси,
Молдовы и Украины, работают на топливе, поставляемом в основном из
России. В связи с недостатком средств на закупку энергоносителей и проблемой
неплатежей электростанции этих стран, особенно Молдовы и Украины, испытывают
постоянный дефицит топлива.
Так на Украине, ежедневно по этой причине простаивает примерно 10%
мощностей электростанций, что вызывает ограничения на поставку электроэнергии
потребителям на 3000-3500 М Вт. По этой же причине в 1995-1996 гг.
ОЭС Украины и энергосистема Молдовы несколько раз отделялись от ЕЭС России.
Следует заметить, что в самой России, имеющей достаточно топлива, из-за
отсутствия финансовых средств на Севере, на Дальнем Востоке и в некоторых
других регионах периодически возникают кризисы с выработкой электроэнергии.
17-277 257

Особенно тяжелое положение с обеспечением электростанций топливом
сложилось в Грузии и Армении. В этих странах импорт энергоносителей осложняется
не только нехваткой средств, но и политической обстановкой в регионе.
Проблема топливообеспечения, как и проблема неплатежей, в значительной
мере является следствием трудностей переходного периода экономики стран
СН Г. По мере улучшения экономического положения трудности в поставках топлива
для электростанций уменьшаются. Объемы потребления топлива указаны в
таблице 3.8.1. Однако, улучшение экономических условий - это достаточно длительный
процесс.
Производственные и передающие мощности. Эксплуатационные условия,
структура собственности изменились, так как единая система была разделена
на национальные системы, и взаимодействие между энергетическими секторами
стало собственной задачей каждой из стран.
Потребление топлива электростанциями в государствах СНГ
Г осударства
СНГ
Выработка
эл/эн
на ТЭС
млрд.
кВт.ч
Выработка
теп/эн
на ТЭС
млрд.
кВт.ч
Удель.
расход
топл. на
произ.
эл/эн
Всего
млн.
тут
Таблица 3.8.1
Потребление топлива электростанциями
млн.
тут
Мазут Газ Уголь
млн.
тонн
млн.
тут
млн.
тонн
млн.
тут
млн.
тонн
г/кВт.ч
Азербайджан 15,65 7,6 378,9 6,9 6,3 0,6 0 0
Армения 2,14 0,69 389,5 0,89 ОД 0,08 0,79 0,68 0 0
Беларусь 31,18* 29,71 293,9 13,62 4,82 3,52 8,8 7,72 0 0
Г рузия 2Д 0,08 573,5 1,03 0,14 0,1 0,89 0,82 0 0
Казахстан 51,83 59,59 366 27,48 2,96 2,19 2,26 1,89 22,26 41,54
Кыргызстан 1,14 3,0*** 203 0,78 0,11 0,08 0,24 0,2 0,43 0,77
Россия 550,1 616,0 310,5 270,4 29,0 166,4 75,0
Молдова 7,94** 2,88 399,5 3,51 0,39 0,3 1,88 1,66 1,24 1,69
Т аджикистан 0,29 1,55 251,1 0,33 0,03 0,02 0,3 0,25 0 0
Украина 120,4 39,6 360,6 47,87 4,04 3,0 22,21 19,49 21,62 39,41
Примечание.
Данные по состояниюна 1994 год.
* электростанциями Минэнерго
** без выработки ТЭЦ сах. заводов
*** суммарная выработка теплоэнергии ТЭЦ и
Районными котельными
258

Тепловые и атомные электростанции нуждаются в современном техническом
обслуживании, которое может осуществляться только специалистами. Ранее
это не являлось проблемой, так как одни и те же группы специалистов последовательно
обслуживали все электростанции Союза путем централизованного
финансирования. В настоящее время электростанции самостоятельно отвечают
за свое экономическое состояние и обязаны платить, часто в иностранной валюте,
за предоставленные услуги. Вследствие неплатежей за произведенную и
проданную электроэнергию, многие электростанции имеют серьезные проблемы
в экономическом состоянии. Это особенно было отмечено у нас, где в энергетическом
секторе переносились сроки технического обслуживания вследствие
дефицита финансовых средств. Также, эксплуатация тепловых и атомных станций
требует значительных технических знаний, поэтому необходимость повышения
квалификации персонала электростанций путем различных видов обучения
является важной. Этому вопросу ниже посвящена специальная глава, как наиболее
важной проблеме в энергетике Казахстана.
Значительная часть тепловых производственных мощностей является устаревшей.
В настоящее время, это означает низкий уровень надежности, высокий
уровень потребления топлива и выбросов. В структуру некоторых систем входят
электростанции, производящие совместно электроэнергию и тепловую энергию,
что значительно ограничивает возможность производства электроэнергии в
летнее время.
В новых странах уже не существует сбалансированного сочетания атомных.
тепловых и гидравлических станций (таблица 3.8.2), а в некоторых местах
электростанция и ее бывшие потребители разделены границей; ранее сбалансированное
наличие электроэнергии обернулось сейчас дефицитом в одних
регионах и избытком в других. Для обеспечения эффективной эксплуатации
энергосистемы сегодня совместно с несколькими независимыми энергетическими
системами необходимо плановое взаимодействие с плановым совместным
использованием ресурсов, практически достигнутым через оптимизацию
производства и энергообмена.
Передающие системы Западных стран СН Г работают в настоящее время
параллельно, как это и было в период существования СССР. Устойчивость системы
обеспечивается путем отключения нагрузки. Вследствие низкого уровня потребления
электроэнергии загрузка линий передач значительно ниже, что вызывает
проблемы с высоким напряжением во время периодов низкой нагрузки
(см.табл. 3.8.3). Для преодоления этого должны быть предприняты шаги по установлению
большого количества шунтирующих реакторов. Данная проблема для
Казахстана является особенно яркой, и кроме привлечения большой группы реакторов
приходится разделять энергосистемы в целях вывода участков линий, генерирующих
напряжения. Казахстан с начала 1996 года работает изолировано от
энергосистем России в основном из-за огромных долгов, которые составили к
этому времени 314 мдн.$ США.
259

Структура генерирующих мощностей в государствах СНГ
М Вт
Г осударства
СНГ
Всего
Установленная мощность электростанций
ГЭС и АЭС КЭС
ГАЭС
(вкл.ПГУ)
Таблица 3.8.2
ТЭЦ (вкл.
блок-станции)
Азербайджан 4983,5 787,7 0 3600 595,8 4
Армения 2778 1022 0 1756
Беларусь 7102 6,8 0 3346,9 3748,3
Грузия 4821 2727 0 1938 156
Казахстан 16842 2011 0 8630 6201
Кыргызстан 3532 2873 0 0 659
Молдова 299,4 64 0 2520 412,4
Россия 199260 41300 21300 64530 72130
Таджикистан 4412,3 4066,7 0 0 345,6
Туркменистан 2529,2 1,2 0 2303 225
Узбекистан 11282 1709 0 8914 659
Украина 52153 4694 12818 34641
Всего по
СНГ
МВт 312691,2 61262,4 34118 217311
% 100 19,6 10,9 69,5
Протяженность линий электропередачи в государствах СНГ
Таблица 3.8.3
тыс. км
Г осударства
Напряжения, кВ
Итого
СНГ 1150 750 500 330 220 110
Азербайджан 0,69 1,14 1,35 9,08 12,26
Армения 0,16 1,32 3,21 4,69
Беларусь 0,75 3,5 2,28 15,69 22,22
Грузия 0,57 0,02 1,57 4,02 6,18
Казахстан 1,4 4,78 0,5 19,34 44,23 70,25
Кыргызстан 0,54 1,15 4,44 6,13
Молдова 0,74 4,1 4,48
Таджикистан 0,23 1,2 2,84 4,27
Туркменистан 0,37 1,92 6,0 8,29
Украина 4,18 0,3 13,29 4,39 47,99 70,15
Примечание.
на Украине линии 800 кВ отнесены в состав 750 кВ,
400 кВ - в состав 330 кВ, 154 кВ - в состав 110 кВ
260

Обмен мощностью. В основном, контракты об обмене электроэнергии с
соседними странами подписываются на уровне ЦДУ и республиканских государственных
ведомств. Продажа электроэнергии основывается не на экономической
оптимизации, то есть производить там, где дешевле, а на необходимости организации
поставок в те регионы, где производство отсутствует или его недостаточно.
Таким образом, обмен энергией имеет место там, где:
• формирование новых независимых^республик привело к тому, что производственные
мощности и потребители оказались в различных странах;
\
• дефицит топлива и невозможность техобслуживания собственных
электростанций сделали приобретение электроэнергии более удобным,
чем организация собственного производства.
Многие страны СНГ планируют начать развитие энергорынка, но при
этом делается слишком мало для расширения ответственности и полномочий
эксплуатационного персонала, диспетчерских центров. Сегодня ситуация такова,
что ни один энергообмен не может быть осуществлен в масштабе реального
времени в результате, например, переговоров по телефону между диспетчерами
двух соседних энергосистем как это делается в национальных диспетчерских
центрах Запада. Исключением являются аварийные ситуации, когда диспетчера
имеют право оговаривать краткосрочные отклонения от запланированного
графика энергообмена. Расчет стоимости производства осуществляется для
каждой электростанции, но эта информация не используется диспетчерскими
центрами для оптимизации загрузки электростанций на межсистемном уровне.
Страны СНГ не имеют достаточного опыта в осуществлении межгосударственной
продажи электроэнергии, особенно на краткосрочной основе. Двухсторонняя
продажа, оговоренная диспетчерами на почасовой основе с целью компенсации
малых отклонений от ожидаемой кривой нагрузки или просто для
компенсации более дорогостоящего производства, к сожалению, невозможна
вследствие недостаточной уполномоченное, однако, при этом министерства
обсуждают и планируют деятельность на ежедневных энергорынках, участие в
которых намного сложнее, чем участие в пуловых соглашениях.
Еще одной проблемой энергообмена между странами СНГ является оплата
за поставленную энергию. Сложность экономической ситуации во всех странах
СНГ приводит к отсрочке или даже неуплате по счетам. Долгосрочные контракты
могут быть основаны на бартере, но краткосрочные, текущие - только на оплате
в денежном выражении.
3.8.2 Региональные и национальные диспетчерские центры
в странах СНГ
В дальнейшем, межгосударственный обмен энергией должен основываться
на межгосударственных соглашениях, и эти соглашения могут быть, фактически,
подобны тем, которые заключаются сейчас на Западе.
261

Однако, существует ряд важных факторов, которые должны быть приняты
во внимание при развитии дальнейшего взаимодействия между странами, причем
это развитие должно быть таковым, что возможности справедливого партнерства
и взаимовыгодных экономических соглашений не будут нарушены:
• В настоящее время денежная система в некоторых республиках не стабилизирована,
курс местных валют по отношению к доллару не объективен;
• Основной движущей силой межгосударственных обменов энергией будет
являться экономический фактор;
• С целью установления межгосударственного обмена в будущих условиях
рыночной экономики необходимо исключить неоправданный поток
энергоресурсов, что приведет к самобалансированию.
В странах отсутствует свободный капитал для инвестирований как в новое
строительство, так и для улучшения существующей ситуации.
В дополнение к этому, многие предприятия будут продолжать свою деятельность
в условиях снижения доходов вследствие экономических трудностей
в национальной экономике. Платежи от конечных пользователей за услуги будут
испытывать влияние жестких экономических условий, существующих в настоящее
время в странах.
В целом, эти проблемы привели к затруднениям в эксплуатации энергосистем,
а также в деятельности организаций, отвечающих за энергосистемы. Руководящие
усилия в странах сконцентрированы на обеспечении устойчивости ежедневных
поставок электроэнергии, и эта ежедневная работа в определенной степени
заслоняет усилия, направленные на разработку ориентированного на будущее
управления и стратегического планирования. Для будущей структуры диспетчерских
центров существуют определенные условия в предоставлении региональным
диспетчерским центрам возможности дальнейшего осуществления своих обязанностей.
Для Казахстана дополнительной проблемой в области диспетчеризации
деятельности энергосистем будет вопрос переноса столицы, если не будут разграничены
функции государственного и хозяйственного управления энергетикой.
3.8.3 Управление резервами активной мощности
В Западных странах соглашения, направленные на совершенствование
взаимодействия систем, разрабатываются в соответствии с двумя основными
принципами: взаимоподдержка и ответственность. Каждая система участвует в
регулировании частоты всей объединенной системы (принцип взаимоподдержки),
но сохраняет ответственность за покрытие собственной нагрузки (принцип
ответственности).
Эти принципы взаимоподдержки и ответственности привели к созданию
трехуровневой системы регулирования частоты: первичной, вторичной и третичной.
Соответствующие величины стандартизированы и применяются к каждому
участнику объединенной системы.
• Первичное регулирование частоты охватывает всю объединенную
систему. Оно срабатывает на ранних стадиях возникновения аварии
262

(потеря производства). Его целью является обеспечение безопасности
системы с использованием взаимоподдержки участников объединения.
Каждый член объединения участвует в компенсации потери производства.
• Вторичное регулирование частоты осуществляется лишь в той области
регулирования, где имеет место авария. Оно срабатывает в течение нескольких
минут. Его целью является приведение частоты к нормальной
величине и возвращение к ранее согласованному уровню энергообменов.
Основой вторичного регулирования является ответственность.
Подсистема, в которой имеет место авария, обязана восстановить самостоятельно
свой баланс производства. Роль вторичного регулирования
заключается и в восстановлении первичного резерва.
• Третичное регулирование вводится в последнюю очередь. Его целью
является экономия. Производство распределяется на блоках с наименьшими
эксплуатационными затратами, при восстановлении вто-
_ ричного резерва.
В странах СНГ, регулирование частоты в настоящее время осуществляется
с большими отступлениями от задуманного и изложенного принципа.
• Первичное регулирование также основывается на принципе взаимоподдержки.
Однако, поскольку не все национальные системы имеют достаточно
мощностей, регулирование частоты осуществляется странами,
которые имеют достаточно резервной мощности, например, Россия и
Киргизия. Стандартных величин мощности первичного резерва нет.
• Вторичное регулирование относится к объединению независимых
подсистем, ответственных за собственные нагрузки. Энергосистемы
Советского Союза не были спроектированы с учетом использования
вторичного регулирования как такового в каждой национальной системе.
Регулирование частоты и резервы мощности были централизованны
и в основном определялись структурой мощностей. Как уже упоминалось,
это имеет место и в настоящее время вследствие недостаточности
мощностей, и уровень частоты в основном регулируется потреблением.
• Качество частоты находится на низком уровне. Более того, осуществление
сброса нагрузки вследствие частичного дефицита резервов снижает
качество продолжительности поставок. У нас практикуется в целях не-
" допущения работы ЧДА (частотной делительной автоматики), разделение
единой энергосистемы на региональные части для ограничения
отрицательного влияния потребителей, пользующихся электроэнергией
бесконтрольно и без оплаты. Эти меры хоть и с технической точки зрения
не оптимальны, но являются одним из приемов борьбы с неплатежами.
Следовательно, можно сделать следующие выводы.
С целью улучшения регулирования частоты, и следовательно, повышения
надежности энергосистем, должны быть определены стандартные величины
263

первичного и вторичного резервов. Эти величины должны использоваться всеми
участниками как мера взаимоподдержки в объединении. При недостатке собственных
мощностей должна существовать возможность приобретения мощностей
(например, в странах Центральной Азии такая мощность имеется а Киргизии и
Таджикистане).
Должно быть пересмотрено распределение резервов в системе, включая
определение областей вторичного регулирования частоты. Резервы передачи
должны быть рассчитаны по сценариям, с применением стандартных величин
первичного и вторичного резервов. Это рекомендуется с целью обеспечения
передачи необходимой мощности из одной области в другую. В любом случае,
этот вопрос связан с более эффективным распределением регулирующих резервов
в системе. Более эффективное распределение резервных мощностей поможет
снизить наличие петлевых потоков в сети. Действительно, снижение петлевых
потоков является, прежде всего, проблемой взаимодействия между партнерами в
объединенной системе.
Глубокий анализ статизма регулирования скорости, используемого в регуляторах
скорости турбин, должен проводиться для определения принципов эффективного
участия генерирующих энергоблоков в первичном резерве. Такой же
анализ следует провести и по вопросу времени активизации первичного резерва.
Для энергосистемы в целом может быть рекомендовано достижение максимальной
величины статизма. Разумеется, для обеспечения стимула развития и содержания
необходимого резерва данная схема должна быть решена и в вопросах
тарифа за мощности.
3.8.4 Регулирование напряжения и реактивной мощности
Цели регулирования напряжения и реактивной мощности в СН Г и Западных
странах одинаковы. Они нацелены на максимальное снижение перетоков
реактивной мощности между странами и поддерживание отклонений напряжения
в разрешенном интервале.
Однако, может существовать несколько решений о соответствующем распределении
производства реактивной мощности, и обычно они принимаются в
результате максимизации "объективной функции", как, например максимальное
снижение активных потерь.
В странах СН Г следует разработать соответствующую программу регулирования
напряжения и реактивной мощности и установки компенсаторов, так как
в системах СНГ наблюдаются большие отклонения напряжения в различных
регионах, а также с целью избежания крупных лавин напряжения, которые являются
наиболее вероятными причинами тяжелых аварий в энергосистеме. Например,
сильное повышение напряжения на линии большой протяженности при потере
нагрузки может повлечь за собой серьезные последствия для оборудования.
С другой стороны иногда может возникнуть сильное снижение уровня напряжения.
Данная проблема наиболее характерная для Казахстана.
Первой мерой для предотвращения таких аномалий является проведение
изучения потока нагрузок, сосредоточенное на реактивной мощности (существуют
264

модели, в которых используется установочный эквивалент для представления
реактивной мощности и напряжения), с целью определения необходимости установки
батарей компенсаторов и реакторов в соответствующих узлах системы.
Эта практика должна быть разработана при использовании моделей, по которым
можно просчитать динамическое поведение системы для различных сценариев.
Необходимо отметить, что при параллельной работе крупных объединений,
актуальность этого вопроса несколько снижается за счет взаимодействий
этих субъектов.
3.8.5 Координация действия систем защиты
В Западных странах координация защиты производится в основном соседними
странами, и в основном для защиты линий передач, пересекающих границы.
В СНГ используются схемы защиты, которые были разработаны еще в Советском
Союзе, но координация защиты между странами представляется весьма
эффективной. Однако необходимо произвести модернизацию некоторых сетевых
выключателей. Они должны соответствовать уровню мощности короткого замыкания,
для того, чтобы была возможность быстрого разъединения сети.
Система противоаварийного автоматического регулирования и автоматической
частотной разфузки позволяет преодолевать наиболее серьезные аварийные
ситуации. Действующая система защиты, например в Казахстане, достаточно подробно
описана в главе 3.7.
Тем не менее, если противоаварийная автоматика не может ликвидировать
аварию, асинхронный режим исключен и если частота отклоняется, то в случае
понижения частоты применяется план ликвидации аварий, основанный на каскадных
энергоблоках, которые успешно разгружаются через автоматические частотные
реле, а в случае возрастания частоты автоматическое регулирование
компенсирует дисбаланс между генерированием и нагрузкой.
Противоаварийная автоматика в энергосистемах СНГ обеспечивает высокий
уровень устойчивости, надежности и живучести систем, если созданная в
свое время схема нормальная и не имеет больших отступлений по иным соображениям.
Эта система может обеспечить достаточную живучесть энергосистемы, хотя
и меньшую, чем живучесть, обеспечивающуюся применением критерия (п-1) в
чистом виде. Следуя четко установленным стандартам, эта система не исключает
первичных, вторичных и третичных резервов, ни стратегии использования напряжения
и реактивной мощности.
Необходимо отметить, что ранее действующая логика (принцип) действия
ПА (противоаварийная автоматика) в нынешних условиях не отвечает экономическим
интересам отдельных государств и очень часто в персональном порядке
пересматривается, что в последующем создаст новые проблемы.
265

3.8.6 Внедрение аспектов надежности
Обмен данными. Хотя, как представляется, обмены данными в СНГ идут
эффективно, тем не менее полезно подготовиться к изменениям с большой гибкостью.
Для каждого вида данных следует использовать определенные унифицированные
форматы так, чтобы их можно было прямо ввести в расчетные модели.
Более того, было бы полезным согласовать форматы для обмена данными с форматами,
принятыми в Западных странах.
Рекомендуется произвести усовершенствование системы связи и системы
энергетического управления с целью расширения для диспетчеров возможностей
быстрого влияния на энергосистему для повышения надежности и экономичности.
Совершенствование системы связи является также ключевым элементом в
работе с все возрастающим количеством и усложнением информации, необходимой
для осуществления энергообменов.
Плановые обмены. Ответственность каждой из компаний является
обеспечение соответствия критериям надежности. Это означает, что компания
должна достигать это соответствие с использованием только своих мощностей.
Плановые обмены (долгосрочные, краткосрочные, сезонные, еженедельные,
ежедневные) позволяют достичь соответствующий уровень надежности с меньшими
затратами. Плановые обмены позволяют также наиболее эффективно использовать
особенности каждой из систем, примером может служить взаимодействие
гидро- и тепловой системы.
Внеплановые обмены. Внеплановые обмены возникают по техническим
при-чинам. В основном они имеют место вследствие небольшого дисбаланса между
нацио-нальными системами, временного дисбаланса между производством и
потреблением, например, в случае потери генерирующего блока или кольцевых
потоков.
Энергия может быть возвращена в соответствии с еженедельными графиками,
основанными на тарифных периодах (на каждый час недели приходится
свой тариф, определяющий этот час как час низкой, средней и пиковой нагрузки).
На основе расчетной величины полученной энергии и соответствующего тарифного
периода, разрабатывается программа восстановления на еженедельной основе,
в соответствии с которой энергия возвращается (по возможности с доплатой)
по тому же тарифу, по которому она была получена.
Техническое обслуживание основного оборудования (генерирующих
блоков и межсистемных линий связи) следует скоординировать между странами
СНГ и организовать его с поиском экономического оптимума и в соответствии с
критериями надежности.
Обучение персонала. Обучение руководителей следует улучшить, особенно
в области экономики и управления. Персонал следует обучать с точки зрения
технико-экономической оптимизации работы энергосистем.
Это должно сочетаться с необходимым уровнем полномочий и определением
ответственности руководителей каждого уровня с целью предоставления им
266

возможности применения дополнительных знаний, полученных в процессе обучения.
Необходимо сохранить русский язык, как рабочий язык, а английский -
как программный (компьютерный) язык.
3.8.7 Экономические условия взаимодействия
Общий обзор. Существует необходимость повышения уровня знаний руководителей
в странах СНГ в области экономических аспектов энергообменов, особенно
при заключении двух-, трех-, или мультисторонних контрактов, что очевидно
должно быть возложено на энергетический совет стран СНГ.
Рассмотрим ситуацию в СНГ в области энергообменов и подход к заключению
контрактов, существующий в Западных странах и США, с описанием всех
критериев, условий, типов услуг в области производства и передачи, основы
ценообразования. Приведем примеры двух-, трехсторонних контрактов для иллюстрации
описанного подхода.
Энергообмены между странами СНГ обычно основываются на двухсторонних
контрактах, обсуждаемых и подписываемых на уровне национальных
компаний.
Большая часть контрактов заключается с целью осуществления поставок
электроэнергии в регионы, где производство отсутствует или ощущается дефицит
производства. Не всегда при этом преследуется цель экономической оптимизации
национального производства энергии.
Энергообмен имеет место, когда:
• Создание независимых государств привело к тому, что электростанция
и ее потребители оказались в разных странах;
• Дефицит топлива или проблемы технического обслуживания собственных
электростанций приводят к тому, что приобретение электроэнергии
становится более удобным или неизбежным, чем приобретение
топлива и запасных частей для собственного производства.
Энергообмен может быть как долго-, так и краткосрочным или стороны могут
быть субъектами ПУЛа.
В дополнение, большинство стран СНГ планируют развитие собственного
рынка энергии. Однако, уровень ответственности и полномочий эксплуатационного
персонала диспетчерских центров ограничен. Фактически, в настоящее время-
невозможно осуществить энергообмен в результате, например, принятия
решения по телефону между двумя диспетчерскими центрами соседних энергосистем.
Исключение представляют собой аварийные ситуации, когда диспетчерам
разрешается на краткосрочный период отклоняться от заранее запланированного
графика энергообмена.
Главной проблемой энергообмена в странах СНГ является оплата за поставленную
энергию. Существующая экономическая ситуация во всех странах
СН Г приводит к тому, что имеет место как задержка оплаты по счетам, так и
неоплата счетов вообще. Долгосрочные контракты могут основываться на бартере,
но краткосрочные контракты обычно предусматривают оплату в денежном
267

выражении (в основном расчет ведется в долларах СШ А), хотя иногда оплата
выражается в возвращении долга электроэнергией.
В Западной Европе и США:
• обмены электроэнергией также основаны на двухсторонних соглашениях,
но их обслуживание и подписание производится только на уровне
компаний; после этого соглашения представляются государственным
организациям в зависимости от существующей структуры;
• компании имеют достаточное количество ресурсов для покрытия собственной
нагрузки, с учетом заключаемых при необходимости контрактов
о закупке мощности; большинство этих контрактов заключаются
с целью экономической оптимизации энергосистемы, нуждающейся
в поставках;
• краткосрочные обмены энергией могут осуществляться на основе договора
между диспетчерами;
• нет проблем с оплатой за поставленную энергию; это не соответствовало
бы законам рыночной экономики. Это не отрицает возможности
заключения контрактов на условиях возвращения оплаты энергией по
согласованным тарифам и графикам.
3.8.8 Критерии межсистемных контрактов
Для успешного заключения межсистемных контрактов необходимы различные
критерии. Ниже приведены основные критерии, в порядке их важности:
• справедливость по отношению к системам, равное распределение
доходов среди участвующих сторон, ответственность каждого
участника за свои действия, доступ к информации;
• развитие более экономического планирования или эксплуатации,
например, разработка решений экономического планирования, развитие
экономической диспетчеризации;
• работоспособность и соответствие, например, соответствие имеющимся
данным.
• приемлемость со стороны правительства и организаций, например,
приемлемость Мировым банком, Европейским Банком Реконструкции и
Развития, коммерческими банками;
• положительное влияние на будущее, гибкость с учетом изменения
условий и наличие данных.
Два первых критерия, справедливость по отношению к системам и развитие
более экономического планирования или эксплуатации, являются наиболее
важными аспектами, которые должны соблюдаться в соглашениях любого типа.
268

3.8.9 Типы межсистемных соглашений
Соглашения по обмену энергией могут быть разделены на соглашения в
области услуг по производству и соглашения о передаче.
Услуги по производству. Существует множество услуг в области производства
в зависимости от действий, совершаемых заинтересованными сторонами.
Самые распространенные виды услуг по производству описаны в Финальном
отчете (системная мощность, мощность блока, лимитированная, краткосрочная,
резервная, прерываемая мощность, аварийная энергия, обмен при техническом
обслуживании, экономия энергии и обмен на различии).
Существует ряд других типов услуг по производству. В принципе может
быть заключено любое соглашение, если стороны договорились об условиях.
Соглашения об услугах по производству также могут быть разделены на
соглашения о приобретении мощности и приобретении энергии. Закупка мощности
будет обуславливать право использовать оборудование, закупка энергии относится
к использованию топлива или гидроресурсов как источника энергии.
Услуги по передаче. Услуги по передаче можно определить как услуги,
необходимые для обеспечения передачи энергии или мощности, активной или
реактивной, от одного или нескольких источников. Эти услуги могут быть
обеспечены как вертикально объединенными компаниями, так и одной или
несколькими отдельными компаниями, специализирующимися на этих видах
услуг.
Услуги по передаче часто называются транзитными услугами, когда передача
между двумя компаниями осуществляется системой передач, принадлежащей
третьей компании.
Поскольку происходит переход от централизованной к рыночной экономике,
эксплуатационники и плановики будут все больше сталкиваться с экономическими
проблемами. Им придется работать в новых условиях, разрабатывать
новые подходы и использовать новейшие технические и экономические методы и
модели.
Следовательно, необходимо принять во внимание следующие рекомендации:
• Партнеры должны достичь договоренности о критериях оценки альтернативных
контрактных соглашений;
• Предварительное исследование (исследование собственной системы
или двухстороннее исследование систем) должно осуществляться регулярно
с использованием наиболее эффективных методов и моделей
планирования и эксплуатации. Целью этих исследований должна являться
подготовка к будущему: определение возможностей для объединения
между системами и для заключения новых контрактов;
• При работе со всеми аспектами ценообразования (мощность, энергия,
услуги по энергопередаче, дополнительные услуги), при разработке
соглашения рекомендуется определять такие затраты, как:
269

- затраты на мощность, связаны с инвестициями в развитие установленных
мощностей и амортизацией. Другими словами, уровень
амортизации должен определяться исходя из экономического положения
в каждой стране. Также амортизация должна рассчитываться
на определенный период времени: 15, 20, 25 лет. Такой подход дает
возможность определения коэффициента амортизации инвестиций,
который может выражаться в $/кВт в год;
- эксплуатационные затраты, отражают затраты, связанные с
электроэнергией. В эти затраты входит стоимость топлива, тепловой
КПД блока, различные затраты на остановы и техническое обслуживание,
включая работающий персонал и оборудование;
- затраты на передачу, учитывают затраты, связанные с различными
типами услуг в области выработки, а также с потерями в сети.
Выражается в центах/кВт.ч. В отдельных случаях регулирующие комиссии
могут утверждать затраты в центах/кВт.ч.км, а потери вообще
вывести из показателя, переложив их оплату на потребителя,
если заключены прямые договора;
- административные затраты, связаны с затратами на диспетчерезацию,
расчеты, замеры, выписку счетов и т.д.
• Разработка методики расчета затрат на производство и передачу, и с
целью осуществления взаимодействия между странами, сохранении существующего
доступа к информации при информационном банке;
• Обучение экономики и менеджменту, так как инженеры, знающие
энергосистему, приобретут знания, дающие возможность разрабатывать
и подготавливать контракты для представления их на рассмотрение и
одобрение руководством компании.
3.8.10 Организационные схемы в перспективе
Общий обзор. Существует необходимость в разработке общих требований
по надежности и экономическому взаимодействию. Должны быть также разработаны
механизмы по надзору за их внедрением.
Требования по надежности должны быть скоординированы между системами.
Члены Энергетического Совета подписывают контракты, предусматривающие
координацию аспектов эксплуатации в соответствии с согласованными
критериями по надежности. Также между членами Совета подписываются контракты,
содержащие описание действий в случае, если мероприятия, осуществляемые
одной системой могут повлиять на состояние другой системы. Энергетический
Совет имеет статус, позволяющий разрабатывать общие для всех рекомендации
и публиковать их.
Наконец, следует передать существующим диспетчерским центрам эту ответственность,
учитывая, что аспекты надежности и экономические аспекты
имеют разные цели и должны принадлежать к различным сферам ответственности.
270

Ниже приводится в обобщенной форме описание функций области регулирования
и общие рекомендации.
Меры по обеспечению надежности в областях регулирования. Основной
географической единицей объединенной энергосистемы является область
регулирования. Область регулирования может быть определена географическими,
техническими, политическими или административными характеристиками. В
некоторых случаях страна представляет собой единую область регулирования.
Внутри области регулирования имеется центр регулирования, который несет
ответственность за эффективность и надежность поставок энергии. Качество поставок
может определяться обществом потребителей в целом или отдельными
потребителями. Для достижения необходимого уровня качества должны быть
предприняты определенные меры. Эти меры обсуждались и разрабатывались
координационными организациями по всему миру в течение нескольких десятилетий,
в результате чего была выработана стандартная методология. Область регулирования
должна, как минимум, соблюдать правила и меры по следующим направлениям.
Основные принципы:
• Терминология и определения;
• Необходимое качество поставок энергии.
Технические стандарты:
• Электростанции;
• Электрические сети.
Система планирования и координация:
• Стратегия развития системы;
• Защита системы;
• Телекоммуникации;
• Возможность запуска от полного останова.
Эксплуатация системы:
• Правила обеспечения устойчивости системы;
• Регулирование на электростанциях;
• Эксплуатация при возникновении аварий;
• Координация технического обслуживания;
• Планирование эксплуатации.
Вследствие естественной разницы условий, соседние области регулирования
могут иметь различные условия для создания надежной и эффективной энергосистемы.
Такие различия могут быть снижены или преодолены путем объединения.
271

Несколько объединенных областей регулирования составляют скоординированную
энергосистему, или регион.
Опыт показал, что создание объединений, как правило, приносит пользу
всем участвующим сторонам, позволяя повысить устойчивость, надежность и
получить экономические выгоды. Однако тот же опыт показывает, что объединение
приводит к риску возникновения определенного вида аварий, особенно если
производится передача большого количества энергии на большие расстояния.
Области взаимодействия областей регулирования приведены ниже.
Рекомендации по организационным рамкам. Вследствие дефицита резервных
мощностей в большинстве стран, необходима оптимизация использования
имеющихся генерирующих мощностей. Такое сотрудничество было налажено
в свое время на уровне проектирования. Однако, некоторые аспекты развития
инфраструктуры, такие как:
• переход от централизованного к децентрализованному управлению
энергосистем;
• развитие в направлении рыночной экономики;
• расширение межгосударственных обменов энергией между странами;
потребуют модернизации и изменения существующих организационных рамок
для приведения в соответствие с мировым стандартом. Это развитие потребует
организационной структуры там, где осуществляется координация между областями
регулирования.
Функции координации могут выполняться параллельно с созданием технических
и коммерческих рамок и осуществляться на основе информационного
обмена между функциями регулирования:
• Определение компетенции диспетчерских центров по отношению к
ПУЛу или регулирующим органам;
• Координация и согласование расширений систем;
• Координация измерений и расчеты обменов энергией;
• Обмен данными по системе для расчетов потокорапределения, ус устойчивости
и безопасности;
• Согласование организационных мер и определение обязательных
эксплуатационных инструкций для нормальной эксплуатации и эксплуатации
в аварийных условиях;
• Координация защит и определение точек разделения систем во время
аварийных ситуаций;
• Согласование базовых технических условий и стандартов компонентов
системы;
• Наблюдение за выполнением обязательств по контрактам каждой из
систем постоянно и надежно в соответствии с национальными юридическими
рамками;
• Определение компетенции и достаточной полномочности работающего
персонала.
272

3.8.11 Необходимые условия для интеграции в
управлении энергообъединениями
Для ускорения либерализации экономики в целом и оптимизации использования
имеющегося энергетического потенциала каждой из стран необходимо :
• Определить стандартные величины первичного и вторичного резервов
для всех партнеров, объединенных общей системой;
Это позволитулучшить регулирование частотыи, следовательно, повысить
надежность энергосистемы.
• Распределить регулирующие резервы с целью снижения циркулирования
регулирующей мощности между областями и рассчитать соответствующие
передающие мощности;
Это снизитуровень нежелательных петлевых потоков, которые могут
иметь место в системе.
• Установить одинаковую величину статизма генерирующих блоков
одного типа (тепловых с одной стороны и гидрогенераторов с другой
стороны), которые участвуют в регулировании частоты, а также обеспечение
одинакового временного промежутка реагирования каждого из
блоков;
Это обеспечит равный вклад каждой из систем в первичное регулирование
и позволитизбежать качаний мощности между генерирующими блоками, участвующими
в первичном регулировании.
• Разработать и сформулировать согласованный план действий в области
средств регулирования напряжения и реактивной мощности для обеспечения
устойчивости систем при развале напряжения и снижения до минимума
нежелательных отклонений напряжения;
С цельюразработки этого плана может потребоваться использование
современных моделей, которые позволятрассчитать динамическое поведение
системы по различным сценариям.
• Разработать согласованный план, в соответствии с которым оборудование
системы, реле защиты и выключатели везде и всегда будут соответствовать
требованиям по мощности короткого замыкания;
Элементы системы должны быть защищены отвысоких токов короткого
замыкания и/или слишком длительных периодов отключения, выключатель
должен иметь соответствующуюотключающуюспособность.
• Внедрить стандарт надежности, который является эквивалентом правила
п-1. Это может быть сделано в дополнение к уже описанным требованиям,
касающимся управления резервами мощности;
Каждая из областей регулирования должна иметь одинаковый уровень
надежности.
• Уделить особое внимание качеству собираемых, обрабатываемых и передаваемых
данных по эксплуатации, обеспечить одинаковую размерность
и формат для возможности их прямого использования в расчетных
моделях;
18—277 273

С учетом возможного расширения может быть целесообразно привести
эти форматы в соответствие с теми, которые уж е используются в Западных
странах.
• Модернизировать соответствующие системы телекоммуникаций с целью
расширения возможностей диспетчеров быстро осуществлять действия
в энергосистеме, улучшения ее надежности и экономичности;
Модернизация телекоммуникационной системы является также ключевым
элементом в обработке возрастающего количества и сложности информации,
необходимой для осуществления энергообменов.
• Улучшить существующую организационную структуру для того,
чтобы запланированные перетоки (долгосрочные, краткосрочные, сезонные,
еженедельные и ежедневные) могли осуществить свой вклад в
обеспечение должной надежности системы при минимальных затратах;
Соответствующая организация перетоков будет существенным шагом в
направлении обеспечения живучести энергосистемы в рамках рыночной экономики.
• Согласовать календарные графики и тарифы с целью компенсации нежелательных
перетоков;
Это повысит ответственность каждой из сторон как независимой
энергосистемы.
• Организовать управление техническим обслуживанием различных
элементов энергосистемы таким образом, чтобы уровень надежности
оставался постоянно неизменным при минимальных затратах;
Для осуществления этого необходимо провести глубокий анализ с целью
оптимизации управления персоналом по техническому обслуживанию.
• Уделить должное внимание обучению персонала в соответствии с вышеописанными
рекомендациями в связи с тем, что эксплуатация системы,
основанная на этих рекомендациях, может потребовать создания
новых рабочих мест и новых квалификаций работающего персонала,
которые могут значительно отличаться от существующих сейчас;
Обучение должно включать в себя не только технические аспекты, но и
вопросы экономики и управления.
• Обеспечить приемлемую гибкость в структурах дисциплины и ответственности
для того, чтобы предоставить возможность принятия руководящего
решения без административных препятствий;
Это ускорит децентрализацию процесса принятия решений.
• Обеспечить распространение знаний и навыков экономической
оценки принимаемых решений - диспетчерских решений, использование
оборудования, контрактов - в общих рамках рыночной экономики;
Это также относится к решениям планирования, которые основываются
на эксплуатационных требованиях. Документация по проектам, нуждающимся в
финансировании банками, должна оформляться в строгом соответствии с
правилами банков.
274

• Разрабатывать контракты на основе прямых переговоров заинтересованных
сторон, хорошо подготовленных технически, без внешних посредников;
Должно быть уделено особое внимание согласованию продолжительности
действия этих контрактов и связанных с ними затрат, таких как затраты
по мощности, эксплуатационные затраты, стоимость услуг по передаче и
административные расходы.
• Уделить должное внимание тому факту, что в настоящее время взаимодействие
между крупными энергосистемами очень важно для координации
их развития, с этой целью обеспечить свободный обмен данными
и доступ к ним как условие развития взаимодействия;
Это также обеспечит взаимоподдержку систем.
• Определить общие правила надежности и экономического взаимодействия
и разработать механизмы надзора за их применением, насколько
это возможно в рамках структуры обязанностей существующей организации
диспетчерских центров;
Аспекты надежности и экономики имеют разные цели, поэтому должны
относится к двум различным сферам ответственности.
• Сохранить единый рабочий язык, нормы ПТЭ, ПТБ, ППТ и Технологического
проектирования, Технических условий на оборудование.
Способствует обмену научно-технического, промышленного и кадрового
потенциала и ускорения в реализации вышеперечисленных требований.
3.9 Сети связи и телемеханики
. Средства связи и телемеханики отрасли электроэнергетики (в дальнейшем
средства телекоммуникаций) являются составной частью инфраструктуры
отрасли электроэнергетики Республики Казахстан и обеспечивают оперативное
и технологическое управление отраслью.
В настоящее время создана единая отраслевая сеть автоматической телефонной
и диспетчерской связи, охватывающая все уровни управления отраслью.
В настоящее время резко возросла потребность в услугах связи и информатики
во всех сферах управленческой и хозяйственной деятельности. Отсутствие
в энергетике единой, доступной для всех пользователей, телекоммуникационной
сети на территории Казахстана приводит к низкой оперативности
управления энергоресурсами, к большим потерям и непроизводительным затратам.
Между тем в отрасли уже в настоящее время требуется решать крупные
проблемы, степень реализации которых во многом зависит от качества услуг
связи и информатики.
Необходимость создания сети спутниковой связи определяется:
• Потребностью в организации единого информационного пространства
электроэнергетики Казахстана, для взаимоувязки и взаимодействия всего комплекса
производства и управления им в режиме реального времени;
275

• Необходимостью повышения надежности и устойчивой работы электроэнергетических
систем и обеспечения ее управления в критических и чрезвычайных
ситуациях;
• Неудовлетворительным состоянием Казахстанской сети связи, которая
не может обеспечить существующую потребность электроэнергетики в каналах
связи ни по качеству, ни по количеству, которые необходимы в современных условиях,
а также ростом стоимости аренды каналов Министерства транспорта и
коммуникаций (МТиК);
• Значительными объемами капитальных вложений на модернизацию ведомственных
наземных каналов связи и растянутого инвестиционного цикла во
времени. Как показал анализ состояния средств связи “Казахстанэнерго” на
01.01.96., в энергосистемах используется 228 типов оборудования связи. 40%-
80% оборудования, находящегося в эксплуатации физически и морально изношены,
требуют замены на устройства, выполненные на современной элементной
базе и основанные на цифровых технологиях;
• Потребностями совершенствования системы диспетчерскотехнологического
управления, систем контроля управления электропотреблением
и отпуском тепловой энергии, вопросами финансового управления хозяйственной
деятельностью в условиях рыночных отношений;
• Необходимостью создания корпоративной вычислительной сети с использованием
высокоскоростных каналов связи.
Цель создания сети спутниковой связи
• Улучшение обеспечения управляющих органов бесперебойной круглосуточной
современной голосовой и факсимильной связью и передачей данных;
• Быстрая модернизация магистральных каналов связи отрасли и
создание цифровых высокоскоростных каналов при приемлемых объемах
инвестиций и сроках их окупаемости;
• Резервирование наземной связи (проводной, ВЧ по ЛЭП, РРЛ) на
случай аварийных и чрезвычайных ситуаций;
• Существенное сокращение расходов на аренду каналов связи;
• Предоставление новых технических возможностей для реализации технологий
А СД У, САПР, ТМ , систем передачи данных и систем экономического
управления.
Сеть телекоммуникаций отрасли создана с применением различных типов
оборудования связи и охватывает 9 энергосистем, находящихся под централизованным
оперативным управлением ОДУ Казахстана.
Оперативное диспетчерское управление обеспечивается функционированием
сетей диспетчерской связи и телемеханики, представляющие из себя иерархические
структуры. Технологическое управление обеспечивается сетью автоматической
телефонной связи. В отдельных случаях применяются ручные телефонные
коммутаторы.
В целом, существующие сети телекоммуникаций обеспечивают нормальное
диспетчерское и технологическое управление отраслью.
276

Однако в настоящее время около 80 % оборудования телекоммуникаций
физически и морально устарело, отсутствуют запасные части к импортному оборудованию,
приобретенному в прошлые годы централизованно, через ЦДУ ЕЭС
СССР в порядке интеграции со странами СЭВ.
Вместе с тем, в условиях формирования оптового рынка электроэнергии,
изменения структуры управления отраслью, потребности в услугах связи и передачи
информации резко возрастают. Значительно увеличиваются объемы передаваемой
информации между субъектами рынка, возникла потребность в новых
видах услуг телекоммуникаций ( электронная почта, телефакс, телекс, межмашинный
обмен) во всех сферах деятельности.
Отсутствие сети телекоммуникаций, которая могла бы обеспечить успешное
функционирование всех информационных систем, приводит к задержке прохождения
документов и распоряжений, повышает непроизводительные затраты времени
и ресурсов.
Без развитой сети телекоммуникаций не могут оперативно решаться
следующие задачи:
• оптимизация производства, передачи и распределения электроэнергии
на основе непрерывного учета ресурсов энергопроизводителей, состояния
оборудования, структуры потребления и учета стоимости
энергии в реальном масштабе времени;
• оптимизация расходов энергоресурсов;
• оптимизация режимов электрических и тепловых сетей;
• развитие автоматизированной системы диспетчерского и технологического
управления;
• развитие автоматизированных систем контроля и учета за электропотреблением;
• управление финансами и инвестициями;
• контроль за реализацией абонентской платы;
• оперативное управление отраслью;
• эксплуатация электрических сетей и электрических станций;
Современные сети телекоммуникаций должны представлять из себя единый
комплекс технических средств, обеспечивающий возможность передачи любого
вида сообщений (телефонные переговоры, телефакс, телеграф, передача
данных и т.д.) независимо от вида, объемов и характера распределения. Комплекс
должен базироваться на современном цифровом оборудовании с применением передовых
технологий, в том числе с применением транкинговых сетей радиосвязи,
волоконно-оптических линий связи по ЛЭП и спутниковых систем связи.
Отраслевая сеть телекоммуникаций создавалась в соответствие со структурой
развития отрасли. В настоящее время, когда структура управления отраслью
изменяется, следует ожидать и изменения структуры сетей телекоммуникаций.
Однако структура оперативного управления сохраняется прежней, построенной
по иерархическому принципу. Поэтому и структура сетей оперативной
связи и телемеханики мало будет меняться.
277

3.9.1 Первичные сети
Первичная сеть образована средствами передачи в рамках единой сети телекоммуникаций,
удовлетворяющей требованиям различных сетей связи
(телефония, телеграфия, передача данных). Первичные сети подразделяются на:
• межсистемные (магистральные)
• внутрисистемные (зоновые)
Межсистемные сети объединяют внутрисистемные сети и используются,
в основном для верхнего уровня управления отраслью.
Внутрисистемные сети обеспечивают оперативное и технологическое
управление всеми энергообъектами и диспетчерскими пунктами энергосистем,
сбор, обработку и передачу на верхний уровень телеинформации.
Первичная сеть телекоммуникаций электроэнергетики представляет из
себя разветвленную сеть кабельных, радиорелейных и каналов высокочастотной
связи по ЛЭП. Наряду с сетями Министерства транспорта и телекоммуникаций,
первичная сеть телекоммуникаций электроэнергетики представляет из себя
крупнейшую сеть в Республике Казахстан.
3.9.1.1 Кабельные линии связи
Все предприятия отрасли соединены кабельными линиями связи длиной
до нескольких километров с предприятиями Министерства связи ( городские
АТС и узлы междугородней связи). Кроме того, в областных городах
кабельные линии связи длиной от 5 до 50 км. широко используются для
построения внутрисистемных первичных сетей связи на уровнях:
• ЦДП энергосистем - энергопредприятия ( ОДП ПЭС, ГРЭС, ГЭ С,
ТЭЦ );
• ОДП ПЭС- подстанции.
Как правило, КЛС уплотнены аналоговыми системами передач типов: В-2-
2, В-3-3, OB-12, TN-12, К-60, Кама, П-330-6 и др. В единичных случаях используется
новая цифровая аппаратура типов ИКМ-15 и ИКМ-30. Общее количество полукомплектов
аппаратуры уплотнения КЛС -немногим более 350 шт. Из них 190 работают
более 10 лет, выработали свой технический ресурс и требуют замены.
Состояние кабельных линий связи как правило, неудовлетворительное.
Кабели физически изношены, в течение многих лет не производится капитальный
ремонт. Большинство кабелей требует капитального ремонта с заменой до
50% длины.
Из-за больших расстояний между городами, в которых находятся ЦДП
энергосистем, кабельные линии связи для организации магистральных (межсистемных)
сетей телекоммуникаций не используются.
3.9.1.2 Воздушные линии связи
Воздушные линии связи в электроэнергетике Казахстана фактически не
используются. Чаще встречаются воздушные вставки в КЛС.
278

3.9.1.3 Р ади орел ей н ы е линии связи
Для организации внутрисистемных сетей, в тех случаях, когда строительство
кабельных линий связи затруднено из-за местных условий или их строительство
нецелесообразно, для организации внутрисистемных первичных сетей
широко используются радиорелейные линии связи.
В отрасли используется 489 полукомплектов радиорелейного оборудования
типов: ДМ 400\6, ДМ 400Y32, Малютка, РРС-1М , Трал . В последнее время
начато внедрение радиорелейных линий , уплотненных оборудованием с импульсно-кодовой
модуляцией: Эриком, Изотоп на 30 и 120 каналов. 240 полукомплектов
эксплуатируются более 10 лет и требуют замены.
В связи со стремлением Республики Казахстан привести в соответствие с
международными нормами Регламент радиосвязи, следует предусматривать
освобождение радиочастотного диапазона 390-460 МГц и перевода радиорелейной
связи в диапазон 2,3-2,8 ГГц.
3.9.1 Л Высокочастотная связь по ЛЭП
Высокочастотная связь по линиям электропередач составляет основу для
организации первичных сетей телекоммуникаций на низшем уровне управления:
• ОДП ПЭС - ДП РЭС;
• ОДП ПЭС - подстанции;
• ОДП РЭС - подстанции.
Разветвленная сеть ЛЭП различных классов напряжений позволяет организовать
широкую сеть ■каналов связи оперативного и технологического назначения,
сеть сбора телеинформации практически со всех подстанций. Организация
в\ч каналов по ЛЭП является обязательным условием при проектировании и
строительстве подстанций всех напряжений. В Казахстане сети противоаварийной
автоматики и релейной защиты организованы исключительно с применением
высокочастотных каналов связи по ЛЭП. Этим можно объяснить тот факт, что в
ряде случаев, из-за занятости частотного диапазона, системами ПА и РЗ технологическая
и оперативная связь по ЛЭП “ вытесняется” с линий электропередач.
В настоящее время в электроэнергетике эксплуатируется 32 различных
типа аналогового оборудования в\ч связи по ЛЭП, производимых заводами России,
Украины и Словении. Общее количество стоек - более 5000. 60 % эксплуатируется
более 10 лет, морально устарело, физически изношено и требует
замены.
3.9.1.5 Волоконно-оптические линии связи
В настоящее время волоконно- оптические линии связи в электроэнергетике
не используются. Однако приемлемая стоимость и высокая пропускная способность
делает применение ВОЛС в будущем перспективным, особенно при
подвеске ВОЛС на фазные провода ЛЭП или применение ВОЛС, встроенных в
грозозащитный трос.
279

З.9.1.6. Спутниковые системы связи
В настоящее время спутниковые системы связи в электроэнергетике Казахстана
не применяются.
3.9.2 Вторичные сети
На базе первичных сетей отрасли созданы вторичные сети следующего
назначения:
• сеть автоматической телефонной связи для управления оперативной,
технологической и административной деятельностью;
• сеть селекторной связи для проведения совещаний руководства всех
уровней управления;
• телеграфная сеть;
• сеть факсимильной связи;
• телеинформационные сети для организации сбора телеинформации с
объектов электроэнергетики;
• сеть управления нормальными режимами АРЧМ;
• телекоммуникационная сеть электронной почты “ Эстэл” .
3.9.2.1 Производственные телефонные сети
Телефонные сети электроэнергетики строятся по радиально-узловому
принципу, при котором коммутационные оконечные станции ( А ТС ) соединяются
с узловыми А ТС каналами дальней связи. В качестве узловых выступают
А Т С :
• ОДУ Казахстана - для АТС энергосистем и крупных электростанций;
• ЦДП энергосистем -для А ТС энергопредприятий;
• ОДП сетевых предприятий -для АТС сетевых районов.
Производственные телефонные сети по своему назначению делятся на:
• сети оперативной ( диспетчерской) связи;
• сети технологической связи;
• сети директорской связи;
В качестве коммутационного оборудования для сетей оперативной связи
используются диспетчерские телефонные станции . Основным оборудованием
коммутации являются диспетчерские телефонные станции типа ЭДТС-66 (55) ,
производства завода “ВЭФ ” . В настоящее время в эксплуатации находится 285
таких коммутаторов. Из них более 10 лет отработало 155. В ближайшие годы
большинство диспетчерских коммутаторов будет требовать замены. В качестве
диспетчерских коммутаторов малой емкости используются такие как КОСС-22,
КД-36, и др.. На электростанциях для блочных щитов управления зачастую
используются самодельные коммутаторы, применение которых недопустимо изза
низкой надежности и несоответствия протоколов взаимодействия с другой
280

аппаратурой. В настоящее время все перечисленные коммутаторы промышленностью
не выпускаются.
Телефонная сеть технологической связи строится на базе автоматических
телефонных станций различных типов: А ТС К , ЕСК-400, КЭ Квант, У А ТС и.т.д.
Все эти АТС являются аналоговыми, как правило их емкость исчерпана. Наблюдается
острая нехватка запасных частей. В последние годы началось внедрение
электронных цифровых А ТС . Общая монтированная емкость АТС в отрасли
составляет более 37 ООО номеров. Общее количество АТС- 260.
Из них 50 % в ближайшие годы потребуют замены из-за физического износа
и из-за того, что их емкость исчерпана и дальнейшее расширение абонентской
емкости и количества направлений внешней связи невозможно. Как правило
, все А ТС связаны с городскими телефонными станциями и часть их абонентской
емкости (1-2- сотни), имеет городскую нумерацию.
В целях экономии количества каналов связи или из-за их недостатка для
организации сетей и оперативной и технологической связи используются одни
и те же каналы связи. Сопряжение каналов связи с аппаратурой коммутации
осуществляется с помощью аппаратуры дальней автоматической связи энергосистем
типа АДАСЭ (производство Ростовского опытного завода) или АНС
(производство завода “Нептун” , Украина) . При этом право приоритетного использования
и занятия каналов принадлежит диспетчеру. Аппаратура АДАСЭ
обеспечивает осуществление:
• исходящей и входящей 3-х проводной автоматической связи между
встречными А ТС ;
• исходящей и входящей прямой связи между диспетчерами;
• исходящей связи на встречную АТС с рабочего места телефонистки.
В настоящее время на сети связи электроэнергетики используется более
3000 комплектов этого оборудования. 60 % оборудования физически изношено,
требует замены.
Сети директорской связи, как правило, ограничиваются производственными
зданиями и промплощадками одного предприятия. Эти сети обеспечивают
прямую связь руководителей предприятий с подчиненными ему подразделениями
и начальниками отделов и служб. Наиболее распространенным оборудованием
директорской связи являются директорские коммутаторы типа UD-40 и
UD-20 (производство ПНР) , а также различные коммутаторы: Псков, Риф, КД-
60, КД-40 различных модификаций и т.д. Построение директорских сетей с
применением такого оборудования требует создания собственной распределительной
сети для каждого коммутатора. В результате на каждом рабочем месте,
например начальника службы, располагается 2-3 телефонных аппарата прямой
связи. В последнее время широкое распространение в электроэнергетике находят
офисные телефонные станции производства фирм “ Siemens”, “Panasonic”,
“Sony” и т.п. Эти А ТС не только предоставляют широкий набор услуг, но и
обеспечивают создание виртуальных директорских сетей . Каждый абонент, в
зависимости от типа применяемого телефонного аппарата с дополнительными
функциональными клавишами, может иметь свою собственную “директорскую”
281

сеть, хотя у каждого пользователя реально должен иметься лишь один телефонный
аппарат. В настоящее время в эксплуатации находится 342 директорских
коммутатора, из них более 70% требует замены как изношенные или не
выполняющие в достаточной мере свои функции.
3.9.2.2 Сети селекторной связи
Сети селекторных совещаний охватывают все предприятия отрасли и построены
в соответствии со структурной иерархией. Сети построены на базе оборудования,
работающего по принципу “ один говорит - все слушают” . При этом руководитель
верхнего звена имеет право перебоя нижестоящего руководителя. Оборудование
обеспечивает громкоговорящую связь при проведении совещаний как из
специально оборудованных студий, так и с рабочих мест руководителей. На сети
электроэнергетики используется различное оборудование для селекторной связи :
МСС-12-6, МСС 2-1, ОДГТС, АГС-3 и т.д.. Оборудование на 90 % морально и
физически устарело и требует замены. Для. проведения оперативных совещаний
многие руководители предприятий используют свою директорскую сеть, но такое
совещание замыкается лишь в рамках одного производственного здания.
3.9.2.3 Телеграфные сети '
Телеграфная сеть отрасли предназначена для передачи документальных
сообщений в виде цифро-буквенной информации. Телеграфные пункты предприятий
отрасли являются абонентами республиканской телеграфной сети и
имеют связь не только с предприятиями отрасли электроэнергетики, но и с любыми
предприятиями СН Г. Для связи с зарубежными корреспондентами используются
абонентские пункты международной телеграфной сети “Телекс” . В качестве
абонентских терминалов используются электромеханические аппараты типов
Т-63, Т-100 и др.. В последнее время в качестве абонентских терминалов
стали применяться ПЭВМ , включаемые в сеть телеграфной связи через специальные
адаптеры. Как правило, телеграфные аппараты находятся на балансе
предприятиятий Минсвязи, и ими же и обслуживаются.
Дальнейшее расширение телеграфной сети не предусматривается.
3.9.2.4 Сеть факсимильной связи
Сеть факсимильной связи предназначена для передачи копий печатных и
рукописных документов. Для организации факсимильной связи используются
каналы дальней связи. Качество каналов значительно влияет на качество
работы телефаксов. Как правило, используются коммутируемые каналы связи с
полосой частот 0,3-3,4 кГц. В качестве абонентских терминалов используется в
основном оборудование японских фирм. Все предприятия отрасли сегодня
оборудованы таким оборудованием.
В последнее время в качестве абонентских терминалов все более широкое
применение находят ПЭВМ с использованием “ факс-модемов” . Такие терминалы
обеспечивают передачу графических текстов, содержащихся в ПЭВМ
282

(как факс-сообщений) и прием факс-сообщений как от телефаксов, так и от
аналогичных ПЭВМ , оборудованных факс-модемами. Достоинством таких терминалов
является то, что не расходуется специальная термочувствительная бумага,
и что сообщение можно сохранить в памяти ПЭВМ , а при необходимости
распечатать на обычном принтере.
3.9.2.5 Телеинформационные сети
Телеинформационные сети представляют из себя комплекс программнотехнических
средств, обеспечивающих первичный сбор, передачу, обработку и
отображение информации о состоянии основного оборудования энергообъектов
(телеизмерения и телесигнализация) а также управление оборудованием
энергообъектов (телеуправление).
Первичный сбор телеинформации осуществляется на энергообъектах с помощью
аппаратуры телемеханики контролируемого пункта (КП).Телеизмерения
в виде тока, пропорционального измеряемому параметру поступает с измерительных
преобразователей. В аппаратуре телемеханики (КП) производится преобразование
аналоговых значений тока в цифровые, формируется импульснокодовая
последовательность, которая через аппаратуру передачи телемеханики
(МОДЕМ) передается в верхней части разговорного спектра ( 2.3-3.4 кГц) каналов
связи первичной сети телекоммуникаций. Скорость передачи телеинформации
100 бит\с , редко 200 или 600 бит\с. Уровень телемеханизации энергообъектов
характеризуется следующим образом:
• все электростанции и подстанции системного и межсистемного значения
телемеханизированы ( на них установлены КП );
• уровень телемеханизации низшего уровня ( 110, 35 кВ и ниже) составляет
не более 40%.
В качестве аппаратуры телемеханики в электроэнергетике используется
аппаратура типов: ТМ-512, “Гранит”, МКТ-1, МКТ-3 и т.д.-всего 20 типов. В
эксплуатации находится более 1000 стоек такого оборудования. Из них 80 %-
выработало свой ресурс и требует замены.
На энергообъектах используется 4000 измерительных преобразователей
различных типов. От 60 до 80 % общего парка выработали свой ресурс, не
обеспечивают необходимого класса точности и требуют замены. Часто в энергосистемах
годами не проводится плановая поверка преобразователей, что снижает
надежность и достоверность передаваемых телеизмерений.
В качестве модемов используется аппаратура типов: АПТ-100, АПСТ,
TGFM . На сети используется более 1000 комплектов, из них 70% требуют
замены по причине физического износа.
На диспетчерских пунктах используется:
• аппаратура диспетчерского пункта (ДП) того же типа что и на энергообъектах
- для уровней ОДП ПЭС и РЭС;
• вычислительный комплекс РПТ-80 - для ЦДП энергосистем;
• вычислительный комплекс на базе современных ПЭВМ с применением
мультиплексоров - на уровне ОДУ Казахстана и некоторых энергосистем.
283

Принятая телеинформация обрабатывается в оперативно-информационных
комплексах (ОИК) и отображается на диспетчерских щитах. Для организации
ОИКов в энергосистемах применяются программные средства различных разработчиков.
В последнее время одним из наиболее распространенным программным
продуктом в ОИК энергосистем Казахстана является комплекс средств, поставляемый
фирмой “ Интеллектуальные компьютерные сети” .
В ряде случаев началось внедрение микро ОИКов (на базе ПЭВМ ) на
энергообъектах, где в качестве информации используется телеинформация, передаваемая
с КП на верхний уровень.
Отображение телеинформации в удобном для диспетчера виде осуществляется
как аналоговыми щитовыми приборами, так и с помощью систем отображения
телеинформации КЦОТИ и СОТС. На ЦДП “Алматыэнерго” впервые
в Казахстане применена система отображения типа “Сигнал” разработки и
производства АСКБ “Алатау” (г.Алматы) и щит коллективного пользования (г.
Винница) размером 2x3 метра, дублирующий изображение экрана монитора
ПЭВМ.
Передача телеинформации осуществляется по следующим схемам:
• подстанция, ДП РЭС — ОДП ПЭС — ЦДП энергосистемы;
• энергообъект — ЦДП энергосистемы — ОДУ Казахстана;
• ЦДП энергосистемы — ОДУ Казахстана.
3.9.2.6 Сеть автоматического управления нормальными режимами АРЧМ
Сеть автоматического регулирования частоты и мощности (АРЧМ) предназначена
для :
• поддержания в установленных пределах частоты в сети;
• поддержание в заданных пределах перетоков мощности.
В качестве центрального устройства используются ЭВМ. Необходимое быстродействие
работы АРЧМ обеспечивается малоканальными устройствами телемеханики
типов У ТК-1 йУТМ -7.
Управляющая часть системы состоит из:
• сигналов телеуправления- (включение -отключение) оборудованием,
входящим в состав системы АРЧМ;
• сигналов телеуправления (телерегулирования ) экстренным изменением
режимов оборудования, входящего в систему.
Для передачи сигналов системы АРЧМ используется надтональный спектр
(2.3-3.4 кГц) любых каналов первичной сети телекоммуникаций.
3.9.2.7 Сеть передачи данных
Сеть передачи данных предназначена для удовлетворения потребностей
автоматизированных систем управления энергетикой.
Данные, обмен которыми производится по этой сети, представляют из
себя:
284

• ежесуточная информация, регламентируемая по времени приема
(диспетчерская ведомость, исходные данные для планирования режимов,
данные по балансам мощностей и т.д.);
• информация, время приема которой регламентируется несколькими
сутками (отчетные данные о балансе мощностей, коммерческая информация
и.т.д.;
• информация, поступающая один раз в более длительные периоды ( месяц,
квартал);
• нерегламентируемая информация (письма, телетайпограммы и другие
текстовые документы).
Сети передачи данных могут быть :
• иерархические ( древовидные)%;
• полносвязные.
Сети передачи данных на первом этапе строились по принципу передачи
информации “снизу-вверх”. Для этого использовались телеграфные аппараты, а
затем ПЭВМ типа “ТАП-34”. Режим передачи при этом -’’точка к точке”. С 1993
года ОДУ Казахстана приступило к развертыванию в Казахстане единой сети
передачи данных в электроэнергетике “Эстел”. Эта сеть представляет из себя
полносвязную сеть передачи данных и впервые решила проблему горизонтальных
связей между предприятиями отрасли.
Для работы сети передачи данных используются коммутируемые каналы
связи первичной сети телекоммуникаций .
В настоящее время сеть “Эстел” объединяет узлов коммутации и
абонентских пунктов.
В дальнейшем сеть “Эстел” будет модернизироваться и расширяться.
3.9.3 КВ И УКВ радиосвязь
Сети радиосвязи служат для организации связи, в основном на уровне сетевых
предприятий для обеспечения мобильной связи с оперативно-выездными
бригадами и в качестве резерва основных каналов связи. В ряде случаев по радиоканалам
передается аварийно-предупредителльная сигнализация. На электростанциях
используются носимые радиостанции, в основном работниками
топливо-транспортных цехов.
Сети УКВ радиосвязи развернуты по всей территории Казахстана по кустовому
принципу. Частотный диапазон, состоящий из 28 частот ( 9 дуплексных
пар и 10 - для симплексной связи в диапазоне 162-168 МГц ) распределяется
институтом “Энергия” с учетом электромагнитной совместимости, между предприятиями
отрасли. Однако в больших городах республики ощущается острая
нехватка частот для нормальной работы сети из-за значительного количества
“кустов” связи и количества абонентов в них.
В настоящее время в отрасли используются радиостанции 40 типов, в
основном “ФМ -301, 315”, “Маяк”, “Транспорт-М” и др. Количество радиостанций
- более 6 ОООшт. Из них 60 % требуют замены из-за физического износа.
285

В некоторых энергосистемах начато внедрение “транкинговых” систем
радиосвязи, экономящих частотный диапазон и предоставляющих новые виды
услуг (выход на АТС, групповую связь, персональный вызов). Основной принцип
таких систем - предоставление малого количества радиочастот большому
количеству пользователей. Это стало возможным благодаря применению новейших
цифровых технологий при изготовлении радиостанций.
Чаще всего энергосистемы идут на приобретение радиостанций типа
“Алинко”, “Иезу”, работающих в системе “Smaiixank-2”. Применение систем
транкинговой радиосвязи без выделенного канала управления системой, различные
протоколы взаимодействия, дублирование нумерации радиостанций , отсутствие
возможности в этой системе создания многозоновых сетей ставит под
вопрос создание единой или распределенной общедоступной системы радиосвязи
в таких энергосистемах, а с учетом изменения структуры отрасли и в определенных
регионах Казахстана.
В 1995 году в Семипалатинском ПЭС развернута первая система транкинговой
радиосвязи с выделенным каналом управления в Казахстане типа
“Smartworks” на 45 абонентов.
В ближайшее время следует ожидать быстрого наращивания объемов радиостанций,
работающих в транкинговых системах.
УКВ радиосвязь ( диапазон 2-28 МГц) в энергосистемах используется
крайне редко для организации связи на больших расстояниях в качестве аварийной
связи или для связи выездных бригад при обслуживании транзита электропередачи
“ Сибирь-Казахстан -Урал”. Используемое ранее оборудование КВ связи
выработало свой ресурс. Дальнейшего резкого наращивания объемов не предусматривается.
Однако его применение возможно, особенно того оборудования,
которое предоставляет новые виды услуг и производятся на базе новейших цифровых
технологий.
3.9.4 Системы электропитания
Требования, предъявляемые к надежности функционирования сетей телекоммуникаций
диктуют и особые требования к системам электропитания узлов
связи. К системам гарантированного электропитания относятся различного рода
схемы с автоматами включения резерва (АВР), аккумуляторные батареи, выпрямительные
устройства, инверторы (преобразователи постоянного тока в переменный),
дизельные и бензиновые агрегаты-генераторы.
На узлах связи применяются следующие номиналы напряжений:
• аккумуляторные батареи- 12, 24, 48, 60, 220В;
• сети переменного тока 220 В.
В каждом конкретном случае выбирается схема обеспечения гарантированным
электропитанием.
Схемы электропитания делятся на :
• схемы с перерывом подачи напряжения электропитания;
• схемы без перерыва подачи напряжения питания.
286

Схемы с перерывом подачи напряжения обеспечивают механическое переключение
с основного на резервный ввод электропитания с перерывом в подаче
напряжения:
• 0.2-0.5 секунд - АВР;
• до 10 секунд - при применении дизель-генератора с автоматическим
запуском;
• до нескольких минут- при применении бензоагрегатов малой мощности
(1-4 кВт) с ручным запуском.
При применении таких систем - происходит перерыв связи и передачи .
телеинформации с объектов. Устройства, работающие под программным управлением
требуют после этого перезагрузки.
Схемы без перерыва подачи напряжения электропитания обеспечивают
подачу электропитания :
• 0 сек - аккумуляторные батареи в буферном режиме;
• 10-20 сек (время переходного процесса)- электронные переключатели
• 0 сек - системы с применением инверторов и аккумуляторных
батарей в “ждущем” режиме.
Эти схемы могут применяться и в комбинации друг с другом. Для предотвращения
полного разряда аккумуляторных батарей в качестве резервного источника
переменного тока в такой схеме могут применяться дизель-генераторы
соответствующей мощности. Такие схемы обеспечивают непрерывную связь и
передачу телеинформации, на работе устройств с программным управлением
переключения перебои внешнего энергоснабжения не сказываются.
На всех энергообъектах в той или иной степени решены вопросы резервного
электропитания, но перерывы связи встречаются часто из-за недостатков
эксплуатации и необученности персонала. Как правило, все узлы связи РЭС,
ПЭС, и ЦДП энергосистем имеют аккумуляторные батареи. Но значительная
часть батарей выработала свой ресурс и требует замены.
В отрасли используется 760 устройств гарантированного электропитания
67 типов. 60 % общего количества требует замены или капитального ремонта,
особенно на нижнем уровне.
Изменение типов нагрузки, в последние годы, применение устройств с
программным управлением- например электронных АТС, ПЭВМ, программируемых
контролеров - диктует необходимость пересмотра всех схем гарантированного
электропитания на всех энергообъектах.
3.9.5 Аппаратура магнитной записи
Аппаратура магнитной записи служит для документальной фиксации диспетчерских
переговоров. Согласно ПТЭ, все диспетчерские пункты должны быть
оснащены подобной аппаратурой. Применяемая сегодня специальная аппаратура
типа SHR, производства ВНР, в подавляющей массе выработало свой ресурс,
сказывается отсутствие запасных частей. Из 104 используемых магнитофонов -
90 требует замены. Применение для документирования переговоров бытовых
287

магнитофонов - недопустимо, так как режим записи включается вручную оперативным
персоналом по самостоятельному решению, что нельзя считать объективным.
3.9.6 Выводы о состоянии средств телекоммуникаций
Можно сделать следующие выводы:
• В основном, существующие средства телекоммуникаций обеспечивают
потребность электроэнергетики в услугах связи в целях оперативного
и технологического управления;
• Для сохранения возможности управления отраслью необходимо сохранить
единую сеть связи со всеми объектами, независимо от форм
собственности и организационной структуры;
• Около 80% основного оборудования телекоммуникаций выработало
свой ресурс и требует немедленной замены или модернизации;
• Непринятие экстренных мер к обновлению или реконструкции парка
оборудования телекоммуникаций приведет через 2-3 года к потере
управления отраслью.
• Расширение сетей телекоммуникаций с использованием традиционного
оборудования не приведет к значительному увеличению пропускной
способности каналов связи и потребует значительных материальных
затрат;
• Дальнейшее развитие сетей телекоммуникаций следует предусматривать
на базе применения новейших цифровых технологий телекоммуникаций
.
3.9.7Развитие единой сети телекоммуникаций
Централизованное оперативное управление, единство технологических
процессов, общность задач, стоящих перед любыми предприятиями отрасли, независимо
от форм собственности и организационной структуры требуют сохранения
и дальнейшего развития единой сети телекоммуникаций отрасли.
При разработке настоящей концепции, за основополагающие, приняты
следующие положения:
• оперативное управление предприятиями отрасли осуществляется по
схеме:
• ЦДУ ЕЭС Казахстана — РДЦ (диспетчерский пункт региональной
энергосистемы) — ДП ПЭС — ДП РЭС;
• ЦДУ ЕЭС Казахстана — РДП — самостоятельные электростанции;
• хозяйственные и технологические связи всех субъектов энергорынка
тяготеют к РДП и НЭС “Казахстанэнерго”;
• обмен экономической и другой информацией между субъектами энергорынка
может проходить не только в “вертикальном” направлении,
288

но и в “горизонтальном” - через центры телекоммуникаций РДП и ЦДУ
ЕЭС Казахстана (НЭС “Казахстанэнерго”).
Географические особенности Казахстана, влияющие на структуру сетей
телекоммуникаций:
• региональные энергосистемы обслуживают обширные территории, достигающие
ІООООкв.км;
• значительные расстояния между РДЦ соседних энергосистем (от 200
до 800 км);
• резко выраженная неравномерность плотности населения и расположения
промышленных предприятий -потребителей электроэнергии, концентрация
их, в основном, в областных центрах;
• основные межсистемные ЛЭП, образующие сети НЭС “Казахстанэнерго”
имеют большие протяженности ( до 400 км);
• учитывая сложившуюся экономическую ситуацию, снижение электрических
нагрузок можно считать, что основные магистральные ЛЭП вы-
„ сокого класса напряжений уже построены, и ожидать нового широкомасштабного
строительства межсистемных ЛЭП в ближайшие годы
не следует.
3.9.7.1 Принципы построения единой сети телекоммуникаций
Единая сеть телекоммуникаций ( ЕСТ) представляет из себя распределенную
сеть, охватывающую центры управления и объекты субъектов энергорынка
всех уровней, независимо от формы собственности. Основной задачей ЕСТ является
обеспечение всех пользователей услугами специальных сетей энергетики:
оперативной и технологической телефонной связи, телемеханики, передачи
данных, автоматизированной системы контроля и учета энергопотребления
(АСКУЭ), подвижной радиотелефонной и пэйджинговой связи.
Структура ЕСТ предусматривает согласованное развитие ее составных
частей, как магистральных, так и местных (локальных).
В состав ЕСТ входят:
• магистральные сети телекоммуникаций (МСТ);
• региональные сети телекоммуникаций (РСТ). . ...
1 9 - 2 7 7

3.10 Централизованное теплоснабжение
3.10.1 Системы теплоснабжения
Любая система теплоснабжения призвана обеспечить промышленные
предприятия, жилые и общественные здания теплотой заданных параметров и в
требуемом количестве.
С развитием массового градостроительства на основе серийных многоэтажных
зданий в экономических условиях СССР технико-экономические исследования
определили целесообразность отказа от печного отопления, а также индивидуальных
теплоисточников - местных котельных в отдельных домах. Каждое
здание стало как бы единицей потребителя теплоты, которое получает теплоту
от центрального теплоисточника. Теплоноситель (горячая вода или, реже,
пар) транспортируется в отопительные системы потребителей по системе тепловых
сетей, состоящих из трубопроводов и специальных установок (насосных
станций, распределительных тепловых пунктов, узлов регулирования и
ДР-)-
В современных условиях пар в качестве теплоносителя сохранился в основном
для технологических нужд предприятий и в отдельных случаях (попутно)
для отопления производственных зданий или помещений.
Практически стало нормой использование нагретой воды в качестве теплоносителя
в системах отопления, вентиляции (кондиционирования воздуха) и горячего
водоснабжения для технологических целей, ванн, душевых и кухонь.
Системы теплоснабжения делятся на децентрализованные и централизованные.
В небольших населенных пунктах и в отдельных районах городов, преимущественно
с индивидуальной застройкой одноэтажными домами, находят
применение системы децентрализованного теплоснабжения (СДЦТ), в которых
теплоисточники и теплоприемники потребителей совмещены в одном помещении,
или теплоисточники вплотную пристроены к отапливаемому зданию, реже -
размещены вблизи от отапливаемого здания.
СДЦТ разделяются на два типа:
• индивидуальные - участок цеха, комната или квартира обеспечиваются
теплотой от отдельного теплоисточника (в том числе, от печей);
• местные - на каждое здание имеется свой теплоисточник (так называемое
центральное отопление зданий).
В городах и поселках городского типа (п.г.т.) с многоэтажной застройкой
сконцентрированной в жилые массивы, общественные центры, промузлы (так
застраиваются в подавляющем большинстве города и п.г.т. в Казахстане) получили
развитие системы централизованного теплоснабжения (СЦТ).
СЦТ имеют разные степени централизации:
• групповая - теплоснабжение группы зданий;
• районная - теплоснабжение района города;
• городская - теплоснабжение нескольких районов;
290

• межгородская - теплоснабжение нескольких городов и (или) п.г.т.
Выработка теплоты в СЦТ производится на отдельно стоящих теплоисточниках,
от которых теплоноситель транспортируется по трубопроводной системе
(тепловой сети) к теплоприемникам в обслуживаемых зданиях или к распределительным
тепловым пунктам.
3.10.2 Виды тепловой нагрузки
Системы теплоснабжения производят и транспортируют теплоту промышленным
предприятиям, в здания и сооружения общественного назначения и жилье.
Тепловые нагрузки подразделяются на:
• сезонные;
• круглогодичные.
Изменения сезонной нагрузки зависят в первую очередь от климатических
условий, из которых основную роль играет температура наружного воздуха. К
сезонной тепловой нагрузке относятся отопление, вентиляция и кондиционирование
воздуха. Отопление и вентиляция - это зимние тепловые нагрузки. Кондиционирование
воздуха применяется летом, для чего требуется искусственный холод,
который может производиться холодильными машинами абсорбционного типа.
Таким машинам для получения холода требуется теплота.
Горячее водоснабжение и технологические тепловые нагрузки (исключая
работу сезонных предприятий, например, сахарных заводов) относятся к круглогодичным.
Технологические нагрузки и горячее водоснабжение имеют незначительную
зависимость от температуры наружного воздуха. Эти нагрузки обычно имеют
неравномерный характер в разрезе суток (рисунок 3.10.8), а в разрезе года
изменяются от зимы к лету. Зимние нагрузки обычно выше летних вследствие
более низкой температуры исходной водопроводной воды и потребляемого сырья,
увеличенных тепловых потерь.
Определение величин теплопотребления - одна из основных задач при разработке
проектов систем централизованного теплоснабжения и последующих
режимов эксплуатации. Величину теплопотребления, отнесенную к одному часу,
называют тепловой нагрузкой. В Казахстане тепловые нагрузки принято измерять
в Гкал/ч 1. Расчетные величины максимальной часовой тепловой нагрузки служат
критерием оценки требуемой тепловой мощности теплоисточников, измеряемой в
тех же единицах.
Количество теплоты, потребленное за год называют годовым теплопотреблением.
Расчетная величина годового теплопотребления определяется как сумма
теплопотребления за отопительный и неотопительный периоды и определяется в
Гкал/год. Часовые и годовые расходы теплоты по отдельным видам (отопление,
вентиляция, горячее водоснабжение и др.) могут быть рассчитаны по формулам,
' В международной системе тепловых единиц употребляется Джоуль (Дж).
кал; 1 Гкал = 4,19 ГДж.
291
1Дж=0,239

приведенным в специальной технической и нормативной литературе^. По действующим
нормам продолжительность отопительного периода определяется по
числу дней с устойчивой среднесуточной температурой +8°С и ниже. Эта температура
определяет начало и конец отопительного периода. Однако, современные
конструкции зданий не позволяют оставлять их без отопления в течение продолжительного
времени при наружной температуре ниже +12°С, так как это приводит
к снижению внутренней температуры до величин, при которых возникает
дискомфорт для населения.
3.10.3 Теплоисточники в системах централизованного
теплоснабжения
Пар и нагретая вода требуемых параметров (давления и температуры) вырабатываются
обычно в котельных или на теплоэлектроцентралях (ТЭЦр.
К от ельны е - предприятия, основное теплопроизводящее оборудование которых
составляют паровые и (или) водогрейные котлы, работающие на органическом
топливе (угле, газе, мазуте). Паровые котлы вырабатывают пар, который
может направляться непосредственно на технологические нужды обслуживаемых
предприятий. При этом его параметры при необходимости могут корректироваться
(в сторону понижения) вспомогательным оборудованием - редукционноохладительными
установками (РОУ), устанавливаемыми, как правило, на теплоисточнике.
Если котельная с паровыми котлоагрегатами должна обслуживать отопительные
системы (рисунок 3.10.1), в которых теплоносителем является вода, то в
котельных устанавливаются кроме РОУ пароводяные теплообменники^ (обычно
называемые сетевыми подогревателями или, что то же, сетевыми бойлерами), в
которых пар от котлов, доведенный до требуемых параметров с помощью РОУ,
отдает свою теплоту сетевой воде^. Котельные с паровыми котлами применяются
в основном в промузлах или в городских районах, где есть предприятия с потребностью
в паре для технологических нужд. Чаще всего в котельных применяются
котлы паропроизводительностью 10, 20, 50 и 75 т/ч на давление 1,3 и 3,9 МПа.
2 До настоящего времени в Казахстане действуют строительные нормы и правила (СНиП),
действовавшие на территории бывшего СССР. В частности СНиП 2.04.07-86 "Тепловые
сети".
-^Теплоэлектроцентраль (ТЭЦ) - тепловая электростанция с комбинированным производством
электроэнергии и теплоты, заключающимся в том, что остаточный потенциал отработавшего
на вращение турбогенератора пара (или газа) используется для целей теплоснабжения.
^Пароводяной теплообменник - подогреватель, в котором пар (греющий теплоноситель)
через стенки трубок нагревает прокачиваемую по ним воду (нагреваемый теплоноситель).
^Сетевая вода - вода, которая циркулирует в тепловых сетях.
292

Принципиальная тепловая схема паровой котельной
Рис. 3.10.1
7 - насосы сырой (водопроводной) воды.
2 - подогреватель сырой воды.
3 - насосы химически очищенной воды для восполнения
потерь конденсата.
4 - насосы химически очищенной вооьг для подпитки теплосетей.
5 - подпиточпые насосы теплосетей.
6 -насосы питательной воды для котлов.
7 - сетевые насосы.
8 - сетевые подогреватели.
9 -конденсатные насосы.
10 - бак для сбора конденсата.
11, 12, 13, 14 - редукционно-охладительные установки (РОУ).
ПК - паровые котлы.
ДПВ - деаэратор питательной воды котлов.
ДТС - деаэратор подпиточной водыдля теплосетей.
ХВО - химводоочистки.
Для жилых районов и предприятий, не имеющих потребности в паре, но
требующих отопления, строятся котельные, основным оборудованием которых
являются водогрейные котлы (рисунок 3.10.2). Сетевая вода нагревается до требуемой
температуры непосредственно в этих котлах. Такие котельные (при прочих
равных условиях) имеют меньшую стоимость и проще в эксплуатации. В
относительно крупных котельных широко применяются водогрейные котлы производительностью
30, 50 и 100 Гкал/ч, позволяющие нагревать сетевую воду до
150°С.
293

Принципиальная тепловая схема водогрейной котельной
Рис. 3.10.2
/ - насосы сырой воды.
2 - подогреватель сырой воды.
3 - подпиточные насосы.
4 - расходный бак эжектора.
5 - насосы эжекторные.
6 - насосы рециркуляционные.
7 - насосы сетевые.
8 -подогреватель химически очищенной воды.
9 - охладитель выпари.
В К - водогрейные котлы.
ХВО - химводоочистка.
ВД - вакуумный деаэратор.
Э - водоструйный эжектор.
Т еплоэлект роцент рали (ТЭЦ) - это тепловые электростанции, на которых
производят электроэнергию, а также теплоту в виде пара разных параметров и
горячей воды.
Состав основного оборудования ТЭЦ может быть весьма разнообразным в
связи с широким спектром котельного и турбинного оборудования как по единичной
мощности, так и по параметрам и техническим характеристикам. Кроме
того, наряду с паросиловым оборудованием применяются газовые турбинные
установки.
До настоящего времени в Казахстане наиболее распространен паросиловой
цикл, заключающийся в том, что, вырабатываемый в энергетических паровых
котлах, "острый" пар, приводит во вращение паровые турбины и, сидящие на
одном валу с ними, электрогенераторы. Часть этого пара отбирается из цилиндров
турбин (тепловые отборы) и используется для пароснабжения технологических
294

процессов промышленных предприятий, а также для нагрева сетевой воды в конденсаторах
турбин^ и сетевых подогревателях. Паротурбинные электростанции
различают по общей и единичной мощности агрегатов: малой мощности - с агрегатами
до 25 МВт; средней мощности - с агрегатами 50 - 100 МВт; большой
мощности - с агрегатами более 200 МВт.
Вторая группа характерных признаков различия типов паротурбинных
электростанций - начальные параметры пара: электростанции низкого давления
острого пара - до 4 МПа; высокого давления - до 13 МПа; сверхвысокого давления
- до 25,5 МПа.
Например, на Алматинской ТЭЦ-1 установлено 6 энергетических котлов с
параметрами 10 МПа, 540°С и 160 т/ч. Острый пар от них направляется на три
турбины, мощностью одна 25 и две по 60 МВт. Всем этим турбинам требуется на
входе острый пар давлением 9 МПа и температурой 535°С.
На Алматинской ТЭЦ-2 установлено 7 энергетических котлов с параметрами
14 МПа, 560°С и паропроизводительностью по 420 т/ч; 6 турбин мощностью
50, 3-80 и 2-110 МВт.
На Экибастузской конденсационной электростанции (КЭС) установлено 8
энергоблоков, состоящих из котлоагрегата на 25,5 МПа, 545°С, 1650 т/ч и турбоагрегата
мощностью 500 МВт каждый.
С начала XX века и до середины 80-х годов параметры, единичные мощности
агрегатов и общие мощности электростанций постоянно росли, так как это
позволяло в условиях развития объединенных электрических энергосистем улучшать
технико-экономические показатели электростанций и снижать удельные
затраты на строительство, быстро наращивая мощности. В настоящее время эта
тенденция замедлилась.
На газотурбинных ТЭЦ (ГТУ) выхлопной (отработавший в турбине) горячий
газ поступает в котлы-утилизаторы, которые выбираются с учетом требований
по характеру (пар или вода) и параметрам направляемого к потребителю
теплоносителя.
Наиболее эффективны на современном этапе парогазовые установки
(ПГУ), реализующие парогазовый цикл: отработавший в газовой турбине горячий
газ направляется в котел-утилизатор, в котором вода перегревается в пар с параметрами
достаточными для обеспечения работы паровой турбины (при необходимости
- с дожиганием в котле органического топлива) и далее цикл завершается
как на обычной паросиловой ТЭЦ.
Принципиальные схемы выдачи теплоты в паре или в горячей воде на
ТЭЦ-ГТУ или ТЭЦ-ПГУ полностью аналогичны соответствующим схемам обычных
котельных или паросиловых ТЭЦ.
6 Вода из обратной линии теплосети проходит через специальный, встроенный в
конденсатор подогреватель, называемый "встроенным теплофикационным пучком".
295

Принципиальная тепловая схема ТЭЦ
Рис. 3.10.3
1- подпиточный насос теплосетей.
2 и 8 - сетевые насосы.
3 - коллектор подающий.
4 -насосы химически очищенной воды для восполнения
потерь конденсата.
5 - насосы химически очищенной воды для подпитки теплосетей.
6 - деаэратор подпиткитеплосетей.
7 - основные сетевые подогреватели.
9 - коллектор обратный.
10 -регенеративный подогреватель высокого давления.
11 и 14- питательные насосы паровых котлов.
12 - деаэратор питательной воды паровых котлов.
13 - регенеративные подогреватели такого давления.
15 - встроенный в конденсатор подогреватель сетевой воды
( "встроенный щчек ").
16 - конденсатны насосы.
17 - сборный бак конденсата.
/8 -коллектор возврата конденсата.
19 и 21 - редукционно-охладительные установки (РОУ).
ПК - паровые котлы.
К-Р - конденсатор турбины.
Э Г - электрогенератор.
ХВО ПК -химводоочистка для паровых котлов.
ХВО ТС - химводоочистка для подпитки теплосетей.
ПВК - пиковые водогрейные котлы.
296

На рисунке 3.10.3 показана принципиальная тепловая схема ТЭЦ на органическом топливе,
оборудованная конденсационными турбинами с отборами пара. На валу турбины находится
электрогенератор, а отработавший в турбине пар отводится из отборов с давлением 0,8 - 1,6
МПа в коллектор пара для внешних потребителей (20), на станционный деаэратор (12) и на
регенеративный подогреватель питательной воды паровых котлов (10). Для станционного деаэратора
(12) должно поддерживаться давление 0,6 МПа, поэтому предусмотрена РОУ (19).
Подача пара внешним потребителям из коллектора (20) резервируется через РОУ (21), использующим
острый пар котлов. От внешних потребителей конденсат возвращается на коллектор
(18), собирается в конденсатные баки (17) для контроля качества и направляется в станционный
деаэратор (12), как и весь конденсат (потоки которого условно не показаны), получаемый после
охлаждения пара в станционных подогревателях (7,10,13) и конденсаторе. Потери конденсата на
станции и у потребителей восполняются химически очищенной водой, приготовляемой в водоподготовительном
цехе ТЭЦ (ХВО ПК). Весь конденсат перед поступлением в деаэратор подогревается
в регенеративных подогревателях низкого давления (13) из специальных нерегулируемых
отборов пара от турбин. Деаэрированная вода прокачивается в котлы через регенеративные
подогреватели высокого давления, где нагревается до температуры, зависящей от параметров
котлов.
Для подогрева сетевой воды, циркулирующей в тепловых сетях, используется пар из теплофикационных
отборов турбин давлением 0,05-0,25 МПа. На современных ТЭЦ сетевая вода
получает многоступенчатый подогрев. Сначала вода из обратного коллектора (9) участвует в
охлаждении пара в конденсаторе турбины (в, так называемом, встроенном теплофикационном
пучке (15), затем в двух ступенях (вторая ступень условно не показана) основных сетевых подогревателей
(7) и, наконец, в пиковых водогрейных котлах (ПВК). Иногда вместо водогрейных
котлов устанавливаются пиковые пароводяные подогреватели, в которых греющим теплоносителем
является острый пар котлов, редуцированный до давления 0,6 - 0,8 МПа. После пиковых
подогревателей (или водогрейных котлов) сетевая вода поступает в коллектор (3) и распределяется
по подающим трубопроводам тепломагистралей, отходящих от ТЭЦ.
Утечки воды из тепловой сети и расход воды на горячий водоразбор (в случае непосредственного
водоразбора из тепловой сети) восполняются водой, приготовляемой в цехе водоподготовки
для теплосети (ХВО ТС) и в деаэраторе подпитки теплосети (6).
3.10.4 Тепловые сети
• П аровы е сист ем ы . В практике пароснабжения промышленных предприятий
применяются системы состоящие из паропроводов, по которым пар доставляется
к технологическим теплоприемникам, и конденсатопроводов, по которым
конденсат, получаемый в результате охлаждения пара в технологическом процессе,
возвращается на теплоисточник полностью или частично. Некоторые технологические
процессы работают без возврата конденсата на теплоисточник.
• В одяны е сист емы. Транспорт теплоносителя от теплоисточника до потребителей
осуществляется, как правило, по двухтрубным т е п л о с е т я м ^ . По одной
(подающей) трубе нагретая вода поступает к абонентским узлам потребителей, по
другой (обратной) трубе охлажденная в отопительных приборах вода возвращается
на теплоисточник.
^Могут применяться теплосети трехтрубные, например, для отделения технологической
нагрузки горячего водоснабжения повышенного потенциала или четырехтрубные,
например, для разделения теплоносителей для отопления и горячего водоснабжения.
297

В городах Казахстана подающие трубы теплосетей, обычно, прокладываются
параллельно с обратными под землей в непроходных сборных железобетонных
каналах или надземно, на специальных железобетонных опорах. Трубы защищаются
антикоррозионными и теплоизоляционными покрытиями.
При наличии грунтовых вод конструкция непроходных каналов из сборных
железобетонных элементов применима при условии устройства попутного дренажа
и выполнения наружной гидроизоляции, выбираемой соответственно конкретным
гидрогеологическим условиям.
Водяные системы разделяются на закрытые и открытые в зависимости от
схемы присоединения к сетям потребителей горячего водоснабжения.
В закры т ы х системах (рисунок 3.10.4) теплоноситель (вода) циркули-
Схема одного из вариантов закрытой системы
горячего водоснабжения для теплового пункта
здания с двухступенчатым последовательным
присоединением водоводяных подогревателей
Рис. 3.10.4
1 - вода из питьевого водопровода.
2 - водоводяной подогреватель нижней ступени.
3 - насос циркуляционный.
4 - регулятор температуры.
5 - регулятор расхода.
6 - элеватор.
7 -водоводяной подогреватель верхней ступени.
8 - крапы горячего водоразбора.
9 - приборы отопления.
298

рует в замкнутом контуре теплосети; водоразбор непосредственно из системы не
допускается. Горячее водоснабжение душевых, ванн, кухонь, технологических
процессов осуществляется из вторичного контура, в котором циркулирует подаваемая
из городского водопровода вода, нагреваемая водой из
тепловой сети (сетевой водой) в водоводяных подогревателях^, устанавливаемых
в тепловых пунктах, обслуживающих группу или одиночных потребителей (жилой
квартал, микрорайон, крупное здание, заводской корпус).
В закрытых системах утечки теплоносителя, связанные с неплотностями во
фланцевых соединениях, запорной арматуре, свищах на трубопроводах восполняются
на теплоисточнике подпиточной водой, очищенной от механических примесей
и солей жесткости в цехе водоподготовки для теплосетей и обескислороженной
(деаэрированной) в специальных установках (деаэраторах) с целью защиты
трубопроводов от внутренней коррозии и образования накипи, снижающих прочность
и пропускную способность труб.
В открытых системах (рисунок 3.10.5) водоразбор для аналогичных целей
горячего водоснабжения осуществляется непосредственно из системы на абонентских
вводах потребителей.
Схема теплового пункта (абонентского ввода) здания
при открытой системе горячего водоснабжения
Рис. 3.10.5
1 - дроссельная диафрагма (шайба).
2 - обратный клапан.
3 - элеватор (струйный смеситель).
4 - смеситель-регулятор температуры.
5 - краныгорячего водоразбора.
6 - приборыотопления.
8 Водоводяной подогреватель - теплообменник, в котором греющим и нагреваемым
теплоносителями является вода.
299

В открытых системах водоподготовка подпитки теплосетей кроме восполнения
утечек обеспечивает и восполнение количества воды, разобранной на нужды
горячего водоснабжения.
В связи с этим в открытых системах требования к качеству воды, циркулирующей
в теплосетях, особенно высоки - она должна полностью соответствовать
санитарным требованиям к качеству воды питьевой; поэтому в качестве подпиточной
в открытых
системах применяется вода из городского водопровода или других источников
питьевой воды.
Разнообразие нюансов, создающих преимущества или ущербность одной
системы относительно другой делает их практически равноценными.
Случается, что эксплуатационная небрежность сводит на нет основное
преимущество закрытой системы - гидравлическую изолированность воды теплосети
от водопроводной воды питьевого качества во вторичном контуре горячего
водоснабжения: как правило, давление в водопроводе, питающем вторичный
контур (контур горячего водоснабжения), ниже, чем в теплосети; в случае возникновения
неплотности в водоводяном теплообменнике абонентской системы
сетевая вода смешивается с водопроводной, и в краны потребителей поступает
вода уже не питьевого качества. Устройство на абонентских тепловых пунктах
насосных установок для увеличения напора водопроводной воды приводит к удорожанию
закрытой системы, особенно в части эксплуатационных расходов.
Качество исходной водопроводной воды, поступающей во вторичный контур
закрытой системы, может потребовать, например, удаления солей жесткости и
деаэрации: возникнет необходимость в организации узла водоподготовки на каждом
тепловом пункте, в противном случае в водоводяных теплообменниках на
стенках теплообменных трубок достаточно быстро образуются отложения, ухудшающие
условия теплопередачи от греющего теплоносителя нагреваемой водопроводной
воде, и потребитель получит воду недостаточно горячей (такое положение
встречается нередко, поскольку создание водоподготовок на тепловых
пунктах закрытых систем так и не получило должного распространения из-за
значительных затрат на строительство и обслуживание).
Устойчивым преимуществом закрытой системы следует признать простоту
контроля герметичности тепловых сетей по изменению величины подпитки теплосети.
Открытые системы требуют более сложной станционной водоподготовки;
сложнее санитарный контроль и контроль герметичности системы теплоснабжения
(величина подпитки учитывает не только утечки, но и потребительский водоразбор
и поэтому производительность водоподготовительной установки на теплоисточнике
при открытой системе многократно больше, чем при закрытой.
Устойчивые преимущества открытых систем:
• возможность использования более низкопотенциальной теплоты станций,
что повышает экономию топлива;
• упрощение и удешевление абонентских систем;
300

• возможность применения транспорта теплоносителя без возврата его на
теплоисточник (однотрубных систем^);
• принципиальная возможность ремонта двухтрубных тепломагистралей
в ходе отопительного периода без ущерба для теплоснабжения, применяя
однотрубный режим на ремонтируемом участке транзита теплоты.
Большое, часто решающее, значение при выборе системы горячего водоснабжения
имеет качество подпиточной воды для теплосетей.
Открытую систему теплоснабжения не следует применять при высокой
степени окисляемости воды (О > 4 мг/л), так как в застойных зонах открытых
систем (отопительные радиаторы и др.) развиваются микроорганизмы, и вода,
отбираемая для горячего водоснабжения, приобретает неприятный сероводородный
запах.
Закрытую систему не рекомендуется применять при карбонатной жесткости
более 7 мг-экв/л, индексе насыщения меньше -0,5 и суммарной концентрации
хлоридов и сульфатов более 200 мг/л.
В спорных случаях выбор системы горячего водоснабжения производится
на основе технико-экономических расчетов и глубокого анализа возможных качественных
последствий после реализации той или иной системы.
3 .1 0 .5 Р еж им ы регулирования от пуска т еплот ы ,
специальны е уст ановки
Задача регулирования отпуска теплоты заключается в обеспечении в отапливаемых
помещениях температуры воздуха, соответствующей санитарногигиеническим
требованиям. Регулирование отпуска теплоты потребителям может
осуществляться путем:
• количественного регулирования, то есть, изменением расхода сетевой
воды в теплосетях при ее постоянной температуре;
• качественного регулирования - изменением температуры сетевой воды
при ее постоянном расходе в теплосетях;
• количественно-качественного регулирования - сочетанием обоих способов.
В любой системе централизованного теплоснабжения регулирование отпуска
теплоты осуществляется ступенчато:
• на теплоисточнике (от теплоисточника в теплосеть);
• в тепловых сетях (из тепловых сетей в системы отопления, вентиляции,
горячего водоснабжения и др.).
Регулирование на теплоисточнике называется центральным, а в тепловых
сетях - местным.
Центральное регулирование в действующих системах централизованного
теплоснабжения в городах Казахстана относится к типу качественного, то есть
путем изменения температуры сетевой воды при постоянном расходе теплоносиоднотрубных
системах вся сетевая вода используется для горячего водоразбора, предварительно
охладившись в отопительной системе. На теплоисточник вода не возвращается.
Такая система реализована в г. Алматы от ТЭЦ-2.
301

теля. Это оправдывается необходимостью поддержания более устойчивого гидравлического
режима в протяженных и разветвленных системах тепловых сетей,
обладающих низкой гидравлической устойчивостью.
График изменения температуры теплоносителя строится в зависимости от
изменения температуры наружного воздуха с таким расчетом, чтобы потребитель
получал в любой момент такое количество теплоты, которое обеспечило бы температуру
воздуха внутри отапливаемых помещений в соответствии с санитарногигиеническими
требованиями (16-21°С в зависимости от назначения здания).
Амплитуда изменения температуры сетевой ңоды в подающем трубопроводе
за отопительный период определена в пределах от +70°С до + 150°С ^ в закрытых
системах и от +60°С до +150°С в открытых. В обратном трубопроводе
соответствующая амплитуда изменения температуры теплоносителя составляет от
~+40°С до +70°С. Такой температурный график регулирования отпуска теплоты
обоснован специальными технико-экономическими исследованиями. На рисунке
3.10.6 показан температурный график регулирования отпуска теплоты 150/70°С
(для климатических условий города Алматы).
Наивысшая температура теплоносителя (150°С в подающем трубопроводе
и 70°С в обратном) соответствует температурам наружного воздуха в диапазоне
от средней температуры самой холодной пятидневки ^ до абсолютного минимума
температуры, характерных для данного города. Наименьшие температуры
теплоносителя (соответственно, ~70°С в подающем и ~40°С в обратном трубопроводах)
соответствуют температуре наружного воздуха начала и конца отопительного
периода.
О режиме отпуска теплоты от ТЭЦ.
Если ТЭЦ несет сезонные нагрузки (отопление, вентиляция и горячее водоснабжение),
тепловая нагрузка теплофикационных турбин, давление и температура пара в отборах
изменяются в зависимости от температуры наружного воздуха. При понижении температуры
наружного воздуха увеличивается тепловая нагрузка района, обслуживаемого ТЭЦ:
соответственно должна повышаться температура воды в тепловых сетях, что достигается
путем повышения давления пара, отбираемого от турбин для подогрева сетевой воды. При
расчетной температуре наружного воздуха тепловая нагрузка достигает максимума. Но
поскольку продолжительность стояния наиболее низких температур в отопительном периоде,
как правило, невелика, то максимальные тепловые нагрузки относительно кратковременны
или, как принято говорить, носят "пиковый" характер.
* принципе, в особых случаях, например, при транзитном транспорте теплоносителя на
дальние расстояния (более 20 км), может быть экономически оправдано повышение температуры
до 200°С.
^С редняя температура самой холодной пятидневки для данного города принимается го
климатологическому справочнику и является расчетной температурой наружного воздуха,
по которой определяют максимально часовую (расчетную) тепловую нагрузку на
отопление.
302

Температурный график регулирования отпуска теплоты
в зоне теплофикации г. Алматы
Температура воды
в теплосетях, С
Рис. 3.10.6
~ - температура воды в подающей трубе;
—in
- температура воды в обратной трубе;
. . . . . . . . . . . . . . . - температура воды в отопительных приборах;
Е с л и н а Т Э Ц у с т а н о в и т ь с о в о к у п н о с т ь т е п л о ф и к а ц и о н н ы х т у р б и н и з р а с ч е т а у д о в ­
л е т в о р е н и я м а к с и м а л ь н о й т е п л о в о й н а г р у з к и п о д к л ю ч е н н ы х п о т р е б и т е л е й т е п л о т ы з а с ч е т
т о л ь к о о т б о р о в т у р б и н , т о п р о д о л ж и т е л ь н о с т ь и с п о л ь з о в а н и я м а к с и м у м а т е п л о в ы х о т б о ­
р о в в г о д о в о м р а з р е з е о к а ж е т с я м а л а , т а к к а к б о л ь ш у ю ч а с т ь г о д а о н и б у д у т з а г р у ж е н ы
н е п о л н о с т ь ю . В т о ж е в р е м я ч и с л о ч а с о в и с п о л ь з о в а н и я м а к с и м у м а э л е к т р и ч е с к о й м о щ н о ­
с т и т е п л о ф и к а ц и о н н ы х т у р б и н д о л ж н о с о с т а в л я т ь 4 - 5 и б о л е е т ы с . ч / г о д , ч т о п р и в о д и т к
з н а ч и т е л ь н о м у у в е л и ч е н и ю д о л и к о н д е н с а ц и о н н о й в ы р а б о т к и э л е к т р о э н е р г и и н а Т Э Ц ,
с л е д с т в и е м ч е г о я в л я е т с я п е р е р а с х о д т о п л и в а в э н е р г о с и с т е м е ^ . Х а р а к т е р з а г р у з к и т е п л о ­
в ы х о т б о р о в т у р б и н Т Э Ц и п и к о в ы х т е п л о в ы х м о щ н о с т е й п о к а з а н н а г р а ф и к е г о д о в о г о
о т п у с к а т е п л о т ы н а п р и м е р е А л м а т и н с к о й Т Э Ц - 2 ( р и с у н о к 3 . 1 0 . 7 ) . Э т о т г р а ф и к я в л я е т с я
и н т е г р а л ь н ы м , т а к к а к с т р о и т с я с у ч е т о м п р о д о л ж и т е л ь н о с т и с т о я н и я т е м п е р а т у р н а р у ж -
Н
н о г о в о з д у х а * J в о т о п и т е л ь н о м п е р и о д е .
1 9
У д е л ь н ы й р а с х о д т о п л и в а н а к о н д е н с а ц и о н н у ю в ы р а б о т к у э л е к т р о э н е р г и и т е п л о ф и к а ­
ц и о н н ы м и т у р б и н а м и в ы ш е , ч е м н а ч и с т о к о н д е н с а ц и о н н ы х т у р б и н а х т а к и х ж е п а р а м е т ­
р о в .
J Д а н н ы е п о п р о д о л ж и т е л ь н о с т и с т о я н и я н а р у ж н ы х т е м п е р а т у р п р и н и м а ю т с я п о к л и м а ­
т о л о г и ч е с к о м у с п р а в о ч н и к у .

Интегральный график годового отпуска теплоты по
продолжительности стояния температур наружного
воздуха при совместной работе ТЭЦ-2 и котельных
Западного теплового комплекса в г. Ал маты
Рис. 3.10.7
График т сѣ ю иы х
нагрузок
Гкал/ч
Гадовой график отпуска тет юты
+8 +5 0 -S -10 -15 -20 -25 ш ш )(()2 lg]() 28і8 3719 3984 8400 час
Температура наружного
воздуха, С , „ - - - - - - - - - - - - - - - — ,
j Отопительный сезон, продолжительность 166 суток | | Лето ]
Для уменьшения конденсационной выработки электроэнергии на ТЭЦ целесообразно
мощность ТЭЦ выбирать из расчета максимально длительной полной загрузки тепловых
отборов турбин в разрезе года. Это условие выполняется, если от турбин удовлетворяется
0,4 - 0,6 максимума тепловой н агрузки ^ в отопительном сезоне. Тепловые нагрузки выше
этого уровня покрываются пиковой тепловой мощностью с существенно меньшим числом
часов использования максимума. Обеспечивается это за счет пиковых сетевых подогревателей,
в которых используется редуцированный пар от энергетических котлов или паровых
котлов низкого давления. В качестве пиковых могут использоваться, также, и водогрейные
котлы. Пиковые тепловые мощности могут устанавливаться как непосредственно на ТЭЦ.
так и в отдельно стоящих по ходу тепломагистралей районных котельных.
Если в закрытых системах теплоснабжения соблюдение постоянства расхода
сетевой воды при качественном регулировании не вызывает особых осложнений,
то в открытой системе наличие непрерывно меняющегося непосредственного
водоразбора из теплосети приводит к переменному расходу воды в подающем
и обратном трубопроводах, что осложняет работу подпиточных и сетевых
насосов на теплоисточнике и делает недостаточно устойчивым гидравлический
режим системы.
Эта проблема в значительной степени решается применением установок по
аккумулированию сетевой воды - баков-аккумуляторов. График расхода воды на
горячее водоснабжение в общем случае имеет два выраженных пика: утром (с 8 до
12 часов) и вечером (с 19 до 23 часов), а ночью водоразбор минимален (рисунок
3.10.8).
Доля тепловой нагрузки, покрываемая от отборов турбин в расчетном максимуме тепловых
нагрузок называется коэффициентом теплофикации ТЭЦ
14
304

Суточный график горячего водоснабжения по району
города, характерный для середины недели
Рис. 3.10.8
Режим работы сетевых насосов выбирается из условия постоянства среднего за неделю
часового расхода воды на горячее водоснабжение (пунктирная линия на рисунке
3.10.8). В часы малого водоразбора (водоразбор ниже среднего) идет заполнение баковаккумуляторов,
емкость которых выбирается из расчета приема всех излишков воды в
суточном графике водоразбора. В часы, когда водоразбор превышает величину подпитки
теплосети от теплоисточника (водоразбор выше среднего), в теплосеть поступает вода из
баков-аккумуляторов.
Проектная емкость баков-аккумуляторов выбирается в пределах 8-10 среднечасовых
расходов воды на подпитку теплосетей, но в конкретных условиях может быть увеличена
или уменьшена в зависимости от реального режима водоразбора.
Например, в зоне теплофикации г. Алматы установлены баки-аккумуляторы общей
емкостью 65000 м3, из которых 30000 м3 размещены на территориях теплоисточников, а
остальные - в городе, на площадках отдельных подкачивающих насосных станций. Надо
сказать, что используется не вся установленная емкость баков-аккумуляторов. Рабочая
емкость составляет в данном случае только 52000 м3 (80%). Такая емкость достаточна при
величине подпитки до 6500 м3.
Другими важными специальными установками в тепловых сетях являются
насосные станции, и узлы автоматических рассечек, которые поддерживают необходимое
давление сетевой воды в подающих и обратных трубопроводах, обеспечивая
требуемый гидравлический режим в условиях разности отметок земли по
всей длине теплотрасс и защищая системы теплоснабжения от разрушения при
аварийном повышении давления выше допустимого. На рисунке 3.10.9 показан
пример графика давлений (иначе - пьезометрического графика) сетевой воды при
прокладке тепломагистрали по профилю земли с большой разностью высот
(характерной, например, для города Алматы).
2 0 - 2 7 7
305

Г рафик давлений в тепломагистрали М-8 от Ц ТРП
в зону теплофикации города Алматы
Рис. 3.10.9
ПВ и OB - линии изменения давления в подающем и
обратном водоводах.
СТ1, СТ2, СТЗ, СТ4 -линии статического давления в четырех
гидравлических зонах.
Ннс - напор сетевых пасосовна подкачивающих насосных станциях.
Нрд - местные понижения давления в обратномводоводе с
помощьюрегуляторов давления.
Нсн - напор сетевых насосов в котельных ЗТК.
Нпн - напор подпиточных насосов в котельных ЗТК.
ЗТК - Западный тепловой комплекс.
ЦТРП - центральный тепловой распребелителыіый пункт.
НСП - насосная станция подкачки.
УРД- узел регулятора давления.
Возможность аварийного повышения давления возникает, например, при остановке
сетевых насосов или насосов подкачки, размещенных по ходу тепломагистралей, а также в
результате быстрого изменения сопротивления запорных устройств. В эти моменты проявляет
себя высокая плотность воды, которая, как известно, не сжимаема. Поэтому резкое
изменение скорости движения воды в каком-либо месте теплосетей практически мгновенно
отражается на всей системе, сопровождаясь мгновенными местными повышениями
давления, которые могут значительно выходить за пределы, соответствующие стабильному
режиму и достигать значений, приводящих к разрушению оборудования и трубопроводов.
Это явление называется гидравлическим ударом. Волны гидроудара распространяются по
системе со скоростью звука в воде (1000-1300 м/с) и могут многократно повторяться, постепенно
ослабевая.
Для защиты системы теплоснабжения от гидравлического удара применяются специальные
устройства. Простейшие из них - обратные клапаны, устанавливаемые на перемычках
между подающим и обратным коллекторами насосных на ТЭЦ или районных
306

котельных. При внезапной остановке насосов, давление в обратном коллекторе окажется
больше, чем в подающем и тогда открывается обратный клапан на перемычке и происходит
уравнивание давлений в коллекторах. Другие устройства: газовые и воздушные колпаки,
тормозящие распространение волны; уравнительные резервуары, разрывные диафрагмы,
предохранительные клапаны, сбрасывающие давление; маховые колеса на валу насосов,
не позволяющие насосу быстро остановиться при отключении и соответственно снизить
ударный напор; устройства, обеспечивающие быстрое включение резервного насоса
при выходе из строя рабочего.
При полной остановке сетевых насосов автоматические устройства, размещенные в
узлах рассечки и на насосных станциях подкачки должны обеспечить поддержание индивидуальных
статических режимов в каждой гидравлической зоне с целью исключить опорожнение
сетей и сохранить давление в трубопроводах на необходимом уровне, чтобы не
допустить раздавливания отопительных систем, расположенных на низких отметках.
В современных системах централизованного теплоснабжения тепловые сети
со специальными установками на них охватывают 70-90% потребителей теплоты
в городах, их протяженность достигает десятков и даже сотен километров в
одном городе. Поэтому техническое состояние тепловых сетей и их оснащение
современными средствами по управлению режимами эксплуатации играет весьма
важную роль в обеспечении надежности, качества и экономической эффективности
централизованного теплоснабжения.
В качестве примера водяной системы централизованного теплоснабжения с качественным
регулированием по температурному графику 150/70°С может служить система
теплоснабжения зоны теплофикации г. Алматы (рисунок 3.10.10).
Зона теплофикации включает в себя шесть крупных теплоисточников: ТЭЦ-1, ТЭЦ-
2, Западную, Юго-Западную и Ново-Западную районные котельные. Эти три, ранее самостоятельные
котельные, расположенные вблизи друг от друга, объединены в работе центральным
тепловым распределительным пунктом (ЦТРП) в единый западный тепловой
комплекс (ЗТК). Все указанные теплоисточники работают на общую систему тепловых
сетей (общая протяженность только магистральных тепловых сетей зоны теплофикации
составляет более 200 км). Суммарная расчетная -тепловая нагрузка потребителей зоны
составляет по водяным тепловым сетям, примерно, 2800 Гкал/ч, в том числе нагрузка горячего
водоснабжения составляет примерно 350 Гкал/ч или 12,5% от суммарной тепловой
нагрузки. Система горячего водоразбора - открытая. При отсутствии автоматов смешения
(смесителей-регуляторов температуры, (поз. 4) на рисунке 3.10.5) водоразбор осуществляется
из подающих трубопроводов, с завышенной температурой разбираемой воды' что
объективно ухудшает качественные и экономические показатели системы.
В зону теплофикации входят Центральный, Выставочный, Западный и Северо-
Западный тепловые районы, а также промзона - район ТЭЦ-1. К тепломагистралям от
ТЭЦ-1 подключены Центральный, Северо-Западный районы и район ТЭЦ-1. ЗТК обслуживает
потребителей Выставочного, Западного и частично Северо-Западного районов.
Граница между зонами сетей от ТЭЦ-1 и ЗТК условно проходит по реке Весновка, рассекающей
зону теплофикации с Юга на Север.
От ТЭЦ -1 горячая вода транспортируется по 6 водяным тепломагистралям в основном
меридионального направления. От ЦТРП ЗТК выходит 6 тепломагистралей как мери-
'5 Температура воды поступающей в водоразборные краны по действующим нормам на
должна превышать 75 °С.
307

дионалыюго, так и широтного направлений. Поскольку территория города, входящая в
зону теплофикации, имеет существенный перепад высот в направлении с Севера на Юг,
тепломагистрали меридионального направления пересекают горизонтали абсолютных
отметок земли с разницей до 220 метров, что требует деления системы теплоснабжения на
ряд гидравлических зон с подкачивающими насосными станциями и узлами рассечки на
границах между зонами. В зоне ТЭЦ-1 для потребителей, расположенных вдоль меридиональных
тепломагистралей выше теплоисточника организовано, например, 4 гидравлических
зоны (примерно через 50 м по высоте). Тепломагистрали широтного направления не
имеют резкой разницы в высотных отметках, но в зависимости от их протяженности и
условий кольцевания с сетями меридионального направления возникает потребность в
нахождении, часто неординарных, технических решений по увязке гидравлических режимов.
Принять столь сложные условия обеспечения гидравлических режимов вынудила
неблагополучная экологическая обстановка в городе, из-за которой размещение теплоисточников
(ЗТК и ТЭЦ-2) с учетом розы ветров тяготеет к западу от основного массива
городской застройки, расположенного на более высоких отметках земли.
Таким образом, зона теплофикации сложена из двух систем тепловых сетей: тепловых
сетей исходящих от ТЭЦ-1 и тепловых сетей от комплекса Западных районных котельных,
связанных посредством ЦТРП с ТЭЦ-2. С целью повышения надежности теплоснабжения
центральной части города была реализована идея работы всех теплоисточников
на общую систему тепловых сетей, для чего были построены тепломагистралиперемычки,
связавшие (закольцевавшие) тепломагистрали обеих систем. Перетоками сетевой
воды из зоны ЗТК в зону ТЭЦ -1, или наоборот, необходимо управлять, чтобы теплоноситель
равномерно распределялся по потребителям, не создавая проблем одним за счет
других. Решение этой задачи было бы естественным поручить автоматике. Вначале, при
достаточной пропускной способности трубопроводов (особенно связывающих системы
теплосетей ЗТК и ТЭЦ-1) это было возможно и без применения сложной и дорогой современной
техники автоматизированного управления режимами. Но запасы пропускной способности
имеют свойство быстро иссякать, поскольку их, из экономических соображений,
не делают большими.
При полной нагрузке тепломагистралей, и в особенности, связывающих зоны ТЭЦ-
1 и ЗТК, как показал опыт эксплуатации, организовать устойчивые гидравлические режимы
по всей зоне теплофикации, а, стало быть, и нормальное качество теплоснабжения
стало чрезвычайно сложно, а иногда и невозможно без применения специальной автоматики.
Другая возможность - уменьшить до минимума, если не исключить, негативное взаимовлияние
несовместимых гидравлических режимов разных зон теплосетей путем возврата
к зонированию систем тепловых сетей по радиальному принципу с самостоятельными
гидравлическими режимами; имеющиеся перемычки будут полезны при возникновении
аварийных ситуаций, и для подпитки смежных зон в случае необходимости. Не исключено,
что такой "возврат к прошлому" потребует определенной реконструкции имеющейся схемы
тепловых сетей и ускорения привлечения дополнительной тепловой мощности от ТЭЦ-
2 путем связи ее с ТЭЦ-1.

Система тепловых сетей зоны теплофикации юрода Алматы
2 01000
Рис. 3.10.10
750м
780м
LO
Со
870м
-тепловые сети
@ -насосные станции
\ Ö -баки-аккумуляторы
Ш -узлы рассечки

3.10.6 Системы централизованного теплоснабжения
в городах Казахстана
В 30-50-е годы в Казахстане развивалась крупная промышленность, привязанная,
как правило, к месторождениям полезных ископаемых.
Эти предприятия стали основным градообразующим фактором, в непосредственной
близости от них формировались рабочие поселки, переросшие затем
в города с многоэтажной застройкой и необходимой городской инфраструктурой.
Электро- и теплоснабжение этих городов обеспечивалось от заводских
ТЭЦ (города Усть-Каменогорск, Лениногорск, Балхаш, Жезказган и др.).
Так возникли в городах Казахстана системы централизованного теплоснабжения
в составе ТЭЦ и тепловых сетей от них к промышленным и коммунальным
потребителям.
Одновременно по территории республики сооружались линии электропередачи,
связывающие государственные конденсационные и гидравлические электростанции,
а также отдельные ТЭЦ, расположенные в разных городах, в объединенную
электроэнергетическую систему. Впоследствии возникшие новые предприятия
в этих городах, в подавляющем большинстве случаев, уже не нуждались
в собственных электростанциях. Для теплоснабжения новых предприятий и их
коммунальной инфраструктуры строительство ТЭЦ в большинстве случаев экономически
не обосновывалось, и для них строились крупные (районные) котельные,
если от действующей ТЭЦ увеличение подачи теплоты было нецелесообразно
или невозможно по каким-либо причинам.
В 60-ые годы в Казахстане резко возросли объемы жилищного строительства
и ускорилось развитие коммунальной инфраструктуры городов. В проектах
генеральных планов предусматривалось строительство микрорайонов, объединенных
в жилые массивы со всеми необходимыми учреждениями общего пользования
(школы, детсады, больницы, торговые центры, кинотеатры и т.п .). К этому
времени, сложившаяся в стране концепция в градостроительстве стала ориентироваться
в основном на централизованное теплоснабжение, эффективность которого
была научно обоснована специалистами-теплоэнергетиками и практически
подтверждена результатами многолетнего опыта в городах, расположенных в
различных климатических зонах от берегов Северного ледовитого океана до субтропиков
Кавказа и Украины. Не был исключением и Казахстан, вся территория
которого расположена в зоне резко континентального климата, характеризующегося
суровыми и продолжительными зимами на большей части территории. Даже
в южном городе Алматы, находящемся, примерно, на широте г. Сочи, расчетная
температура наружного воздуха, по которой определяются расчетные потребности
в теплоте для отопления, составляет -25°С при продолжительности отопительного
периода 166 суток16
^Расчетны е температуры наружного воздуха в Казахстане для проектирования систем
отопления находятся в пределах от -15°С на крайнем Юге до -40°С на Севере, продолжительность
отопительного периода, соответственно, от 150 до 220сугок.
310

Концепция централизации теплоснабжения позволила создать условия для
освобождения городов от большого количества мелких котельных, коэффициент
полезного действия которых не превышал 50-60%, что приводило к перерасходу
миллионов тонн топлива, загрязнению городов неочищенными дымовыми выбросами,
золовыми отвалами и потоками автотранспорта, перемещавшими по городу
топливо для этих котельных и золошлаковые отходы^ от них. Кроме того, жилые
дома получили горячее водоснабжение от системы централизованного теплоснабжения,
что позволило демонтировать массу квартирных газовых и твердотопливных
водогрейных установок, загрязнявших воздух на уровне дыхания.
Большие концентрации тепловых нагрузок в городах привели к появлению
нового типа теплоэлектроцентралей - чисто отопительных. В отличие от промышленно-отопительных
такие ТЭЦ не несут значительной внешней паровой
нагрузки. Как правило, отопительные ТЭЦ строятся за чертой города с целью
снижения отрицательного экологического давления на него.
Охват централизованным теплоснабжением на базе ТЭЦ и крупных
(районных) котельных в 25 развитых промышленных городах Казахстана к 1990
году достиг 79%, в том числе, от ТЭЦ - 47%.
В СССР технология совместной выработки теплоты и электроэнергии на
ТЭЦ впервые возникла в 1924 году и в дальнейшем получила широкое распространение
в большинстве городов и промузлов, в том числе и в Казахстане.
В отличие от других систем централизованного теплоснабжения эта технология
обозначается термином "теплофикация".
Таким образом, теплофикация это комбинированная выработка электроэнергии
и теплоты. "Комбинирование" заключается в том, что на паротурбинных
ТЭЦ теплота отводится от турбин в виде пара из специальных устройств, называемых
"отборами" после того, как пар от котла, пройдя часть турбины и выполнив
определенную работу по вращению ротора турбины (и, следовательно, электрогенератора,
сидящего на одном валу с турбиной), отбирается из турбины с
заданным (регулируемым) давлением и направляется по паропроводам к технологическим
установкам потребителей и к теплообменным аппаратам, в которых
нагревает воду, циркулирующую в городских тепловых сетях и в системах отопления
и горячего водоснабжения потребителей.
В отличие от теплофикации существует конкурирующая система централизованного
теплоснабжения, в которой теплота вырабатывается в районных
котельных, а электроэнергия на конденсационных тепловых электростанциях.
Такая система получила название раздельной.
Выбор одной из этих двух систем в каждом конкретном случае делается на
основе технико-экономического сравнения.
7С начала развития централизованного теплоснабжения в Казахстане закрыто более
2000 мелких котельных и высвобождено более 20000 человек обслуживающего персонала.
311

3.10.7 Организация системы централизованного
теплоснабжения в ходе его развития
В практике становления систем централизованного теплоснабжения в Казахстане
периодически разрабатывались проекты Схем теплоснабжения городов
на перспективу 15-20 лет. Такие проекты в обязательном порядке выполнялись
для всех городов республики и на их основе строились теплоисточники и тепловые
сети.
В качестве исходного материала для разработки Схем теплоснабжения используются
данные о потребности в теплоте различных параметров существующей
застройки города и промышленных предприятий (на момент разработки проекта),
численности населения и данных по развитию промышленности и жилого
и общественного сектора на перспективу 15-20 лет, согласно принятому к реализации
проекту Генерального Плана города.
В 1995 году принято Временное Положение "О порядке разработки и принятия
решений по развитию теплоснабжения в республике Казахстан".
Этим Положением Схемы теплоснабжения сохранены в качестве основных
документов, обосновывающих стратегию, тактику и выбор эффективных технических
решений по обеспечению потребителей надежным и качественным теплоснабжением
в увязке с рациональным использованием топливно-энергетических
ресурсов и природоохранными требованиями. Схемы теплоснабжения должны
разрабатываться, в частности, для агломераций^, городов, других населенных
пунктов и промузлов.
В этих работах должны быть решены следующие основные задачи:
• Определение существующих и оценка перспективных величин теплопотребления
промышленными и жилищно-коммунальными объектами с учетом
энергосберегающих мероприятий;
• Составление теплового баланса и дефицита тепловой мощности по этапам
развития с учетом использования вторичных энергоресурсов;
• Выбор экономически и экологически эффективной системы теплоснабжения
путем технико-экономического анализа и сравнения конкурентных вариантов;
• Определение типа и структуры системы теплоснабжения, рекомендаций по
единичной мощности теплоисточников и их основного оборудования, реконструкции
и техперевооружению действующих объектов, а также размещению
теплоисточников и основных тепломагистралей;
• Формирование обоснованных рекомендаций по топливному режиму теплоисточников;
• Оценка воздействия на окружающую среду (ОВОС) и разработка мероприятий
по охране воздушного и водного бассейнов, земли от вредного воздействия
систем теплоснабжения;
' 8 Агломерация - совокупность городов, населенных пунктов, промузлов, расположенных
в радиусе эффективного охвата централизованным теплоснабжением от общего теплоисточника.
312

• Определение перечня теплоисточников, подлежащих закрытию в период реализации
утвержденной Схемы теплоснабжения;
• Выдача рекомендаций по срокам ввода основного оборудования на теплоисточниках
и тепломагистралей;
• Разработка схем выдачи электрической мощности от ТЭЦ й предложений по
обеспечению эффективной загрузки основного оборудования ТЭЦ в годовом
разрезе;
• Предпроектное исследование инвестиционных возможностей для реализации
предложений Схемы теплоснабжения; оценка текущих и прогнозных цен на
теплоту; подготовка предложений по организационно-правовой форме реализации
проектов и составу их участников;
• Предпроектное определение по укрупненным показателям потребности в инвестициях
по годам и ежегодных издержек, обеспечивающих оптимальный
экономический режим реализации рекомендаций Схемы теплоснабжения
(тарифы на теплоту, оценка средств необходимой государственной поддержки
потребителей и производителей теплоты, погашение кредитов, прибыль и
т.д.), с учетом распределения основных фондов элементов системы теплоснабжения
между собственниками.
В общем случае централизованное теплоснабжение начинается с создания
районной котельной от которой разводятся тепловые магистрали по тепловым
районам города. Границы тепловых районов выбираются с учетом рационального
охвата подключаемых к теплоисточнику потребителей теплоты и не обязательно
совпадают с границами административных районов города. Трассы тепловых
сетей прокладываются с таким расчетом, чтобы максимально избежать отрицательного
влияния пересеченного профиля местности на усложнение системы
теплосетей подкачивающими насосными станциями и узлами регулирования.
Площадку под строительство районной котельной и выбор ее предельной
тепловой мощности следует признать удачными, если будет обеспечено соблюдение
экологических требований, и ко времени возникновения дефицита тепловой
мощности может быть построен новый теплоисточник, с которым она может работать
совместно. Тепловая схема районной котельной должна быть создана с
учетом возможности перевода ее в пиковый режим работы. Обычно при разработке
Схем теплоснабжения предусматривается расстановка районных котельных
и ТЭЦ в полной технологической увязке с развитием систем тепловых сетей для
покрытия расчетных тепловых нагрузок рассматриваемого периода времени, а за
тем определяются функции элементов системы теплоснабжения по годам и этапам
развития. Котельные, как требующие меньших капиталовложений и более
коротких сроков строительства, сооружаются в первую очередь. Площадки ТЭЦ,
особенно, мощных (более 200 М Вт) обычно располагаются за чертой города с
целью снижения вредного экологического давления на город. Транзитными тепломагистралями
ТЭЦ соединяется с действующими районными котельными, а
последние переводятся в пиковый режим при совместной работе с ТЭЦ на общие
тепловые районы. Работа ТЭЦ предусматривается в базовом режиме, то есть турбины
должны работать с оптимальной тепловой нагрузкой, обеспечивающей технико-экономические
показатели, приближающиеся к проектным.
313

Такой принцип развития СЦТ во времени наиболее рационален, поскольку
позволяет отодвинуть основную массу требуемых капиталовложений к более
дальним срокам и создает благоприятные условия по применению теплофикации,
признанной в развитых странах Мира наиболее прогрессивным типом технологии
централизованного теплоснабжения.
Описанным критериям развития систем централизованного теплоснабжения
с теплофикацией в полной мере соответствует динамика развития системы
теплоснабжения в зоне теплофикации г. Алматы.
Развитие системы централизованного теплоснабжения в зоне теплофикации г. Алматы
начиналось с постепенного развития систем тепловых сетей в несвязанных зонах,
одна из которых тяготела к ТЭЦ-1, а другая к Западной районной котельной (ЗРК), которая
сначала была котельной Алматинского хлопчатобумажного комбината. По мере реконструкции
центральной части города и строительства жилых микрорайонов в западной и югозападной
частях города расширялась и сеть теплопроводов от этих теплоисточников, возникла
связь между системами теплосетей путем создания перемычек. Это позволяло осуществлять
в определенных пределах взаиморезервирование, то есть повысить надежность
теплоснабжения. По мере роста тепловых нагрузок рядом с ЗРК были построены Юго-
Западная (ЮЗРК) и Ново-Западная (ГОРК) районные котельные, а на площадке ТЭЦ-1 -
водогрейная котельная.
К моменту, когда возможности расширения этих теплоисточников были исчерпаны
(в том числе и по условиям охраны окружающей среды от вредных выбросов с дымовыми
газами и другими твердыми и жидкими отходами), в 6 км юго-западнее существующей
застройки города, вне пределов его застроечной границы (черты города) была построена
ТЭЦ-2. Система магистральных и распределительных тепловых сетей зоны теплофикации
уже охватила весь центр города, его северо-западную и западную части. Таким образом,
новая ТЭЦ-2 имела подготовленную зону для приема базовой тепловой нагрузки, позволявшей
эксплуатировать ТЭЦ в наиболее выгодных режимах теплового графика. Страна в
этот момент испытывала жестокий дефицит труб сортамента тепловых сетей большого
диаметра. Это обстоятельство и ожидавшиеся в то время перспективные тепловые нагрузки
столицы Казахстана на период 1990-1995 гг., и, в том числе, нагрузки горячего водоснабжения
при открытом водоразборе, предопределявшиеся проектом Генерального плана
города, продиктовали принятие решения о выдаче тепловой мощности ТЭЦ-2 только по
одному трубопроводу с условным диаметром 800 м м ^ .
Ожидавшаяся тепловая нагрузка горячего водоснабжения примерно в 500 Гкал/ч
требовала подпитки теплосетей без учета утечек более 9000 т/ч. Условия нормальной работы
турбин на ТЭЦ-1 требовали сохранить на ней часть подпитки тепловых сетей не менее
2000 т/ч. Остальная подпитка в размере 7000 т/ч позволяла при постоянном нагреве воды
до 150°С транспортировать от ТЭЦ-2 около 1000 Гкал/ч теплоты, используя более 90% ее
тепловой мощности. При этом на горячее водоснабжение транспортировалось бы около
400 Гкал/ч.
Реализация такого решения привела к необходимости создания в западном узле откуда
расходятся тепломагистрали по зоне теплофикации, центрального теплового распределительного
пункта (ЦТРП), связавшего три районных котельных и систему выдачи их
тепловой мощности и ТЭЦ-2 в единый комплекс ЗТК (рисунок 3.10.10). При этом достиг-
^ Позднее, в связи с существенным снижением пропускной способности этой трубы параллельно
был проложен еще один трубопровод.
314

нута возможность работы всех котельных комплекса как в базовом, так и в пиковом режиме.
Таким образом, выход из строя трубопровода от ТЭЦ-2 не мог привести к срыву теплоснабжения
потребителей теплоты в зоне теплофикации.
При дальнейшем расширении ТЭЦ-2 (второй очередью) предполагалось выдачу
дополнительной тепловой мощности осуществить по обычной двухтрубной тепломагистрали,
соединяющей ТЭЦ-2 и ТЭЦ-1. При этом водогрейные котлы после соответствующей
реконструкции ТЭЦ-1, в части приема теплоносителя от ТЭЦ-2 и включения его в схему
выдачи теплоты от ТЭЦ-1, переводятся в пиковый режим работы, что должно существенно
сократить вредные выбросы в атмосферу и повысить надежность и качество теплоснабжения
центральной части города.
Жизнь внесла некоторые коррективы в реализацию проекта. В ходе экономических
преобразований, активно начавшихся с 1990 года, развитие города Алматы резко затормозилось.
Это привело к снижению темпов и размеров прироста тепловых нагрузок , особенно,
в части горячего водоснабжения. Подпитка от ТЭЦ-2 сократилась и не превышает 5000
т/ч, вместо расчетных 7000 т/ч, а температура нагрева воды из-за технических неувязок во
вспомогательном оборудовании не превышает 130°С. Из-за этого произошло "запирание"
части располагаемой тепловой мощности ТЭЦ-2 и потребовалось более продолжительное
использование котельных ЗТК в годовой кампании, что объективно породило перерасход
топлива в системе теплоснабжения и привело к увеличению вредного воздействия ЗТК на
окружающую среду. Такая ситуация не могла бы возникнуть при реализации обычной
двухтрубной системы. Это показывает, что применение однотрубной системы предъявляет
повышенные требования к точности оценки расчетной величины расхода воды на подпитку
тепловых сетей, и это обстоятельство должно учитываться при возникновении желания
реализовать однотрубный транспорт теплоты в горячей воде.
В данной ситуации "запертую" на ТЭЦ-2 тепловую мощность (примерно 400 Гкал/ч
предполагается высвободить для города путем строительства двухтрубной тепломагистрали,
связав ТЭЦ-2 с ТЭЦ -1.
Тем не менее, первая на территории бывшего СССР, однотрубная тепломагистраль
показала свою жизнеспособность и эффективность и в условиях неполной загрузки:
- режим отпуска теплоты от ТЭЦ-2 упрощен до предела - расход и температура теплоносителя
могут поддерживаться постоянными в течение всего отопительного
сезона, то есть, можно обойтись как без качественного, так и количественного регулирования;
- практически по однотрубной тепломагистрали диаметром 800 мм транспортировалось
не более 550-600 Гкал/ч при температуре воды до 130°С, что, однако, эквивалентно
пропускной способности одной обычной двухтрубной тепломагистрали
диаметром 1000 мм, работающей по температурному графику 150/70°С.
При использовании полной пропускной способности однотрубки при температуре
транспортируемой воды 150°С можно было бы передать в город до 1000 Гкал/ч теплоты,
что эквивалентно пропускной способности по теплоте уже двух обычных двухтрубных
тепломагистралей с диаметром труб по 1000 мм.
315

3.10.8 Об эффективности комбинированного производства
электроэнергии и теплоты (теплофикации)
Основным объективным преимуществом теплофикации перед раздельной
выработкой теплоты в котельных, а электроэнергии на тепловых конденсационных
электростанциях (КЭ С) является более полная утилизация энергетического
потенциала топлива за счет использования низкопотенциальной теплоты пара,
отработавшего в турбине, которая на конденсационной электростанции выбрасывается
с охлаждающей конденсаторы водой. Рассмотрим абстрактный пример.
Если условно принять энергетический потенциал сожженного на конденсационной
электростанции (рисунок 3.10.11) топлива за 100 единиц (ед.), то на лучших
из них примерно 41 ед. пойдет на выработку электроэнергии, 51 ед. будет отведена
с охлаждающей конденсаторы турбин водой в бассейн-охладитель и 8 единиц
потеряются с дымовыми газами и в цикле станции. Коэффициент полезного действия
(к.п.д.) может быть оценен в 41%.
В качестве электростанции с комбинированным производством электроэнергии
и теплоты для полного контраста рассмотрим ТЭЦ с турбинами без конденсатора-^,
у которых пар по выходе из турбины направляется либо на технологические
нужды предприятий, либо на нагрев сетевой воды в теплообменных
установках (рисунок 3.10.12). Отобранный пар будет иметь более высокое давление,
чем пар, поступающий в конденсаторы КЭС и при более высокой температуре
охлаждающей среды, в качестве которой в данном примере используется сетевая
вода, то есть не будет достигнуто максимальное использование потенциала
пара на выработку электроэнергии. Поэтому, примерно, только 35 ед. энергетического
потенциала топлива преобразуется в электроэнергию. При тех же 8 ед. потерь
с дымовыми выбросами и в цикле станции оставшиеся 57 ед. преобразуются
в теплоэнергию, направляемую в тепловые сети.
Таким образом, ТЭЦ с противодавленческими турбинами вырабатывает на
6 ед. меньше электроэнергии по сравнению с КЭС, сжигающей столько же (100
ед.) топлива, но зато вырабатывает 57 ед. тепловой энергии. К.п.д. ТЭЦ равен
92% против 41% на КЭС. 6 ед. электроэнергии потребуется довыработать на КЭС
при к.п.д. 41%, то есть для этого потребуется дополнительное количество топлива,
равное 6/0,41 = 15 ед.
Таким образом, для получения 41 ед. электроэнергии на КЭС потребовалось
100 ед. топлива, а для получения также 41 ед. электроэнергии и 57 ед. теплоты
на ТЭЦ (с довыработкой 6 ед. электроэнергии на КЭС) потребовалось 115 ед.
Это означает, что на получение единицы отпущенной от ТЭЦ с противодавленческими
турбинами теплоты приходится всего около трети единицы топлива. Но,
если всю электроэнергию выработать на КЭС (100 ед. топлива), а теплоту в котельных
(57 ед. топлива), то потребовалось бы 157 ед. топлива. Экономия топлива,
достигаемая благодаря комбинированной выработке теплоты и электроэнергии
составляет 157-115=42 ед. или около 27%.
20Такие турбины называются турбинами с противодавлением.
316

Конденсационная электростанция (принципиальная схема)
Рис. 3.10.11
Т Э Ц с противодавлеической турбиной (принципиальная схема)
Ориентировочный график теплопотребления по месяцам года
Величина месячною теплопотребления, %
КИ)
100 і уу
Рис. 3.
80 85 85
60 65 65
54
40
1
20
27 27 27 27 127 ■
L
0
H I H I
Янв Фев Мар Апр Май Июн Июл Авг Сен Окт Ноя Дек

В практике теплоснабжения чисто теплофикационные ТЭЦ встречаются
редко. Получили распространение ТЭЦ с турбинами, имеющими отборы пара и
конденсаторы. К.п.д. таких ТЭЦ редко бывает больше 67%. Но эти ТЭЦ обладают
большой маневренностью и могут, при необходимости увеличивать выработку
электроэнергии, подчиняясь электрическому графику нагрузок, а не тепловому,
как на ТЭЦ с противодавленческими турбинами. Такая возможность особенно
доступна в летний (неотопительный) период, когда имеет место снижение теплопотребления
до величин менее 30% от январского максимума (рисунок 3.10.13).
При незначительных изменениях тепловой схемы ТЭЦ возможна работа по электрическому
графику в любое время, но, разумеется, со снижением эффекта от
комбинированной выработки электроэнергии и теплоты.
Расчеты показывают, что теплофикация при благоприятных условиях может
обеспечить экономию до 30% топлива по сравнению с раздельной выработкой
электроэнергии и теплоты.
Еще одним объективным преимуществом теплофикации является возможность
сжигания на ТЭЦ низкосортных углей (которых, в частности, много в Казахстане)
с обеспечением приемлемых экологических условий. На ТЭЦ могут
использоваться любые, самые совершенные достижения в области нейтрализации
любых вредных выбросов, включая и, пока ненормируемый в Казахстане загрязнитель
атмосферы, углекислый газ (СО2), что практически исключено в случае
строительства в черте городов котельных или, тем более, множества мелких теплоисточников,
сжигающих угли.
3.10.9 Расчеты себестоимости тепловой и
электрической энергии на ТЭЦ
Выше говорилось о комбинированном производстве теплоты и электроэнергии
на теплоэлектроцентралях, что обеспечивает более эффективное использование
энергетического потенциала сжигаемого в котлах топлива. Но на электростанциях
возможно комплексное использование не только топлива, но и отходов
производства (например, золы и шлаков для получения заменителей цемента,
редкоземельных химических элементов, заменителей глинозема для алюминиевой
промышленности, серной кислоты и т.д.).
В комбинированном (комплексном) производстве для получения величины
себестоимости каждого вида продукции при составлении калькуляции было бы
правильным отнести на конкретный вид только те затраты, которые вызваны его
производством. В то же время значительная часть затрат при комбинированном
производстве может оказаться общей для всех получаемых продуктов, и существуют
непреодолимые трудности для непосредственного разделения затрат по отдельным
видам продукции. Этим объясняется наличие многих методов разделения затрат
в комбинированном производстве, и ни один из них не свободен от недостатков.
В практике калькулирования себестоимости электрической и тепловой
энергии на ТЭЦ применяется физический (балансовый) метод. Расходы топлива
на получение теплоты в этом случае принимаются такими, какими они были бы,
318

если бы теплота получалась от котлов непосредственно, а не от использования
отработавшего в турбине пара. Так как затраты на топливо и, соответственно,
затраты по котельному и топливно-транспортному цехам являются определяющими,
то суть физического метода калькулирования сводится, в данном случае, к
разделению общего расхода топлива на производство электроэнергии и на производство
теплоты.
Этот метод отвечает условию энергобаланса теплоэлектроцентрали, но
имеет и недостаток: не учитывается энергетическая ценность как электроэнергии,
так и отпускаемой теплоты в зависимости от ее параметров.
Попытки использования различных расчетных приемов удешевления отпускаемой
теплоты, как менее ценного по мобильности и работоспособности энергоносителя
(имеющего меньшую эксергию) по сравнению с электроэнергией, обычно приводили
к противоречию с физическими основами процесса энергопроизводства Однако,
продолжаются поиски лишенного недостатков метода распределения затрат топлива между
продуктами комбинированного производства, основанные на использовании понятия
эксергии.
Методы, относящие всю экономию или часть ее на теплоту строятся на противоестественном
предложении считать расход топлива в условных тепловых единицах на отпускаемую
теплоту меньшим, чем соответствующее количество этой теплоты. Физический
метод является правильным с точки зрения самого термодинамического процесса, он удобен
практически и отвечает основной цели теплофикации - экономии топлива в производстве
электроэнергии.
Сохраняя постоянной при различных режимах теплофикационных турбин величину
удельного расхода топлива на отпущенную теплоту, физический метод приводит к резким
изменениям величины удельного расхода топлива на произведенную электроэнергию в
зависимости от соотношения величин потоков пара в отбор и в конденсатор, что и характеризует
экономическую целесообразность использования того или иного типа турбин и
правильность выбора режимов их работы.
Однако, в условиях рыночной экономики и физический метод проявит (и уже проявляет)
свою ущербность, так как вся экономия топлива относится на электроэнергию, а
стоимость единицы отпускаемой теплоты от теплоэлектроцентрали получается столь
завышенной, что может оказаться неконкурентоспособной. Ряд авторов предлагает разделять
эксплуатационные расходы на ТЭЦ пропорционально соответствующим видам расходов
как бы при раздельном способе производства теплоты и электроэнергии. При этом на
производство электроэнергии относится такая часть экономии топлива от комбинированной
выработки электроэнергии и теплоты, при которой удельный расход топлива на электроэнергию
окажется ниже, чем на конденсационной электростанции, а остальная экономия
топлива переносится на отпускаемую теплоту, что сделает ее более конкурентоспособной
при формировании тарифов. Разработка и доведение этого метода до государственного
норматива позволила бы учесть эффект от комбинированной выработки электроэнергии
и теплоты для обоих видов энергии и дать дополнительный стимул для развития
теплофикации.
При калькулировании себестоимости электро- и теплоэнергии на ТЭЦ затраты
группируются по следующим цехам: топливно-транспортному, котельному,
турбинному и электрическому, а также по теплофикационному отделению.
Распределение затрат между электро- и теплоэнергией, вырабатываемым
на ТЭЦ с использованием физического метода, осуществляется, в большинстве
случаев, с учетом следующего:
319

1. Все затраты по топливно-транспортному и котельному цехам и цехам
химического и теплового контроля (I группа) распределяют между
электро- и теплоэнергией пропорционально расходу условного топлива
на эти виды энергии, определяемому при расчете энергобаланса электростанции
(затраты теплофикационного отделения (бойлерной или паропреобразовательной
установки) относят на теплоэнергию).
2. Затраты турбинного и электрического цехов (II группа) относят на электроэнергию.
3. Общестанционные расходы (III группа) распределяют между электро- и
теплоэнергией пропорционально суммам, полученным в результате
распределения предыдущих затрат, то есть пропорционально цеховой
себестоимости.
В качестве примера приближенной калькуляции себестоимости электрической
и тепловой энергии с применением физического метода приводится расчет
по укрупненным показателям для условной ТЭЦ.
На ТЭЦ предполагается установить 4 теплофикационных турбины по 100
М Вт, имеющих только отопительные отборы, 4 энергетических котла, производительностью
по 500 т/ч и 4 пиковых водогрейных котла производительностью по
180 Гкал/ч. Топливо - газ с теплотворной способностью 8500 ккал/кг.
В результате расчета теплового баланса^ ТЭЦ получены следующие
данные:
Максимально часовой расход теплоты на сетевые подогреватели от одной
турбины - 160 Гкал/ч.
Коэффициент теплофикации ( отношение суммы часовых расходов теплоты
от 4-х турбин к сумме часовых расходов теплоты от 4-х турбин и 4-х
пиковых водогрейных котлов) - 0,5.
Годовое число часов использования максимума тепловой нагрузки ТЭЦ -
2700 часов.
Годовое число часов использования максимального отпуска теплоты от
турбин - 4700 часов.
Годовое число часов использования установленной электрической мощности
(принимается по условиям энергосистемы) - 6000 часов.
Годовой отпуск теплоты от ТЭЦ - 3454-103Гкал/год.
Г одовой отпуск теплоты от турбин - 3006-103Г кал/год.
Г одовой отпуск теплоты от пиковых водогрейных котлов -
3454-103- 3006-103= 448-103Гкал/год.
Годовая выработка электроэнергии - 4 100-103 ■6000 = 2400-106 кВт.ч/год.
Годовой расход пара на турбины - 10,78-106 т/год.
Годовой отпуск пара от котлов с учетом 3% потерь в цикле станции -
1,03 • 10,78-106 = 11,МО6 т/год.
Годовой расход натурального топлива энергетическими (паровыми) котлами
91
Сам расчет теплового баланса здесь не приводится .
320

ТЭЦ -890-106 м3/год.
Годовой расход натурального топлива пиковыми котлами - 58-106
м3/год.
Суммарный расход натурального топлива по ТЭЦ -
890-106 + 58■106 = 948• 106 м3/год.
То же, но в условном топливе - 948-106 ■8500 / 7000 = ~ 1160103
т.у.т./год.
Расход топлива, относимый на теплоэнергию^ _ 541,7-103т.у.т./год.
Расход топлива, относимый на электроэнергию - 1160-103 - 541,7 10’ =
618,3-103
т.у.т./год.
Суммарный расход электроэнергии на собственные нужды ТЭЦ -
185,5Т06 кВт.ч/год.
Расход электроэнергии на собственные нужды ТЭЦ, относимый на теплоэнергию
- 185,5 106 •541,7-Ю3 / 1160-103= 108 106 кВт.ч/год.
Расход электроэнергии на собственные нужды ТЭЦ, относимый на электроэнергию-
185,5 106- 108 106 = 77,5-106 кВт.ч/год.
Удельный расход условного топлива на отпуск э л е к т р о э н е р г и и ^ _
0,266 кг у.т./кВт.ч.
Расход топлива на отпуск теплоты с учетом расхода электроэнергии на
собственные нужды - 541,7-103+ 0,266 • 108-103 = 5 70,5-103т.у.т./год.
Расход топлива на отпуск электроэнергии -
1160-103- 5 70,5-103= 5 89,5-103т.у.т./год.
Удельный расход топлива на отпуск теплоты -
570,5-106/ 3454-103= 165 кг у.т./Гкал.
Расчеты, связанные с денежными величинами, показаны в долларах США .
1.О пределяю т ся зат рат ы на т опливо. При цене топлива 30 долл. за
1000 м3годовые затраты ТЭЦ на топливо составят: ST= 948-106 • 30-10'
3 = 28,44-106 долл./год.
2.О пределяю т ся капит аловлож ения и ам орт изационны е от числения.
При удельной стоимости установленной мощности в 1000
долл./кВт (примерно соответствует уровню мировых цен 1994 года)
стоимость ТЭЦ составит: К = 1000 •400-103= 400-10f’ долл.
При норме 7% амортизационные отчисления составят:
Sa = 0,07- 400-106 = 28-106 долл./год.
" Р а с х о д топлива, относимый на теплоэнергию определяется делением количества отпущенной
теплоты на теплотворную способность топлива и на произведение коэффициентов
полезного действия котельного цеха и теплообменников, обеспечивающих нагрев
сетевой воды.
23 Удельный расход топлива на отпуск электроэнергии определяется делением расхода
топлива, относимого на электроэнергию, на разность годовой выработки электроэнергии
и расхода электроэнергии на собственные нужды ТЭЦ, отнесенного на электроэнергию.
2 1 - 2 7 7 321

3.О пределяет ся заработ ная плат а эксплуат ационного персонала ТЭЦ.
Принимается штатный коэффициент 0,8 чел./МВт. Численность персонала
составляет 0,8 ■400 = 320 чел.
При среднегодовом фонде заработной платы
3000 долл./чел.- год, годовые расходы по заработной плате
составляют: S3„ = 3000 •320 = 0,96- 10бдолл./год.
4.О пределяю т ся расходы на рем онт ы .
STp= 0,15 ■Sa = 0,15 - 2810б= 4,2-106 долл./год.
5.П рочие расходы.
S„p= 0,2 •(Sa + S,n+ STp) = 0,2 •(28-106 + 0,96-106 + 4,2-106) =
6,63- 10ь долл./год.
6.С ум м арны ерасходы по ТЭЦ.
S ,m= S, + Sa+ S,n+ S rp= 68,23 ТО6 долл./год.
Распределение затратпо цехам ТЭЦ для средних условий по трем группам
цехов приводится укрупненно (затраты, например, на воду, на содержание и
эксплуатацию оборудования специально не выделены).
Распределяются только ST, Sa, Sjn, S,pи S„p.
Распределение цеховых затрат между
электроэнергией и теплоэнергией
Таблица 3.10.1
Затраты, в млн. долл. США
Группы S, Sa s)n sip S„p Всего
цехов
I 28,44 14,0 0.336 2,1
— 44,876
(100%) (50%) (35%) (50%)
II — 12,6 0,336 1,89 — 14,826
(45%) (35%) (45%)
III — 1,4 0,288 0,21 6,63 8,528
(5%) (30%) ( 5%) (100%)
Итого 28,44 28,0 0,96 4,2 6,63 68,23
Затраты I группы цехов распределяются пропорционально расходам топлива.
Относятся на электроэнергию:
S „і = 44,876-106 ■589,5-10’ / 1160-101= 22,8-10'’ долл./год.
Относятся натеплоэнергию: Sr,i =44,876-106 - 22,8-Ю1’ = 22,076- 10f>долл./год.
Затраты II группы цехов относятся на электроэнергию:
S „ ii = 14,826-106 долл./год.
Распределение затрат по III группе производится между электро- и теплоэнерг ией
пропорционально распределению суммы всех цеховых затрат.
Относятся на электро иіергию:
S „ im = 8,528-106 ■(22.S > 14.826)-10й/ (44,876 + 14,826)Ч06 = 5,375-106 долл./год.
Относятся на теплоэнергию: S„m = (8,528 - 5,375)-Ю" = 3,153-10° долл./год.
Определение суммарных ш/ііратпо ТЭЦ.
322

На производство электроэнергии:
S ,, = (22,8 + 14,826 + 5,375)-106 = 43,00 Ы 0 6 долл./год.
На производство теплоэнергии: ST, = (22,076 + 3,153)Т06 = 25,229-106 долл./год.
Распределение статей затратмежду электро- и теплоэнергией.
Затратына топливо делятся пропорционально соответствующим долям топлива.
На электроэнергию: ST)I =28,44-106 • 589,5-103/ 1160 103= 14,453-106 долл./год.
На теплоэнергию: S I lT = (28,44 - 14,453)-106 = 13,987-106 долл./год.
Для распределения остальных статей затрат определяется коэффициент распределения,
который для электроэнергии составляет величину:
К„р = (ST) - S „T) / (ST,„ - ST) = (43,001 - 14,453)-106 / (68,23 - 28,44) -106= 0,717
Приведенные выше данные из расчета энергетического баланса ТЭЦ и расчет
распределения затрат по видам продукции позволяют определить себестоимость
единицы электрической и тепловой энергии, отпускаемых потребителям.
Для определения себестоимости отпущенной электроэнергии надо суммарные
затраты, отнесенные к электроэнергии, разделить на разность выработки электроэнергии
и собственных нужд ТЭЦ.
ST)( = 43,001 -106/ (2400 - 185,5 )-106 =0, 0194 долл./кВтч = 1,94 цента/кВтч
Для определения себестоимости теплоэнергии надо суммарные затраты, отнесенные
на отпуск теплоэнергии, разделить на величину годового отпуска теплоэнергии.
S„c = 25,229-10'’ / 3454-103 = 7,30 долл./Гкал.
3.10.10 Автономное теплоснабжение зданий
Автономные (индивидуальные и местные) системы теплоснабжения относятся
к категории систем децентрализованного теплоснабжения (СДЦТ). В Казахстане
индивидуальные и местные теплоисточники применялись в городах для
теплоснабжения лишь отдельных зданий, по каким-либо причинам не подключенным
к системам централизованного теплоснабжения. Эти теплоисточники, как
правило, представляют собой мелкие котельные, оборудованные водогрейными
или паровыми котлами производительностью менее 0,5 Гкал/ч, коэффициент
полезного действия которых на практике не превышает 60%. Распространение
получили котлы типа "Универсал", "Энергия" и ряд других. Топливом для таких
котельных служил в большинстве случаев высококалорийный уголь Кузнецкого
бассейна (из Кемеровской области Российской Федерации), а в газифицированных
городах - природный газ. Использовался также мазут, который применялся в
качестве как основного, так и резервного топлива.
В некоторых городах эксплуатируется множество систем централизованного
теплоснабжения на базе квартальных и групповых котельных, технические
характеристики которых практически не отличаются от вышеприведенных для
индивидуальных и местных теплоисточников. Таких котельных, например, в городе
Семипалатинске к 1990 году насчитывалось более 280. Теплопроизводительность
отдельных котельных составляла от 0,02 до 20 Гкал/ч. Во времена,
323

предшествовавшие суверенизации Казахстана, системы централизованного теплоснабжения
с котельными производительностью до 20 Гкал/ч условно относились
к системам децентрализованного теплоснабжения. По результатам техникоэкономических
исследований был сделан вывод о безусловной целесообразности
подключения этих систем к крупным системам централизованного теплоснабжения,
а мелкие котельные, в зависимости от их размещения и технического состояния,
предлагалось демонтировать или перевести в холодный резерв. В городе
Семипалатинске было начато строительство новой ТЭЦ-324. Создание системы
теплоснабжения на базе этой ТЭЦ позволило бы снять с эксплуатации 286 мелких
неэкономичных котельных теплопроизводительностью около 1000 Гкал/ч,
сжигавших угли и мазут. Из-за низких дымовых труб и невозможности размещения
средств подавления окислов азота и серы, а также улавливания золы, эти
котельные создают многократное превышение предельно допустимой концентрации
вредных выбросов в приземном слое.
В капиталистических странах частная собственность на городские земли
изначально создала препятствия для прокладки протяженных теплопроводов от
теплоисточников общего пользования и затормозила развитие систем централизованного
теплоснабжения, хотя, с точки зрения общественных интересов, техникоэкономическая
и экологическая эффективность таких систем, особенно с комбинированной
выработкой электроэнергии и теплоты, не вызывала сомнений. Автономные
теплоисточники получили широкое распространение.
Последовательное ужесточение требований по защите окружающей среды
от вредных выбросов стимулировало производство высокоэффективных теплогенераторов
для индивидуального пользования. Появились в серийном производстве
мобильные, настенные и напольные, полностью автоматизированные нагреватели
воды с коэффициентом полезного действия порядка 90-95% , не требующие
постоянного присутствия обслуживающего персонала, но не исключающие
необходимости периодического высококвалифицированного профилактического
техобслуживания и наличия служб по ремонту.
В таких установках в качестве топлива используются газ или высококачественное
жидкое топливо. Выпускаются также установки, сжигающие уголь, но
уголь не обычный, а обогащенный, очищенный от вредных компонентов, называемый
часто "бездымным". Производство малогабаритных водонагревателей
налажено в таких странах как Г ермания, Италия, Чехия, Словакия и др.
В России Таганрогский котельный завод, известный как производитель
мощных энергетических котлов осваивает производство малых газовых водогрейных
котлов марки "ТКЗ-Озон" производительностью 1150 кВт («1 Гкал/ч).
Расчетный коэффициент полезного действия этих котлов 94,7%. Создана малогабаритная
котельная, способная работать без постоянного обслуживающего персонала,
размещаемая в двух транспортабельных блок-модулях полной заводской
готовности размерами 3x7x3,3 м. В одном блоке размещается котел "ТКЗ-Озон", в
24Начатое строительство Семипалатинской ТЭЦ-3 было прекращено из-за отсутствия
финансирования.
324

другом - вспомогательное оборудование. Один комплект может обеспечить отоплением
и горячей водой примерно 150 квартир. Блок-модуль котла может быть
установлен на кровле или чердаке обслуживаемого здания, или встроен в здание,
либо оба могут быть размещены в отдельно стоящем корпусе (например, для отопления
нескольких коттеджей).
Европейские фирмы предлагают потребителям широкий выбор газовых водогрейных
установок малой производительности, например, фирма
"PROTHERM" (Чехия, Словакия) предлагает навесные газовые котлы производительностью
от 12 до 50 кВт (от 0,01 до 0,04 Гкал/ч), которые могут применяться
для автономного отопления и горячего водоснабжения отдельных квартир, коттеджей
и помещений площадью до 400 м2. Фирма "ARISTON" (Италия) производит
гамму настенных и напольных газовых котлов только для отопления, только
для горячего водоснабжения или для обоих видов тепловой нагрузки производительностью
от 22,3 до 27,4 кВт (от 0,019 до 0,024 Гкал/ч).
Эти и другие, аналогичные водонагревательные установки позволяют поддерживать
владельцу желаемый температурный режим в обогреваемом помещении
автоматически или вручную (Рис. 3.10.14).
Применение таких водонагревателей в жилых зданиях серийной застройки
советских времен сопряжено с трудностями удаления дымовых выбросов, так как
из-за отсутствия специальных дымоходов придется выводить их наружу сквозь
стены помещений, в которых такой котел будет смонтирован. Население городов
все больше проникается искренним желанием сохранять экологическую чистоту
среды обитания. Понятно, что множество индивидуальных теплоисточников,
сконцентрированных в жилом массиве, пусть даже с допустимыми по каждой
установке выбросами вредных ингредиентов, сложившись, могут стать серьезным
фактором загрязнения воздуха угарным газом и окислами азота на уровне дыхания.
Здесь можно провести аналогию с засильем автотранспорта на улицах, усугубляемую
еще и тем, что жители вынуждены будут вдыхать выхлопы собственных
теплоисточников, находясь у себя дома.
В интересах общества не допустить бесконтрольное распространение индивидуальных
теплоисточников, тем более, что это связано с увеличением объема
транспортировки газа или жидкого топлива внутри города и дополнительным
осложнением решения экологических проблем.

Принципиальная схема навесного котла
Рис. 3.10.14
1- Г орячая вода на отопление.
2 - Холодная водопроводная вода.
3 - Вода на горячее водоснабжение.
4 - Газ.
5 - Обратная отопительная вода.
6 - Трехходовой кран.
7 - Водоводяной теплообменник.
8 - Циркуляционный насос.
9 - Газовая горелка.
10 - Газоводяной теплообменник.
11 - Вытяжной вентилятор.
12 - Расширительный бак.
13- Стена.
14 - Воздухозаборник.
15-Дымоход
326

3.10.11 Отношение к теплофикации в развитых странах Мира
Централизованное теплоснабжение с комбинированной выработкой теплоты
и электроэнергии привлекло развитые западные страны одним неоспоримым
преимуществом, отвечающим их современному менталитету, - большим потенциалом
энергосбережения (только топлива экономится до 30%) и, следовательно,
возможностью существенного снижения вредного воздействия теплоэнергетики
25
на окружающую среду^.
По инициативе Датского национального комитета в рамках Мировой Энергетической
Конференции (МИРЭК) создан международный комитет по централизованному
теплоснабжению и теплофикации, объединяющий представителей
Австрии, Дании, Болгарии, Финляндии, Франции, Германии, Италии, Великобритании,
Южной Кореи и др.
Европейская Энергетическая Хартия, принятая в Гааге 17 декабря 1991г.,
предусматривает "поддержку и поощрение комбинированного производства электроэнергии
и тепла, а также мер, направленных на повышение эффективности
производственных и распределительных систем центрального отопления зданий и
промышленных предприятий"^.
В настоящее время основными теплоснабжающими установками в западных
странах, развивающих централизованное теплоснабжение, являются ТЭЦ.
Кроме традиционных видов топлива используются побочные продукты производства,
всемерно стимулируется сжигание на ТЭЦ городских отходов, мусора. Наряду
с мощными паровыми турбинами (150 - 400 М Вт) используется оборудование
средней и малой мощности (до 25 М Вт).
Большинство этих стран, объединив усилия в разработке научнотехнических
направлений в развитии теплофикации, могут использовать все потенциальные
преимущества этой технологии благодаря высокому качеству оборудования
и материалов, строительства и эксплуатации, высокой степени автоматизации
процессов, контроля и учета.
Внедрению систем централизованного теплоснабжения в западных странах
способствует, также, высокий технический уровень систем тепловых сетей. Широко
применяются трубопроводы с высокоэффективной, экологически чистой
теплоизоляцией и пластмассовой оболочкой, наносимыми в заводских условиях, в
сочетании с бесканальной прокладкой теплопроводов. Такие конструкции в новом
строительстве занимают около 90%. В Дании, например, они применяются с
начала 60-ых годов.
-^Международная ассоциация централизованного теплоснабжения и холодоснабжения на
ежегодной конференции в г. Торонто (Канада) отмечала, что применение ТЭЦ позволит
снизить выбросы С 02 на 55-70%.
-^Договор к Энергетической Хартии и Протокол к ней по вопросам энергетической эффективности
и соответствующим экологическим аспектам ратифицированы Казахстаном
18.10.1995г.
327

Совершенные технические решения конструкций теплопроводов и оборудования
тепловых сетей, обеспечивающие минимальные потери теплоты и теплоносителя,
удобство монтажа, эксплуатации и ремонтов - это то, что принципиально
отличает уровень западной технологии в транспорте теплоносителя от технологии
в странах вышедших из состава СССР (в частности, от реализованной в
Казахстане), гарантирует высокий стандарт теплоснабжения и позволяет выигрывать
в конкуренции с системами высококачественного (по западным же стандартам)
децентрализованного теплоснабжения.
3 .1 0 .1 2 Р а з в и т и е т е п л о ф и к а ц и и в р ы н о ч н ы х у с л о в и я х
Рыночные условия привнесли свою специфику в развитие топливно-энергетического
комплекса и, в том числе, в теплофикацию. Изменились, в первую
очередь, условия финансирования. Прекращение централизованных инвестиций в
энергетическую отрасль практически исключило возможность крупномасштабного
технического перевооружения действующих теплоэлектроцентралей, потребность
в котором назрела еще в восьмидесятые годы истекающего XX столетия. В
переходном периоде к новым экономическим отношениям еще не созрели условия
для крупного инвестирования частным капиталом - велика степень риска.
Кроме этого фактора на развитие теплофикации оказывают влияние новые
тенденции в формировании структуры топливно-энергетического баланса, темпы
изменения уровней электро- и теплопотребления по регионам страны, величины
тарифов на электрическую и тепловую энергию, наконец, эффективность новых
форм управления в электро- и теплоснабжении. Экономический кризис привел к
спаду потребления теплоэнергии за пятилетие 1990-1995 годов на 30%, и планировавшийся
ввод новых мощных ТЭЦ и расширение действующих в период до
2005 года потерял актуальность на ряд лет переходного периода. Обострилась
проблема поддержания работоспособности существующих мощностей, половина
которых требует значительных капиталовложений для радикального обновления
из-за достижения предельного срока наработки.
В таком же положении находятся и теплосети, тепловые потери которых
сводят почти "на нет" всю экономию топлива, получаемую за счет выработки
электроэнергии на тепловом потреблении. Тепловые сети в Казахстане - это относительно
недорогие, но и самые ненадежные городские инженерные сооружения.
Из-за неудовлетворительного состояния большинства тепловых сетей в городах
затраты энергии на транспортирование теплоты неоправданно велики. Проложенные
под землей в непроходных каналах тепловые сети работают в переменных
температурно-влажностных, способствующих коррозионным процессам, условиях.
Антикоррозионные и теплоизоляционные покрытия имеют срок службы
вдвое-втрое меньше нормативного. Например, тепловые сети в зоне теплофикации
г. Алматы имеют 80-90 повреждений в год. Часто выходят из строя участки
теплосетей отслужившие 15 лет, в то время, как нормативно безотказный срок
службы должен быть не менее 30 лет.
Усиление подобных тенденций может привести к тому, что затраты на ремонты
и восстановление станут сопоставимы с начальной стоимостью систем
328

транспортирования теплоты и превысят стоимость альтернативных форм теплоснабжения,
особенно в газифицированных районах страны.
Самые "узкие места" в системах теплоснабжения:
• плохая защита стальных труб от коррозии;
• ненадежность теплоизоляционных конструкций;
• недостаточный уровень автоматизации и совершенствования режимов
отпуска теплоты;
• невозможность регулирования температуры внутри отапливаемых помещений
по желанию потребителя;
• низкое качество технического перевооружения, текущих и капремонтов.
Опыт строительства и эксплуатации теплофикационных систем в странах
Европы демонстрирует, что ни один из перечисленных выше недостатков систем
транспорта теплоты не является объективным свойством систем централизованного
теплоснабжения и, в том числе, теплофикации. Они возникли в Казахстане в
советские времена на почве недооценки необходимости серьезной организации
управления, финансирования и оснащения систем централизованного теплоснабжения
оборудованием, материалами и приборами, отвечающими мировым стандартам
и интересам потребителей теплоты.
За годы развития теплофикация в Казахстане приобрела большое экономическое
и социальное значение, поскольку надежно обеспечивает теплом большинство
городов, одновременно занимая в структуре электрогенерирующих
мощностей энергосистемы республики до 40%, вытесняя мелкие неэкономичные
котельные, способствуя улучшению экологической обстановки и обеспечивая
население интересной работой, требующей высокой квалификации.
Тенденция к быстрому повышению стоимости топлива до уровня мировых
цен, понижает предел необходимых тепловых нагрузок, при котором комбинированный
способ производства электроэнергии и теплоты выигрывает в конкуренции
с раздельной схемой. Если до 1990 года таким пределом были 700 Гкал/ч
(ТЭЦ мощностью не менее 200 МВт), то на пороге 2000 года практически уже нет
этого ограничения. Строительство ТЭЦ от 12 до 100 МВт может быть по силам
местным бюджетам при поддержке предпринимателей. При этом станет возможным
эффективное сжигание городских отходов вместо привозного топлива, что
будет существенным дополнительным вкладом в решение экологических проблем.
На волне кризисной ситуации в системах теплофикации появились предложения
о замещении этих систем на альтернативные, например, автономные,
обеспечивающие комфортные условия для потребителей. Действительно, при
определении себестоимости энергии по действующему физическому методу распределения
затрат на топливо, тарифы на тепловую энергию от котельных для
потребителей могут оказаться выгоднее, чем от ТЭЦ. Для повышения конкурентоспособности
производства теплоты на ТЭЦ необходимо усовершенствовать
методику разнесения эксплуатационных расходов на производство электроэнергии
и теплоты. За основу может быть принята методика, применяемая в России,
учитывающая отнесение части сэкономленного в процессе комбинированной
выработки топлива на теплоэнергию.
329

В условиях рыночной экономики интересы производителей и потребителей
теплоэнергии не совпадают: производитель стремится произвести и продать
больше, а потребитель - стремится максимально сократить теплопотребление и
платить по более низкой цене. Очевидно, что обеспечение соблюдения прав потребителей
на приобретение желаемого количества, качества и стоимости теплоэнергии,
предлагаемой системами централизованного теплоснабжения, требует
отделить их от производителей возможностью приборного учета количества и
качества потребленного энергетического продукта. Эта мера позволит поставить
под контроль уровень потерь теплоэнергии и теплоносителей, который обычно
"скрыт" от потребителя в цене единицы теплоты. Останется найти способ исключения
из тарифов составляющей сверхнормативных потерь, и, таким образом,
создать своего рода экономический стимул для производителей и распределителей
теплоты в системах централизованного теплоснабжения к совершенствованию
и обновлению технологий и оборудования энергоисточников и тепловых
сетей. И здесь вплотную встает вопрос об управлении развитием теплоснабжения.
Размещение ТЭЦ за городом приводит к удорожанию транспорта теплоносителя
и увеличению тепловых потерь. Котельные, особенно, малой производительности
можно размещать непосредственно около потребителей, но это приводит
к глубокому вводу потоков транспорта топлива и золы при сжигании углей,
увеличивается отрицательное "экологическое давление" на город. В каждом конкретном
случае решают экономическая выгода, экологическая безопасность, взаимная
удовлетворенность потребителей и производителей теплоэнергии, наконец,
здравый смысл.
Общество заинтересовано в рациональном использовании ископаемого топлива,
как одного из важнейших стратегических ресурсов страны. От этого зависит
энергетическая и экологическая безопасность Республики. Поскольку на це- ли
теплоснабжения расходуется более половины сжигаемого в стране топлива и при
этом с неоправданными потерями, развитие теплоснабжения недопустимо доверить
только бесконтрольной стихии рынка, тем более - в период его становления.
В рамках периодически обновляемой Энергетической Программы республики
должна присутствовать и программа организации и развития теплоснабжения.
Чтобы каждый потенциальный производитель тепловой энергии мог правильно
"вписать" свою систему теплоснабжения или теплоисточник в инфраструктуру
города или местности, он должен согласовывать свои проекты с государственной
или региональной концепцией развития теплового хозяйства, воплощенной
в схеме теплоснабжения города, утверждаемой городской администрацией.
Это требование сможет быть реализовано только при наличии в стране
либо закона о теплоснабжении, либо соответствующих разделов в законе об энергосбережении,
закрепляющих государственную концепцию по вопросам организации
и развития теплоснабжения и препятствующих реализации систем теплоснабжения,
ведущих к перерасходу топлива и негативным экологическим последствиям.
В соответствии с этим законом местные власти несут ответственность за
планирование и выполнение проектов теплоснабжения на местном уровне, гарантируют
общественные и экологические преимущества их осуществления, соответствие
национальной политике развития энергетики.
330

Контролирующее воздействие государства на развитие систем теплоснабжения
должно осуществляться и через государственные стандарты на оборудование
и материалы всего теплового хозяйства от теплоисточника до теплоиспользующих
установок, а также через специальный орган, контролирующий эксплуатационную
пригодность действующего основного оборудования и трубопроводов.
Негосударственные (акционерные и другие) коммерческие предприятия,
занимающиеся производством и транспортировкой теплоэнергии, проектированием,
строительством или демонтажем оборудования, зданий и сооружений систем
теплоснабжения должны иметь государственные лицензии.
Имея огромные основные фонды в системах централизованного теплоснабжения
в городах, застройка которых ориентирована на применение, именно,
таких систем, было бы непростительной ошибкой отказаться от поддержки этих
фондов в работоспособном состоянии и систематического доведения их до уровня
современных требований. Практика теплофикации в развитых странах показывает,
что при обеспечении нормальных условий эксплуатации и оснащения эта технология
эффективнее и экономичнее децентрализованного теплоснабжения как
для производителей теплоты, так и для потребителей.
На первом' этапе предстоит приобретать оборудование для теплоисточников
и тепловых сетей в западных странах и России (параллельно могут возникать
совместные с инофирмами производства его на предприятиях страны). Государство
должно обеспечить режим налогообложения благоприятствующий (хотя бы
временно, на определенный период) привлечению инофирм и собственных предпринимателей
к решению проблем теплофикации.
В условиях Казахстана в ближайшей обозримой перспективе нет убедительной
альтернативы, способной конкурировать с системами теплофикации. Но
для этого необходимо быстрое обновление отслужившего оборудования и трубопроводов
на основе современной техники. Здесь важнейшую роль будет иметь
умелое руководство процессом развития систем коллективного теплоснабжения,
высокие налоги на прямое использование электроэнергии для теплоснабжения и
виды топлива, сжигание которых необходимо ограничить или не допустить, налоги
на выбросы. Вероятно в ближайшее время встанет проблема сокращения выбросов
углекислого газа (СО2). Пошлина на выбросы этого газа, по опыту самой
теплофицированной страны Европы - Дании, резко помогает улучшить ситуацию
для систем теплофикации, так как снижение выбросов С 02 в наилучшей степени
достигается при комбинированной выработке теплоты и электроэнергии.

Глава IV
Организационная структура электроэнергетики Казахстана
4.1 Поиск оптимального соотношения собственности и
формы содержания
Электроэнергетическая отрасль Республики Казахстан, как самостоятельная
организационная структура, как указано в предыдущей главе, создана в 1991 году,
после распада Советского Союза. С момента своего образования страна предпринимала
усилия по совершенствованию своей экономики в области электроэнергетики
за счет сокращения зависимости от импорта энергии, повышения эффективности
собственной производственной базы путем поиска различных стимулирующих
организационных форм. Принятый в 1994 году план приватизации
электроэнергетической отрасли предусматривает полное преобразование государственных
предприятий в акционерные компании с последующей продажей государственных
пакетов акций. При этом только специально образованная из межгосударственных
и межрегиональных электрических сетей НЭС "Казахстанэнерго" остается
естественной монопольной государственной компанией. На базе этой компании,
куда входит оперативно-диспетчерское управление энергетикой Казахстана, формируется
оптовый рынок с созданием в, последующем, ЭнергоПУЛа Казахстана.
За годы проведения организационной реформы в структуре отрасли произошли
кардинальные изменения. В настоящее время функционируют следующие
структуры:
• независимые территориальные компании с полным циклом производства,
транспорта и распределения электроэнергии и тепла - Мангистауский
энергокомбинат (МАЭК) и акционерная энергосистема Алтайэнерго,
отпускающие электроэнергию собственным потребителям по установленным
ТерКомами тарифам;
• транспортная государственная компания - НЭС'Казахстанэнерго";
• независимые приватизированные электростанции Аксуская ГРЭС,
Экибастузская ГРЭС-1 и Жамбылская ГРЭС, с функциями производства
электроэнергии, продажи ее НЭС, также оптовым потребителям по
прямым договорам;
• интегрированные промышленностью электростанции - ТЭЦ ЦГХК,
ТЭЦ КМК, Балхашская ТЭЦ, Алгинская ТЭЦ, Чардаринская ГЭС,
Павлодарская ТЭЦ-3, Карагандинская ГРЭС-2 с функциями производства
и продажи электроэнергии собственным потребителям и территориальным
компаниям по утвержденным ТерКомами, а теперь уже по свободным
ценам.
Национальная энергетическая система создает оптовый рынок электроэнергии
за счет производства ее на базовых электростанциях Республики, дополнительной
закупки за рубежом, последующего транспорта во все регионы и про­
332

дажи ее территориальным энергокомпаниям, а также отдельным потребителям,
имеющим глубокие вводы высокого напряжения.
Территориальные энергосистемы производят собственную электроэнергию
и обеспечивают своих региональных потребителей, докупая у НЭС или непосредственно
у производителей, включая импорт, недостающую или продавая НЭС
избыточную электроэнергию.
Однако, в энергосистемах, и в территориальных, и в НЭС, нет того, что есть
на Западе: четких правил, побуждающих электростанции, особенно региональных,
наращивать выработку продукции и снижать ее себестоимость. Поэтому задачей
ряда субъектов энергосистем является- планировать побольше затрат на производство
вне связи с количеством продукции и ее себестоимости.
Выделение в независимые ряды электростанций серьезно меняет психологию
их руководителей, например Аксуской ГРЭС, Экибастузских ГРЭС-1,2,
Жамбылской ГРЭС, в пользу экономического подхода при решении разных вопросов.
Р еализованная как первы й этап рест рукт уризация от расли К азахст а­
на обеспечивает :
• сглаживание различий в региональных тарифах за счет усреднения себестоимости
электроэнергии региональных энергосистем и отпускного
тарифа НЭС, в результате чего отпускной тариф одноименным категориям
промышленных потребителей отличается не более чем на 60%;
• повышение платежной дисциплины участников оптового рынка, так
как большинство региональных энергосистем превратились в покупателей-перепродавцов
электроэнергии НЭС или непосредственно у производителей;
• коренные изменения сознания руководителей областей, крупных потребителей
в отношении электроэнергии, как к товару;
• естественную стабилизацию стоимости электроэнергии при производстве,
транспорте и реализации;
• коллективы энергокомпаний начали считать деньги, балансировать товар,
бороться за повышение уровня реализации;
• приостановлен рост внешних и внутренних долгов в отрасли;
• приведено в соответствие границ органов управления и энергокомпании,
к руководству компании пришли новые люди с новыми подходами;
• созданы юридические, экономические, структурные условия для привлечения
внутренних и иностранных инвесторов.
В т ож е врем я сущ ест вую щ ая ст рукт ура не м ож ет обеспечит ь:
• достижение максимальной экономичности работы электростанций как
региональных энергосистем, независимых электростанций, так и государственных
электростанций из-за того, что практически нет конкуренции
среди производителей, потому как в региональных энергосистемах
сосредоточено и производство и продажа ее региональным потре­

бителям, в НЭС сосредоточено и производство и продажа электроэнергии
региональным системам;
• в существующей структуре отсутствует понятие "базисная, полупиковая
энергия", что занижает экономические возможности электростанции,
работающих в полупиковых и пиковых частях графика;
• самофинансирование всех звеньев энергетики, поскольку при назначении
тарифов закладывается уровень рентабельности, не позволяющий
осуществлять развитие, реконструкцию, модернизацию предприятий;
• равные стартовые предпосылки для развития конкуренции из-за того,
что региональная система всегда будет добиваться первоочередной
продажи собственной электроэнергии, а затем уже покупной из НЭС путем
завышения регионального тарифа;
• заинтересованность регионов в развитии собственных источников
энергии, поскольку развитием занимаются только энергокомпании, т.е.
структуры, заинтересованные в получении прибыли от производства и
продажи электроэнергии.
В ценовой и ант им онопольн ой п о ли т и ке Р еспублики от сут ст вую т :
• связь между стоимостью электроэнергии, топливом. Внутренней Валовой
Продукцией (ВВП), покупательской возможность потребителей;
• побуждение к энергосбережению, так как не изучены нормативы
энергопотребления, стоимость обновления морально устаревшей технологии
у потребителей и производителей;
• объективная дифференциация тарифа по структурам потребителей;
• учет факторов времени, условий потребления электроэнергии и мощности;
• учет факторов содержания оборудования в надлежащей форме и развитие
энергетики вообще.
В ц е л я х сниж ения сущ ест вую щ их от рицат ельн ы х ф акт оров необходимо:
• более широкое использование коммерческих принципов в работе поставщиков
электрической и тепловой энергии;
• расширение конкуренции;
• активное участие потребителей там, где есть возможности конкуренции
и применение коммерческих принципов ограничены.
К ом м ерческие принципы . Энергоснабжение должно создаваться как
"индустрия услуг", производящая товар, отвечающий запросам потребителей.
Такая коммерческая ориентация резко отличается от положения, имеющего место
в большинстве государственных учреждений и государственных предприятий
коммунальных услуг, вынужденных решать многочисленные и противоречивые
задачи, пользующихся неправильными методами расчета затрат и финансовых
рисков и мало заботящихся о получаемых долгах и качестве предоставляемых
334

услуг. При таком положении руководители лишены заинтересованности в удовлетворении
запросов потребителей или достижении приемлемой прибыли на вложенные
средства за счет эффективной эксплуатации и надлежащего ремонта и
обслуживания. Отрасль является объектом постоянного вмешательства со стороны
государственных органов, что отрицательно сказывается на решения оперативных
вопросов, инвестиций, установления цен, кадровой политики и выбора
технологии. Общепринято рассматривать энергетическую службу как потенциально
"коммерческие" предприятия, поскольку именно по линии этой отрасли
легче всего возмещать затраты на предоставление оказываемых ими услуг за счет
увеличения платы или тарифов. Основными условиями для этого является постановка
достаточно узких и хорошо сфокусированных целей, финансовая и управленческая
самостоятельность (с жесткими бюджетными ограничениями), а также
ответственность по отношению к потребителям и источникам финансирования.
К онкуренция. Конкуренция способствует повышению эффективности и
предоставляет потребителям право выбора, которое, в свою очередь, ведет к
повышению ответственности со стороны поставщиков услуг. Правительства не
используют потенциальные преимущества конкуренции, даже в іех областях
деятельности, где не существует объективной монополии, таких как низковольтные
распределительные сети, освещение. Во многих областях энергетики открытая
конкуренция на рынке возможна, существуют способы использования преимуществ
конкуренции. В отрасли с высоким уровнем "невозвратных" капиталовложений
конкуренция может дать ряд преимуществ. Даже в гех структурах,
где количество служб объективно ограничено, существующая нормативная база
может заставить их конкурировать между собой не непосредственно, а на основе
установленных критериев качества и эффективности.
У част ие пот ребит елей и других ш инт ересованны х сторон. Во многих
отраслях инфраструктуры рыночная конъюнктура не может служить надежным
источником информации об уровне спроса или критерием оценки показателей
работы. Гам, где потребители лишены выбора и вынуждены пользоваться жесткой
сетью инфраструктурных услуг, они не имеют возможноепі выражать свои предпочтения
или неудовлетворенность этими услугами, обратившись к другим поставщикам.
В таких обстоятельствах нужны другие средства для того, чтобы
создать зависимость поставщиков услуг от запросов потребителей. Используя
различные механизмы для расширения участия в принятии решений, а также
путем более широкого доступа к информации об инфраструктурных услугах, потребители
и дру гие заинтересованные стороны могут быть представлены в процессе,
обеспечивающем планирование, финансирование и осуществление услуг
инфраструктуры (а в некоторых случаях и брать на себя определенную степень
ответственности).
Многие из вышеизложенных идей не являются новыми, а некоторые из
них. в принципе, уже одобрены государственными органами, хотя, может быть и
не все из них успешно внедрены в практику. Три фактора:
• технологический прогресс;
335

• более прагматичный подход и внимание к воздействию инфраструктуры
на положение бедного населения;
• необходимость экономической стабильности
создали новый климат для реформ. Новые методы привлечения частных финансовых
средств для инвестирования вытесняют традиционные способы создания
инфраструктуры путем бюджетного финансирования. Многие страны
сегодня пользуются этими возможностями для проверки новых идей и подходов.
Возможности конкуренции при предоставлении услуг электроэнергетики
заметно различаются в зависимости от технологии. Там, где удельные издержки
на обслуживание дополнительного пользователя снижаются при большом объеме
производства, возникает "эффект масштаба" - важный фактор возникновения
"естественной монополии". Это - общеупотребительный термин, хотя лучше
использовать его с осторожностью, поскольку многие не являются в действительности
естественными, а порождены скорее политикой, чем технологией. В то же
время, предприятия отрасли значительно отличаются друг от друга в том, что
касается масштабов, необходимых для снижения расходов. Например, оптимальные
размеры высоковольтной сети электропередачи могут достигать национального
масштаба, в то время как связанная с объемом экономии удельных затрат на
теплоснабжение может быть достигнута на городском уровне. Даже внутри отраслей
различные стадии производства имеют разные характеристики. В энергетике
эффект масштаба при генерировании энергии зачастую исчерпывается при достижении
мощности, незначительной по сравнению с размерами хорошо развитого
рынка. Отрасли отличаются также по величине невозвратных издержек, что
также может быть потенциальным фактором. При относительном отсутствии невозвратных
издержек компаниям легче внедряться на рынок, прекращать деятельность,
а также вступать в конкуренцию. Такие отрасли называются открытыми для
конкуренции. Технологические и экономические различия в сфере производства
дают возможность "дробления" - отделения компонентов отрасли, предполагающих
естественную монополию, от тех, что допускают более свободную конкуренцию.
Таким образом, для повышения эффективности могут быть использованы
три основных средства активизации коммерческой деятельности в государственном
секторе:
• акционирование, обеспечивающее определенную независимость государственных
предприятий и в то же время ограждающее предприятия
энергетики от давления и ограничений некоммерческого характера;
• заключение между государством и лицами, управляющими государственными
или частными предприятиями, занимающимися представлением
услуг по энергообеспечению, четко сформулированных контрактов,
повышающих уровень самостоятельности и ответственности посредством
конкретизации задач деятельности, отражающих установленные
правительством цели;
3 3 6

• стратегия ценообразования, призванная обеспечить возмещение издержек
производства и оптимальную форму финансовой независимости
предприятий коммунального хозяйства, а в некоторых случаях - и общественных
работ.
4.2 Коммерческие принципы управления
в государственном секторе
Ощутимое и многостороннее потенциальное воздействие электроэнергетики
на развитие экономики вытекает из некоторых технических и экономических
характеристик, которые отличают ее от большинства других товаров и услуг.
Именно эти характеристики привлекают к энергоснабжению особое внимание
государства.
Успешная работа предприятий энергетики, как в государственном, так и
в частном секторах, определяется, как правило, коммерческими принципами и
отражает следующие основные характеристики:
• наличие ясных и логически связанных целей, ориентированных на оказание
услуг;
• независимое управление, при котором и руководители, и работники отвечают
за результаты деятельности;
• финансовая независимость.
Принципы, лежащие в основе этих характеристик, естественны для частного
предприятия, но далеко не всегда - для организаций в государственном секторе
экономики. Государственные ведомства вынуждены добиваться сбалансированного
подхода ко множеству различных экономических, социальных и политических
задач, и то, что решение этих задач отражается на деятельности всех структур
государственного сектора, включая предприятия энергетики, - обычное явление.
Точно также управлению работой персонала в государственном секторе часто
мешают многочисленные ограничения, относящиеся к обеспечению ответственности
и вознаграждения за хорошие показатели. Кроме того, во многих случаях
финансовое положение государственных организаций и предприятий зависит от
бюджетных мер, принимаемых без учета результатов деятельности, и от решений
в области ценообразования, при выработке которых определяющую роль играют
политические соображения. Названные факторы часто препятствуют рациональной
организации производства.
А кционирование. Четкое отделение предприятий энергетики от государства
начинается с преобразования государственного ведомства в государственное
предприятие в целях повышения административной самостоятельности. Во многих
странах этот переход уже произошел.
Акционирование предприятия - это следующий шаг, дающий государственному
предприятию независимое положение и устанавливающий для него тот
же самый правовой режим, который распространяется на частные компании.
Акционирование означает, что предприятие попадает под действие типового торгового
и налогового законодательства, принципов ведения отчетности, правил

конкурентной борьбы и трудового законодательства и в меньшей степени подвергается
вмешательству государства. На практике такое преобразование не всегда
бывает полным, потому что государственные предприятия не сталкиваются с
адекватной конкуренцией и не имеют исключительно коммерческих целей. Например,
акционирование подразумевает переход работников, имевших статус
государственных служащих, к работе по контракту, положения которого подчиняются
действию обычного трудового законодательства. Но и в рамках корпоративной
организационной структуры государственные предприятия неохотно сокращают
число работников. Опыт развивающихся стран показывает, что осуществление
обычного трудового законодательства и сокращение кадров, необходимые
для успешной реорганизации, более приемлемы в политическом отношении, а
следовательно, и более терпимы в тех случаях, когда увольнение сопровождается
выплатой выходного пособия.
Ч ет кие ц ели и от вет ст венност ь руководит елей. Акционирование приводит
к созданию организационной структуры, но, помимо этого, превращает
проблему государственного управления в более ясную, хотя и достаточно трудную
задачу управления корпорацией. Одни лишь организационные изменения не приводят
к появлению ясных целей и не создают у руководителей заинтересованности
стремиться к их достижению. Во многих странах государственные ведомства
и предприятия уже работают на основе коммерческих принципов, но деятельность
руководителей не стала от этого эффективнее. Многие руководители утверждают,
что предоставленная им независимость слишком ограничена, чтобы обеспечить
эффективность, и что в любой момент они могут ее потерять. Многие работники
утверждают, что у них слишком мало стимулов, чтобы эффективно работать,
потому что и за хорошую, и за плохую работу полагается одно и тоже вознаграждение.
А многие пользователи могли бы заявить, что акционирование не обеспечило
повышения качества услуг или расширения сферы обслуживания.
Если использование рыночного варианта решения проблем управления
предприятиями в государственном секторе невозможно, следовало бы рассмотреть
три других метода организации отношений между государством и предприятиями
энергетики.
• Договора о повышении эффективности производства оставляют право
на принятие всех решений за государственным сектором. Они представляют
собой попытку усилить ответственность работников и руководителей
за результаты деятельности и добиться более строгой направленности
работы посредством точного определения ожидаемых показателей,
а также функций, обязанностей и видов вознаграждения всех участников
процесса.
• Контракты на организацию производства возлагают на частных поставщиков
услуг ответственность за управление предприятием, например
ТОО, ремонтным или энергетическим предприятием. Эти контракты
повышают самостоятельность руководства и снижают риск государственного
вмешательства в текущую деятельность государственного
предприятия.
• Контракты на производство работ возлагают на частных поставщиков
услуг ответственность за поставку конкретного вида услуг при
338

меньшей стоимости или привлечение конкретного профессионального
опыта и знаний, которые отсутствуют в государственном секторе, например,
в области проектирования.
П о ли т и ка цен и ф инансовая независим ост ь. Третьим фактором успешной
организации услуг по энергоснабжению на коммерческой основе является
создание надежных источников прибыли, дающих предприятиям-поставщикам
больше финансовой самостоятельности. Принципы ценообразования ориентированы
на возмещение издержек в размере, достаточном для обеспечения финансовой
независимости предприятий. Такая политика ценообразования сосредоточена
на возмещение трех основных компонентов расходов: расходов на подключение,
пользование и обеспечение максимальной производственной мощности.
4.3 Электроэнергетика и рыночные механизмы
При переходе от государственной монополии к системе, придерживающейся
рыночных принципов, для уравновешивания интересов различных сторон в
конкретных проектах и для создания стабильности, необходимой для долгосрочных
инвестиций, требуется введение хозяйственных договоров, исполнение
которых может быть обеспечено в установленном законом порядке. Необходимо
также наличие исчерпывающих и четких "правил игры", носящих недискриминационный
характер. Создание описанных условий в долгосрочном плане является
чрезвычайно желательным, однако опыт показывает, что для перехода к предоставлению
услуг частными организациями и для введения конкуренции не обязательно
ждать закрепления таких правил в развитой и установленной в законном
порядке системе государственного регулирования.
Само по себе регулирование не является совершенным, поскольку
"надлежащие" методы регулирования отнюдь не самоочевидны. Оно несовершенно
и потому, что для эффективного экономического регулирования необходима
такая степень развития информационной базы и самой системы, достичь которой
невозможно или удается лишь в редких случаях. По этой причине регулирующие
органы подвержены внешнему манипулированию. В случае, когда имеется конкуренция
со стороны альтернативных товаров и услуг, регулирование может
также совершенно неожиданно дать обратные результаты. Более широкое признание
недостатков регулирования привело к успехам в разработке простых правил,
которые могут стать непреложным законом для регулирующих органов и ведут к
предсказуемым и последовательным результатам. Кроме того, эффективность
процесса регулирования может быть дополнительно повышена за счет участия в
нем других заинтересованных сторон, в частности, потребителей.
Д р о б лен и е ус луг для введения конкуренции. Является ли процесс электроснабжения
более эффективным, когда производство, передача и распределение
энергии координируется в рамках одной хозяйственной единицы, или
следует произвести разделение этих различных этапов снабжения электроэнергией?
3 3 9

В центре решения подобных проблем находится концепция естественной
монополии, существование которой предполагается в тех случаях, когда один
производитель может обслуживать весь рынок с меньшими издержками, чем это
могли бы делать два или более производителя. Именно это происходит, когда
издержки производства и расходы на предоставление услуг падают по мере роста
объема производства (явление, обычно называемое эффектом масштаба). В отраслях
энергетики обычной практикой является также предоставление одной организацией
ряда услуг (электро-, тепло-, пароснабжение), часть из которых может
быть отнесена к категории естественных монополий, в то время как другие к этой
категории не от носятся. При этом естественная монополия в предоставлении
одной услуги может дать производителю преимущество в других областях, услуги
в которых могли бы предоставляться на конкурентной основе. Такая ситуация
наблюдается в случаях, когда одному производителю удается с меньшими затратами
предоставить более одной услуги в рамках единой организации, чем при
выполнении той же работы по предоставлению каждой из таких услуг самостоятельными
хозяйственными единицами. В таком случае считается, что существует
экономия, обусловленная группированием видов деятельности.
За счет выделения в отрасли сегментов, которым присущи характеристики
естественной монополии, дробление стимулирует появление новых участников на
таком рынке и конкуренцию в тех сегментах, которые потенциально ее допускают.
Без описываемого дробления предоставление услуг во всей отрасли может
остаться монополистическим, несмотря на то, что целый ряд видов деятельности
может осуществляться на конкурентной основе. Групповая структура отраслей в
прошлом была обоснована двумя причинами. Во-первых, в тех случаях, где
отмечалась значительная экономия на группировании видов деятельности, дробление
повышало издержки на предоставление услуг. При этом в тех случаях, когда
существует экономия на группировании, ее следует сравнивать с выгодами, обусловленными
тем, что поведение экономических субъектов в условиях конкуренции
направлено на минимизацию издержек. Во-вторых, в рамках предприятий,
занимавшихся предоставлением целого спектра услуг, субсидирование одного
вида услуг за счет другого широко использовалось в качестве основного механизма
субсидирования услуг бедным потребителям или потребителям в отдаленные
районы. При этом, однако, дробление также представляется желательным,
поскольку благодаря ему отчетливее прослеживаются перекрестные субсидии
между различными видами деятельности, происходит более четкое выделение
потребностей в субсидиях для предоставления услуг бедным и улучшается отчетность
руководства. Преобладающая тенденция совершенно очевидна - идет интенсивное
дробление инфраструктуры на отдельные сегменты.
В ерт икальное дробление. На примере электроэнергетики можно продемонстрировать
взаимодействие технического прогресса и государственного регулирования.
Законом 1989 г. "О регулировании деятельности компаний в области
коммунального хозяйства" в США было установлено, что компании, занимающиеся
электроснабжением , обязаны покупать электроэнергию у независимых
производителей. Это требование дало более эффективным производителям элек­
340

троэнергии возможность проникнуть в данную отрасль, и в числе таких производителей
оказались компании, генерирующие тепловую электроэнергию в ходе
основного производственного процесса (совместное производство электрической
и тепловой энергии). Распространение получили также газовые турбины с комбинированным
циклом, использующие не загрязняющий окружающую среду
природный газ и не требующие больших капиталовложений, хотя значительное
число независимых производителей электроэнергии по-прежнему используются
традиционные технологии.
Такое вертикальное дробление - отделение процесса производства электроэнергии
от ее передачи и распределения - с тех пор успешно применяется во
многих развивающихся странах, что позволило значительному числу новых компаний
войти в эту отрасль. Наиболее вероятно, что область передачи электроэнергии
останется естественной монополией. Сеть ее физического распределения
также сохранит монополистические черты, поскольку будет по-прежнему экономически
невыгодно проводить более одной линии подачи электроэнергии к одному
жилому дому или предприятию, но при этом альтернативные поставщики
смогут конкурировать за право продажи электроэнергии по единой линии передачи.
Аналогичным образом, в области добычи и переработки природного газа
эксплуатация скважин, газопроводов и местных распределительных сетей может
вестись различными хозяйственными единицами. К этой идеи вернемся позднее,
когда рассмотрим структуру управления Топливно-энергетическим комплексом
Казахстана.
Г оризонт альное дробление. При втором виде дробления производится
разделение деятельности по рынкам, что делается по географическому признаку.
П ракт ические подходы к дроблению . На пути процесса практических
подходов к дроблению лежат препятствия, имеющие как технический, так и экономический
характер. Попытка насильственного разделения тесно переплетенных
сфер деятельности на не связанные между собой организационные структуры
может привести к резкому росту трансакционных издержек в связи с тем, что
достигнутая в рамках одной компании бесперебойная координация становится
более сложной и менее эффективной, когда она осуществляется между независимыми
фирмами. Кроме того, существование вертикально связанных монополий,
каждая из которых стремиться к получению значительной прибыли на свои затраты,
может привести к более высокой стоимости предоставляемых услуг, чем в
случае вертикально интегрированной фирмы. Указанные соображения, однако,
не означают, что не следует принимать мер против пользующихся своим положением
монополистов, которые в любом случае будут утверждать, будто дробление
приведет к росту издержек. Наглядный пример влияния дробления услуг на конкуренцию
и привлечение частных инвестиций показан в таблице 4.3.1.
341

Вариант формирования конкуренции в отрасли
Таблица 4.3.1
К о н к у р е н т н а я
д е я т е л ь н о с т ь
К о н к у р е н ц и я
н а р ы н к е п р и
п о я в л е н и и
н о в ы х ф и р м
К о н к у р е н ц и я
с о с т о р о н ы
а л ь т е р н а т и в н ы х
п о с т а в щ и к о в
/
Н о р м ы
п р е д п р и н и м а т е л ь с т в а ,
о к р у ж а ю щ а я с р е д а ,
б е з о п а с н о с т ь ,
а н т и м о н о п о л ь н о е
з а к о н о д а т е л ь с т в о
М о н о п о л ь н ы й
о б ъ е к т
П р а в о д о с т у п а
к м о н о п о л ь н ы м
о б ъ е к т а м и
с т о и м о с т ь
д о с т у п а
М о н о п о л ь н а я
д е я т е л ь н о с т ь
К о н к у р е н ц и я в
р а м к а х д о г о в о р н ы х
о т н о ш е н и й ( к о н т ­
р а к т ы и к о н ц е с с и и )
Д о г о в о р н о е
р е г у л и р о в а н и е
ц е н ы , к а ч е с т в а и
о б я з а т е л ь с т в п о
о б с л у ж и в а н и ю
И н т е г р и р о в а н н а я
г о с у д а р с т в е н н а я
м о н о п о л и я
И н т е г р и р о в а н н а я
м о н о п о л и я
И н т е г р и р о в а н н а я
м о н о п о л и я
З а к о н о д а т е л ь н о е
р е г у л и р о в а н и е
ц е н ы , к а ч е с т в а и
о б я з а т е л ь с т в п о
о б с л у ж и в а н и ю
И с х о д н о е С т р у к т у р а В о з м о ж н о с т и д л я Ц е л ь
п о л о ж е н и е п р о м ы ш л е н н о с т и к о н к у р е н ц и и р е г у л и р о в а н и я
ш и и ^ - Дробление
H # Со хранение монополии
342

4.4 Формы собственности и формы эксплуатации
Потенциал совершенствования и повышения качества инвестиций достаточно
велик. Таким образом, необходимость и общее направление реформ очевидны.
Несомненно, потребуются дополнительные инвестиции, однако само по
себе это не позволит избежать расточительной неэффективности, повысить качество
технического обслуживания и легче удовлетворить потребности пользователей.
Для достижения этих целей необходимы следующие меры: применение
коммерческих принципов эксплуатации энергообъектов, поощрение конкуренции
со стороны фирм в частном секторе при надлежащем регулировании их
деятельности и активизации участия пользователей и других заинтересованных
лиц в планировании, организации услуг и контроле за ними.
Вариант ы организационной ст рукт уры . Четыре варианта организационной
структуры отражают различные способы распределения собственности,
финансирования и ответственности за эксплуатацию и техническое обслуживание,
а также распределения риска между государственным и частным сектором.
Эти варианты не носят исчерпывающий характер, а лишь представляют собой
типичные образцы спектра институциональных решений.
Вариант А: государственная собственность и государственная
эксплуатация. Практически во всех сферах наиболее распространенным субъектом
права собственности и эксплуатации являлась государственная организация
- государственное предприятие, орган управления или правительственное
ведомство - находящаяся во владении и под контролем центрального, регионального
или местного органа власти. Государственные предприятия, работающие
на коммерческой основе, не связанные с государственным бюджетом, могут не
бояться бюрократических препон и подчиняются принятым нормам регулирования
деятельности коммерческих предприятий. Конкуренция со стороны частных
фирм заставляет государственные предприятия электроэнергетики улучшать показатели
своей работы, и такую конкуренцию не следует сдерживать нормативными
и прочими положениями. Привлечение частных подрядчиков для выполнения
конкретных услуг, таких как техническое обслуживание государственных
предприятий энергетического хозяйства, позволяет государственному и частному
секторам лучше узнать друг друга и способствуют росту взаимного доверия.
Накопленный таким образом опыт впоследствии может быть использован для
перехода на полномасштабную эксплуатацию энергетики частным сектором в
форме аренды или концессий (Вариант Б).
П реим ущ ест ва:
• Четкое разделение роли государства как собственника, органа нормативного
регулирования и эксплуатационной структуры;
• Государство не вмешивается в текущее управление;
• Государственные предприятия подчиняются общему коммерческому
праву и соблюдают общепринятые стандарты бухгалтерского учета и
аудита (те же "правила игры", что и для частных предприятий);
343

• Тарифы направлены на возмещение затрат, предприятия подчиняются
жесткой бюджетной дисциплине;
• Социальные обязательства государства носят строго адресный характер
и осуществляются за счет непосредственных бюджетных отчислений;
• Управленческие кадры отбираются по профессиональным качествам,
их труд вознаграждается соответствующим образом;
• Существует механизм обратной связи с пользователями;
• Конкретные функции и виды деятельности , подлежащие отделению в
рамках дробления отрасли, открыты для частного сектора (например,
на условиях подрядных контрактов на обслуживание);
• По мере необходимости привлекаются управленческие кадры из частного
сектора (в рамках контрактов на организацию производства);
• Собственность и управление разделяются с частным сектором
(например, в форме владения неконтрольным пакетом акций).
Вариант Б: государственная собственность и частная эксплуатация.
Путем концессий или сдачи в аренду государственный сектор может
делегировать частному сектору функцию эксплуатации объектов энергетики
(наряду с коммерческим риском, связанным с такой эксплуатацией), а также
ответственность за привлечение новых инвестиций. Как подробно описано ниже,
права на использование государственных фондов или на предоставление
услуг в определенных сферах зависят от конкретной сферы отрасли. Сдача в
аренду и концессии позволяют частному сектору осуществлять руководство
объектами и финансировать их, не разрушая структуру существующих организаций
и не требуя немедленного создания совершенно новой системы нормативного
регулирования.
П реим ущ ест ва:
• Заложен основной фундамент договорного права, включая пользующийся
авторитетом механизм правоприменения;
• В контрактах четко указаны контрольные показатели, разграничены
обязанности владельца и эксплуатационной структуры, определен
процесс периодического обзора (особенно в целях учета непредвиденных
изменений затрат на производственные ресурсы), механизмы урегулирования
споров и санкции в случае невыполнения намеченных показателей;
• Контракты заключаются в рамках открытого процесса отбора, предпочтительно,
в результате конкурсных торгов.
Вариант В: частное владение и частная эксплуатация. Частная (в
том числе кооперативная) форма владения и эксплуатация наиболее привлекательна
для частного сектора при хороших перспективах получения дохода за счет
взимания платы с пользователей и при низком коммерческом и политическом
риске. Этот вариант, скорее всего, наиболее применим в тех видах деятельности,
которые открыты для конкуренции, таких как электростанции, распределительные
сети.
344

Указанная в таблице 4.4.1 рентабельность энергоснабжения частным сектором
наглядно показывает, что энергопроизводящие и энергоснабжающие (распределительные
сети, секторы по реализации электроэнергии) предприятия имеют
достаточно высокий коммерческий потенциал. Аналогичный пример можно распространить
и на другую продукцию топливно-энергетического комплекса.
Преимущ ества'.
• Подсектор перестроен на конкурентной основе.
• Сняты практические и нормативные препятствия для экономической
деятельности частного сектора (например, ограничения доступа к кредитным
ресурсам и иностранной валюте).
• Введены нормативные документы, направленные на защиту общественных
интересов при недостаточном дисциплинирующем воздействии и,
в случае необходимости, на обеспечение доступа новых частных компаний
к сетевым объектам инфраструктуры.
Рентабельность предоставления услуг частным сектором
по компонентам
_____________________________________________________ Таблица 4.4.1
Н а и м е н о в а н и е
П о т е н ц и а л
в о з н и к ­
н о в е н и я
к о н к у ­
р е н ц и и
Х а р а к т е ­
р и с т и к и
т о в а р а
П о т е н ц и а л
в о з м е ­
щ е н и я
з а т р а т з а
и л и у с л у г с ч е т в з и м а ­
н и я п л а т ы
с п о т р е б и ­
т е л е й
г э ц высокий частный высокий
О б я з а т е л ь ­
с т в а п о о к а ­
з а н и ю о б щ е ­
с т в е н н ы х
у с л у г
( с о о б р а ж е ­
н и я с п р а ­
в е д л и в о с т и )
Ф а к т о р ы
в о з д е й с т ­
в и я н а о к -
р у ж а ю щ у
ю с р е д у
И н д е к с
к о м м е р ч е с
- к о г о п о ­
т е н ц и а л а
р е л и з у е -
м о с т и 6
малочисленные
высокие 2,6
Линия электропередачи
низкий групповой высокий
Распределение средний частный высокий
малочисленные
низкие 2,4
многочисленные
низкие 2,4
Добыча и
транспортировка
газа
высокий частный высокий
малочисленные
низкие 3,0
П рим ечание.
6. Индекс коммерческого потенциала реализуемости представляет
собой среднее арифметическое рейтингов территориальной
структуры
345

Вариант Г: организация услуг и интеграция с местными органами
власти и потребителями. В том, что касается услуг на городском и
местном уровне, создание мелкомасштабных проектов по инициативе потребителей
или местных органов власти может во многих районах стать источником
эффективных и недорогих услуг, например, производство электроэнергии на местном
топливе или на нетрадиционных источниках электроэнергии, не подключенных
к национальной энергосистеме. Это особенно справедливо в случаях,
когда те, кто участвует в затратах, являются основными потребителями. Механизмы
самостоятельного обеспечения энергией местными органами власти
должны отбираться, разрабатываться и осуществляться на местах, а не навязываться
со стороны. Кроме того, это может оказаться единственным приемлемым
решением в пригородных и сельских жилых районах, не имеющих административного
подчинения, до тех пор, пока не будет соответствующим образом расширена
существующая система энергетического хозяйства.
П реим ущ ест ва:
• Участие потребителей или представителей общественности на самых
ранних этапах подготовки программы для обеспечения готовности оплачивать
услуги и выработки чувства причастности;
• Участие потребителей обеспечивается соответствующими организационными
мерами и взносами в денежном или натуральном выражении;
• Отраслевые ведомства или неправительственные организации оказывают
поддержку группам потребителей в рамках технической помощи и
программ обучения;
• При необходимости, принимаются во внимание технические требования
взаимосвязи с первичной или вторичной сетевой инфраструктурой;
• Лица, отвечающие за эксплуатацию, надлежащим образом подготовлены,
получают соответствующее вознаграждение и несут личную ответственность.
Наибольший потенциал для конкуренции в энергетике существует в области
теплоэлектростанций и линий электропередачи, то есть для тех видов деятельности,
которые могут быть выделены из существующих энергопредприятий,
построенных по принципу вертикальной интеграции, и переданы в эксплуатацию
на правах концессии. Альтернативный вариант предусматривает предоставление
этих услуг частным сектором. Тем не менее, для того, чтобы дробление имело
желаемый эффект, необходимо создать хотя бы минимальный рынок, причем на
недостаточно развитых рынках многих регионов с низким доходом вертикальное
отделение производства электроэнергии от ее передачи и распределения может и
не привести к повышению эффективности, необходимому для компенсации связанных
с этим дополнительных издержек на координацию.
Отраслевая политика, опирающаяся на конкуренцию в производстве
электроэнергии, способна повысить эффективность и снизить издержки. Концессии
являются одним из проверенных способов повышения отраслевой эффективности.
Конкуренция предусматривает доступ частных компаний электро­
346

снабжения к национальной электросети, а их деятельность должна координироваться
управляющим сетью.
П ракт ически во всех ст ранах крупны е гидроэлект рост анции, по всей
вероят ност и, ост анут ся в государст венной собст венност и (в связи с и х
ун и ка льны м полож ением в плане экологического воздейст вия и риска), но
эксплуат ация и х м ож ет быть переведена на ком м ерческую основу, например,
в р а м к а х конт ракт ов на организацию производства. М алы е гидроэлект
рост анции м огут находит ся в част ной собст венност и.
В обозримом будущем национальные линии электропередачи сохранят
черты естественной монополии и после передачи в концессию или аренду затраты
должны регулироваться регулятивной комиссией республиканского уровня.
Реформа доминирующих в отрасли предприятий, особенно в сфере линий
электропередачи, должна быть направлена на обеспечение финансовой и управленческой
самостоятельности, а также на развитие рыночной практики. Во многих
случаях это потребует передачи части активов в собственность частному
сектору ( путем создания совместных предприятий или разгосударствления) и
заключения контрактов на организацию производства или концессионных контрактов
с частным сектором, хотя желательно соблюдать раздельное функционирование
частных компаний электропередачи и частных компаний по производству
электроэнергии. Изменения в организационной структуре необходимы для
создания у поставщиков электроэнергии стимулов взимать рентабельную плату за
услуги, необходимую для обеспечения самофинансирования инвестиций, экономии
электроэнергии и более эффективного использования существующих мощностей.
Взимаемая с потребителей плата должна также включать уплачиваемые
компанией электроснабжения взносы природоохранного назначения в соответствии
с принципом, по которому загрязнитель оплачивает любые экологические
издержки окружающих, вызванные его деятельностью.
Ниже в таблице 4.4.2. сведены экономические и юридические нормы выполнения
функций по содержанию и развитию энергопредприятий при различных
организационных формах в энергетике. Ранее изложенные формы собственности
систематизированы в виде четырех вариантов, так же укрупнены важнейшие
показатели деятельности и сведены в одну таблицу для удобства пользования.
Необходимо отметить, что существует ряд факторов, оказывающих
влияние на выбор вариантов, таких как:
• Потенциал региона;
• Плотность и структура потребителей;
• Наличие топлива или других форм источников первичной энергии;
• Менталитет населения, уровень образованности, скорость интеграции
других отраслей;
• Уровень влияния ТЕРкомов по имуществу, приватизации, антимонопольной
и ценовой политики.
Всех этих показателей, конечно, в таблицу не сведешь, но мировая практика,
особенно опыт стран с переходной экономикой показывает, что в конечном
счете все определяют объективные законы экономики, принципы конкуренции и
коммерции.
347

ФУНКЦИИ
Собственность на средства
производства
Отраслевое инвестирование,
координация разработка
политики, регулирование
Капитальное финансирована
(основных фондов)
Текущее финансирование
(оборотные средства)
Эксплуатация и техническое
обслуживание
Сбор тарифных поступлений
П р о ч и е х а р а к т е р и с т и к и .
управленческие полномочия
Носитель коммерческого
риска
Основание для компенсации
затрат частных лиц
Основные организационные варианты функционирования энергопредприятий
_________________________________________________________________________________________ Таблица 4.4.2
Г осударственное
предприятие
ВАРИАНТ 1 ВАРИАНТ 2 В ѴРИАНТ 3 ВАРИАНТ 4
Государственные предприятия
Акционированные
Договор об
аренде
Договор о
концессии
Подрядный
контракт на
обслуживание
Контракт на организацию
производства
Г осударственная Г осударственная (контрольный пакет) Г осударственная
(контрольный пакет)
Министерство
Г оловное министерство
Г осударственный орган при договоренности
экономики
или самостоятельный
с частным эксплуата­
государственный орган
ционным предприятием
Г осударственный
бюджет централизованный
источник
Г осударственное
предприятие
Г осударственное
предприятие
Государство через
министерство
Г осударство
Не применимо
В основном рыночное финансирование
В основном внутренние бюджетные поступления
или через тариф с гос.регулированием
Частная эксплуатационная
фирма
Частная эксплуатационная
фирма по определенным
видам услуг
Частная (в т.ч кооперативная)
собственность
и
эксплуатация
Частная (контрольны?
пакет)
Отсутствует или
государственный
орган
Организация услуг
потребителями или
местными органам*
власти
Частная или
совместная
Отсутствует или
государствен н ы й
орган
Государственное
Частная эксплуатационная
фирма
Частное
Частное
Частная эксплуатационная фирма Частное Частное
Частная эксплуатационная фирма
Частное
Частное
Г осударственное предприятие Частная эксплуатационная фирма Частное Частное
Г осударственное
предприятие
Г осударственное
предприятие
Фиксированная оплата на
основе предоставленный
услуг
Частная эксплуатационная
фирма
Частная эксплуатационная фирма Частное Частное
В основном Частная эксплуатационная фирма Частное Частное
государственное
На основе предоставленных
По результатам, за вычетом средств, Определяется Определяется
услуг по уплаченных эксплуатационной фирмо» на частной
на частной
результатам
за использов. сущ. фондов
основе
основе
Типичная продолжитель. Без ограничений Менее 5 лет Около 3-5 лет 5-10 лет 1 10-30 лет Без ограничений Без ограничений

4.4.1 Юридические формы организации деятельности энергокомпании
4 .4 .1 .1 Е д и н о л и ч н а я с о б с т в е н н о с т ь
Компания с единоличным правом собственности является коммерческой
организацией, которой владеет единственное лицо и которое имеет минимальную
юридическую структуру.
Преимущества:
• Простота учреждения;
• Минимальные организационные затраты;
• Отсутствие разделения прибыли или контроля со стороны других лиц.
Недостатки:
• Неограниченная ответственность владельца;
• Владелец должен компенсировать все убытки;
• Сумма акционерного капитала ограничена персональными капиталовложениями
владельцев;
• Коммерческая деятельность прекращается со смертью владельца.
4 .4 .1 .2 Т о в а р и щ е с т в а
Товарищество является ассоциацией двух или более лиц, выступающих в
качестве совладельцев в осуществлении коммерческой деятельности с целью
получения прибыли, и может являться полным товариществом или товариществом
с ограниченной ответственностью.
Преимущества:
• Минимальные организационные требования;
• Незначительная государственная регламентация деятельности.
Недостатки:
• Все партнеры несут неограниченную ответственность;
• Трудности в мобилизации больших сумм денежных средств;
• Товарищество ликвидируется со смертью или выходом из товарищества
партнера.
4 .4 .1 .3 Т о в а р и щ е с т в о с о г р а н и ч е н н о й о т в е т с т в е н н о с т ь ю
Преимущества:
• Для участников товарищества ответственность ограничивается суммой
капиталовложений в коммерческую деятельность;
• Выход из товарищества или смерть участника не влияет на продолжение
коммерческой деятельности;
• Более сильные стимулы для мобилизации денежных средств.
Недостатки:
• Необходимо, чтобы имелся, по крайней мере, один член с полной ответственностью,
который несет неограниченную ответственность относительно
коммерческой деятельности;
349

• Участники могут не участвовать в управлении коммерческой деятельностью;
• Большие затраты на организацию, по сравнению с товариществом.
4.4.1.4 Корпорации
Корпорация является безличной юридической единицей, обладающей
правом покупать, продавать и владеть активами и нести ответственность, существуя
отдельно и обособленно от своих владельцев. Права собственности на корпорацию
представлены акциями акционерного капитала корпорации.
Преимущества:
• Ограниченная ответственность владельцев;
• Простота передачи прав собственности путем передачи акций;
• Смерть владельца не приведет к прекращению деятельности компании;
• Расширение возможностей мобилизации больших средств.
Недостатки:
• Наиболее сложная форма коммерческой деятельности, с точки зрения
организации и поддержания ее функций;
• Контроль за корпорацией не гарантируется частным правом собственности
на акционерный капитал.
Поскольку мы в данное время переживаем переход собственности от
"государственной монополии" в сторону ее либерализации, и энергетика является
многоукладной, а у людей еще нет пока капитала для приобретения госпакета
акций, то в целях недопущения злоупотребления руководителями при приватизации
наиболее приемлемой является именно корпоративная форма организации
деятельности энергокомпании. Поэтому не будет излишним обратиться к мировой
практике по структуре корпорации.
4.4.1.4.1 Структура корпорации
Акционеры
Акционеры имеют следующие права:
• Право посещать собрания акционеров;
• Право голосовать по важным вопросам, принятие решений по которым
влияет на деятельность корпорации;
• Право инспектировать документацию и протоколы корпорации;
• Право разделять прибыль при объявлении дивидендов;
• Преимущественным правом приобретения вновь выпускаемых акций
для поддержания их долевых прав собственности.
Совет директоров
• Избирается акционерами обычно на фиксированный срок;
• Отвечает за контроль коммерческой деятельности;
• Назначает служащих на ключевые посты;
350

• Составляет план будущего развития предприятия;
• Не может вносить исправления в уставные документы корпорации,
одобрять слияние или консолидацию с другим юридическим лицом
без одобрения акционеров;
• Допускается свобода при вынесении независимых суждений без фактического
или кажущегося конфликта интересов;
• Обеспечивает руководство управлением.
Должностные лица корпорации
• Отвечают за текущие коммерческие операции компании;
• Контролируют процессы принятия текущих решений;
• Реализуют решения Совета Директоров;
• Подотчетны акционерам за свои действия.
4.4.1.4.2 Функциональные обязанности служащих - Должностные лица
Как и в большинстве случаев осуществления крупных коммерческих
операций, интегрированные энергосистемы общественного пользования имеют
организационные структуры штата служащих, основанные на функциональных
обязанностях. Первичной целью этих структур является обеспечение управления
компанией. Хотя не все служащие участвуют в управлении, каждый из них является
частью функциональной структуры, которая для того чтобы быть эффективной,
должна управляться.
Как правило, управление электростанцией общественного пользования,
это - достижение с помощью людей требуемых экономических показателей с
учетом интересов акционеров, служащих, потребителей и сообщества в целом.
Управляющие должны понимать мотивацию людей и быть способны превращать
это понимание в эффективные действия. Краткий перечень основных целей
управления может быть представлен в следующем:
• Обеспечение экономического процветания организации;
• Обеспечение совпадения точек зрения людей и их обязанностей;
• Формирование мотивационной структуры для обслуживания;
• Создание динамичной и способной к адаптации организации;
• Обеспечение удовлетворенности результатами труда и системой отношений
между служащими;
• Соотнесение деятельности компании с потребностями общества.
П р е з и д е н т ( П р е д с е д а т е л ь С о в е т а Д и р е к т о р о в . Г л а в н ы й и с п о л н и т е л ь ­
н ы й д и р е к т о р ) . Эти должности предназначены для лица,
ответственность за управлением компанией.
несущего общую
Вице-президенты. Как правило, эти должностные лица корпорации отвечают
за управление различными функциональными областями. Они непосредственно
подотчетны Президенту.
351

С е к р е т а р ь . Как правило, он выполняет административные обязанности,
связанные с деятельностью Совета Директоров и функциями предоставления
отчета акционерам и государственным органам власти. Обязанности по предоставлению
отчета различаются, но часто связаны с обязанностями Главного юрисконсульта
или Старшего юриста.
Ф и н а н с и с т . Отвечает за управление наличными денежными средствами
корпорации, связи с банками и выполняет другие финансовые функции. Как правило,
подотчетен Старшему финансовому должностному лицу.
К о н т р о л е р ( Р е в и з о р ). Отвечает за ведение отчетности и выполнение
функции по финансовой отчетности компании. Также подотчетен Старшему
финансовому должностному лицу.
4 .4 .1 .4 .3 Ф у н к ц и и п о о б с л у ж и в а н и ю д е я т е л ь н о с т и к о р п о р а ц и и
Г л а в н ы й к о н с у л ь т а н т .
подотчетен Президенту.
Часто на уровне Вице-президента. Как правило,
О т д е л к а д р о в и о б у ч е н и е п е р с о н а л а . Отвечает за наем, вопросы заработной
платы и образование персонала компании.
О т д е л т а р и ф о в и с т а в о к . Отвечает за ставки и вопросы федерального регулирования
и регулирования на уровне штата. Обычно требуются тесные связи с
регулирующими агентствами и комиссиями.
О т д е л с в я з е й с о б щ е с т в е н н о с т ь ю . Связи между компаниями и местной
общественностью. Часто участвует в общественных форумах и политической
деятельности и отвечает за формирование у общественности положительного
имиджа компании.
И н ф о р м а ц и о н н ы е с и с т е м ы . Обеспечивают услуги по управлению всей
сетью обработки данных компании. Координируют требования и стандарты для
технических средств и программного обеспечения.
О т д е л м а р к е т и н г а и р а б о т ы с з а к а з ч и к а м и . Отвечает за взаимодействие
между компанией и ее заказчиками. Работает с жалобами заказчиков, запросами
от потенциальных заказчиков и поддерживает положительные отношения заказчик-пользователь.
О т д е л с т р а т е г и ч е с к о г о п л а н и р о в а н и я . Отвечает за разработку стратегических
процессов для работы с планами компании относительно будущих приобретений,
требований и обязательств. Часто работает в тесной связи с системами
планирования и финансовыми отделами.
352

Отдел по вопросам регулирования и связи с государственными организациями.
Отвечает за большинство вопросов соблюдения компанией требований
регулирующих органов власти. Его деятельность связана с лоббированием и
поддержанием отношений с государственными должностными лицами и представителями.
Отдел закупок и управления товарно-материальными запасами. Отвечает
за приобретение, инспекцию, контроль качества и объемов товаров и услуг,
покупаемых компанией. Часто занимается вопросами охраны и обеспечения безо-/
пасности.
Отдел бюджетного и Финансового планирования. Отвечает за составление
бюджета и вопросы финансового анализа. Принимает участие в работах по
финансированию проекта, разработке финансовых моделей корпорации и составлению
финансовых отчетов.
Уставные документы корпорации
• Документы, предоставляющие право осуществления коммерческой деятельности
в качестве корпорации.
• Содержат обоснования учреждения корпорации и другую информацию,
включая уставы корпорации.
Уставы корпорации
• Уставы корпорации регламентируют права и обязанности корпорации.
• Обязательны для соблюдения всеми акционерами.
• Содержат положения относительно штата должностных лиц и директоров,
механизмы избрания и смещения их с должности и описание их
обязанностей.
• Определяют время и место собрания акционеров и директоров.
4.4.1.4.4 Обязательства корпорации по ведению отчетности
• От корпорации требуется ведение документации и протоколов по деятельности
компании, для отчета перед акционерами, инвесторами и регулирующими
органами;
• Статистические отчеты, предоставляемые государственным органам;
• Налоговые декларации, предоставляемые налоговым государственным
учреждениям;
• Связи с акционерами:
- Финансовые отчеты;
- Собрания акционеров;
- Предложения акционеров и компании;
- Ежегодные независимые ревизии финансовой отчетности.
2 3 -2 7 7 3 5 3

4.5 Основные положения приватизации
П риват изация - быстро распространяющееся явление. Очень часто скорость
приватизации играет решающую роль. Только на примере России можно
убедиться, что принятая ей схема через "ваучер" обеспечивает относительную
объективность, отсекая огромную армию чиновников от “дележа”.
Но как мы убедимся в последующем процессе приватизации требует грамотной
подготовки юридических, финансовых, социальных баз реформы.
Необходимо отметить, что существуют самые разнообразные методы
приватизации - от сокращения масштабов государственного вмешательства в
деятельность коммерческих предприятий до полного отказа правительства от
контроля за хозяйственной деятельностью.
Имеется существенная разница между проведением приватизации в
странах с рыночной экономикой и странах, осуществляющих переход к рынку.
Страны с рыночной экономикой, как правило, располагают всеми или большинством
необходимых учреждений и элементов инфраструктуры, таких, как:
• устоявшиеся правовые и регламентирующие механизмы;
• действующие финансовые рынки, позволяющие осуществлять банковские
операции, операции по страхованию, а также куплю и продажу
акций корпораций;
• гарантия права частной собственности;
• антимонопольная политика;
• либерализация цен на внутреннем рынке;
• коммерческое законодательства и развитые системы налогообложения.
Степень адекватности законов той или иной страны может оказывать влияние
на вопросы учета. Новые собственники рассчитывают на приобретение прав,
которые могут быть защищены в судах. Страны, находящиеся на этапе перехода
к рыночной экономике, должны заниматься решением многих или всех этих
вопросов.
Сразу после принятия принципиальных решений относительно того, какие
методы приватизации будут использоваться, необходимо определить соответствующие
предприятия, провести анализ положения в основных секторах экономики,
разработать планы хозяйственной деятельности и маркетинговые стратегии,
подготовить финансовые ведомости, ликвидировать или передать под
юрисдикцию местных органов управления вспомогательные подразделения и
социальные учреждения (такие, как гаражи, парк автотранспортных средств,
жилье и больницы), выплатить компенсацию сокращаемым административным
сотрудникам и обслуживающему персоналу и обеспечить их переподготовку, а
также избавиться от избыточного имущества и оборудования. Необходимо решить,
в каких случаях необходимо перед приватизацией перестроить предприятия,
особенно в тех случаях, когда трудно найти частных инвесторов, которые
способны и готовы оплатить расходы по реконструкции.
Наконец, по завершению приватизации важно, обеспечить доведение до
сведения населения информации о социальных, а также о финансовых результа-
354

тах осуществления программ приватизации, включая данные о том, каким образом
удовлетворены социальные запросы и насколько успешно выполнены другие
стоящие перед правительством задачи.
'
4.5.1 Методы приватизации
Процесс приватизации имеет три основные формы:
• заключение подрядов на предоставление услуг органов управления;
• дерегулирование полных или почти полных монополий;
• распродажа, т.е. продажа общественных активов. '
П одряд. В крупных промышленно развитых странах подряд стал наиболее
популярным методом предоставления таких услуг местных органов управления,
как уборка мусора, очистка улиц, обслуживание пожилого населения на дому и
уборка в государственных учреждениях. В Соединенных Штатах важным дополнением
к этому списку являются городской общественный транспорт и различные
виды деятельности, связанные с работой исправительных учреждений. Одна из
основных причин выбора такого метода заключается в том, что большая часть
этих услуг обычно предоставляется бесплатно. Следовательно, потенциальный
владелец или покупатель смогут взимать плату за услуги только с органов государственного
управления, но не с широкой публики.
Дерегулирование - это процесс, направленный на решение двух задач:
устранения препятствий, не дающих компаниям частного сектора возможности
конкурировать с государственными монопольными предприятиями, и разработки
новых нормативных рамок для защиты интересов потребителей при одновременном
стимулировании конкуренции.
Распродаж а широко применяется для приватизации относительно мелких
или средних государственных предприятий, обычно в тяжелом финансовом
положении; для разукрупнения предприятия посредством ликвидации некоторых
отделимых частей, таких, как индивидуальные активы или группы активов, например,
региональные энергетические компании или подразделения; или для
ликвидации активов, вместе с обязательствами или без них, после свертывания
деятельности компании, которая не может быть продана в качестве функционирующего
предприятия. Такие распродажи вызывают интерес у инвесторов по
нескольким причинам. Одно из преимуществ заключается в том, что решение
правительства использовать метод распродаж подразумевает, что цена продажи
не будет выходить за рамки финансовых возможностей индивидуального покупателя
или консорциума. Другое преимущество заключается в том, что инвестор
имеет возможность получить прибыль за счет перестройки финансовой структуры
предприятия в целях коренного улучшения показателей его деятельности, если
возникнет такая необходимость, а также реализации потенциала, заложенного в
объединении операций.
Выкуп компании ее обслуж ивающ им персоналом - метод, с помощью
которого управляющие и служащие приобретают контрольный пакет акций.
355

компании. Если в связи с приобретением компании им приходится привлекать
заемные средства, то этот метод называют выкупом компании в кредит и активы
закупаемой компании используются в качестве залога под кредиты.
Выкуп предприятий рабочими сопряжен с весьма большим риском для
хозяйственной деятельности, поскольку рабочие обычно располагают недостаточным
предпринимательским опытом и вдобавок вполне вероятно, что компания
может испытывать хозяйственные и финансовые трудности.
В противовес потенциальным рискам метод выкупа предприятия его работниками
обладает определенными преимуществами. Во-первых, он максимально
сокращает социальные издержки, которые в противном случае возникли
бы в связи с временными увольнениями и ликвидацией предприятия. Во-вторых,
может оказать благоприятное воздействие на будущую производительность. В
Соединенном Королевстве этот сравнительно широко применявшийся метод сыграл
важную роль в достижении одной из основных целей приватизации - расширения
народного капитализма.
С овм ест ны е предприят ия. Другим промежуточным методом проведения
более широкомасштабной приватизации, помимо выкупа компании ее управляющими
и служащими, является создание совместного предприятия - смешанный
метод, включающий элементы других методов, в том числе распродаж и
контрактов на оказание управленческих услуг.
Соглашения о создании совместных предприятий могут принимать различные
правовые формы - от простых торговых соглашений до компаний, находящихся
в совместном владении.
Существенное воздействие на виды деятельности, осуществляемые совместными
предприятиями, могут оказать внешние условия. Крупномасштабные
долгосрочные инвестиции проще привлечь тем странам, где имеются стабильные
политические, правовые и финансовые системы. В результате выбор географического
местоположения совместного предприятия при одних и тех же партнерах
представляет собой исключительно важное решение.
П одписка на акции. Публичная подписка на акции, чаще всего используемая
в тех случаях, когда необходимо мобилизовать крупные суммы капитала
и основной целью является широкое распространение собственности, представляет
собой метод, который обычно обеспечивает наибольшую осведомленность
населения о процессе приватизации. Это и наиболее технически сложный метод,
требующий значительного внимания при выборе государственного предприятия
для передачи в частные руки и тщательного планирования процесса выпуска и
размещения акций во всех его деталях.
Для успешного проведения публичной подписки обычно требуется наличие
высокоразвитого рынка. Акции могут предлагаться по фиксированным ценам
или могут быть организованы торги.
3 5 6

4.5.2 Выбор методов приватизации
Факторы, влияющие на выбор методов приватизации, можно в целом
подразделить на две группы:
• факторы, в основе которых лежат стимулы к приватизации;
• факторы, связанные с конкретными обстоятельствами.
К первой группе поэтому относится ряд направлений государственной политики,
нацеленных на изменение и совершенствование характера взаимоотношений
государства и промышленности, например упрочение позиций Правительства,
поощрение действия рыночных сил и конкуренции в экономике, улучшение
показателей деятельности предприятий, укрепление внутренних финансовых
рынков и расширение хозяйственной собственности.
К числу конкретных обстоятельств, которые необходимо рассматривать
параллельно с этим, относятся финансовое состояние и показатели деятельности
государственного предприятия, передаваемого в частные руки, а также его нынешняя
организационная форма и сектор экономической деятельности, потенциал
инвестиционных ресурсов частного сектора, наличие рынков капитала и некоторые
социальные соображения.
С т им улы к приват изации. Одна из основных задач - облегчение бремени,
лежащего на государственной казне. Это бремя заключается в основном в предоставлении
субсидий государственным предприятиям, некоторые из которых
могут, будь то намеренно или нет, почти постоянно находиться в убыточном
положении. Кроме того, государству больше не придется предоставлять для финансирования
предприятий заемный капитал, высвобождая его для других инвестиционных
целей. Затем поступления от продажи государственных активов могут
использоваться для сокращения бюджетных дефицитов.
Разрыв связей и общности интересов, которые обычно формируются между
курирующим министерством и государственным предприятием, должен
содействовать большей объективности процесса распределения бюджетных
ресурсов. Это объясняется тем, что, как только упраздняются их надзорные функции,
министерства имеют гораздо меньше стимулов добиваться предоставления
экономической и финансовой помощи конкретным предприятиям. Отход от административного
контроля за коммерческой деятельностью предприятий позволяет
правительству сосредоточить силы на выполнение своих основных функций,
выработку энергетической политики и проведение ее в жизнь.
Усиление конкуренции и улучшение показателей экономической деятельности
- это, конечно же, две взаимосвязанные цели. В зависимости от размеров
передаваемой государственной собственности и от наличия такого фактора, как
монополия, приватизация должна обеспечивать сокращение прямого участия
или вмешательства государства в дела компании. Это потребует развития предпринимательских
навыков управляющих, в том числе внимания к вопросам долгосрочного
роста фирмы.
Ф инансовы е и социальны е условия. Чтобы можно было рассматривать
возможность изменения формы собственности, предприятие должно иметь при-
357

влекательную для инвесторов историю хозяйственной деятельности или потенциал.
Иначе предприятие придется готовить к рыночным условиям посредством
изменения структуры его источников финансирования или коренной перестройки
его деятельности.
На выбор метода приватизации в немалой степени влияют текущая организационная
структура передаваемого в частные руки предприятия и сложности
правовой реорганизации, а также длительность этого процесса. В случае государственного
учреждения процесс отделения проходит три этапа: переход на коммерческую
основу, государственное учреждение сначала преобразуется в хозрасчетное
предприятие, затем в государственную корпорацию, затем в компанию
частного сектора.
Когда очень крупные государственные предприятия, например, распределительные
энергетические компании, занимают монопольное или почти монопольное
положение, они располагают наибольшими возможностями для прироста
производительности в силу по крайней мере трех благоприятствующих факторов:
сокращения вмешательства в их политику; изменения структуры имущественных
прав, например наличия группы акционеров, которые стимулируют
управляющих к повышению эффективности своей работы; конкуренции на рынках
капитала. Однако разработка эффективной регламентирующей системы защиты
интересов потребителей при минимуме потенциального неблагоприятного воздействия
на возможности повышения производительности может оказаться сложным делом.
Если предложение инвестиционного капитала в частном секторе весьма ограничено,
отдельные методы придется приспосабливать к конкретным ситуациям.
Эти методы могут включать широкое распространение среди граждан и/или
жителей бесплатных купонов с указанными привилегиями в отношении приобретаемой
собственности, а также планы либерального финансирования.
Такой метод приватизации, как публичная подписка на акции, обычно
предполагает наличие рынков капитала, каналов распределения и населения,
готового вложить свои средства.
Помимо таких возможных финансовых ограничений, как слабость рынков
капитала и нехватка внутреннего инвестиционного интереса или потенциала,
Правительства могут сталкиваться с такими политическими ограничениями, как
наличие идеологической оппозиции, оговорки в отношении стратегической важности
предприятий, планируемых к передаче в частные руки, и опасения, высказываемые
такими группами, как профсоюзы и средства массовой информации,
которые кровно заинтересованы в сохранении статус-кво. Другими противодействующими
силами могут быть бюрократия, которая извлекала различные выгоды
из своих надзорных функций, и руководство и работники предприятия, для
которых возникает угроза безработицы, сокращения привилегий и неопределенность,
связанная с работой в новых условиях. Поскольку государственные предприятия
помимо выполнения своих основных функций зачастую используются
в качестве средств достижения различных социальных целей, широкая публика
может высказывать более глубокие опасения насчет возможных социальноэкономических
последствий приватизации.
358

4.5.3 Подготовка к проведению приватизации
Прежде чем начинать программу приватизации, необходимо разработать
общий генеральный план, соответствующий долгосрочным целям Правительства
в политической, экономической и социальной областях. Затем на основе этого
генерального плана разрабатываются планы действий с учетом последствий
для ресурсов, а также
величины капитальных расходов и расходов на потребление. Третьим этапом
является разработка плана приватизации конкретного государственного предприятия
или группы таких предприятий.
Процесс планирования и проведения приватизации конкретного предприятия
состоит, как правило, из трех этапов:
• оценка целесообразности;
• подготовка;
• практическое поведения.
Схема проведения всех трех этапов показана в таблице 4.5.1.
На первоначальном этапе выбирается целевое предприятие и определяется
метод приватизации. На промежуточном, подготовительном, этапе осуществляются
подготовка целевого государственного предприятия, разработка нормативных
основ, производятся первоначальные оценки принимаются некоторые
ключевые решения, например, в отношении соответствующей капитальной
структуры, а для предприятий, действующих в условиях монополии, в отношении
процессов отмены регулирования. После начала процесса приватизации на
этапе практического проведения происходят различные другие, зачастую взаимосвязанные,
события, в связи с чем чрезвычайно важно уделять внимание определению
сроков и последовательности событий.
О ценка целесообразност и. Выбор соответствующего целевого предприятия
является наиболее важным и, как правило, наиболее сложным первым
главным решением, особенно в том случае, когда программа приватизации только
начинается. Для создания благоприятных условий последующей передачи
права собственности первое целевое предприятие должно быть возможно более
привлекательным. После определения одного или нескольких подходящих целевых
предприятий проводится оценка вероятности успешного результата в каждом
случае с учетом общих и конкретных целей правительства, а также любых
конкретных преимуществ или проблем. К их числу относятся общие условия
деловой активности, характер соответствующего сегмента рынка, уровень заинтересованности
потенциальных инвесторов, наличие финансовых ресурсов, а
гакже финансовые и оперативные характеристики целевых предприятий. Эта
оценка должна давать два результата: окончательный выбор целевого предприятия
для приватизации и определение наиболее подходящего метода приватизации.

Процесс проведения приватизации
Таблица 4.5.1
Выбор целевого
Оценка целесообразности предприятия
.......... Г
Оценка Согласование целей Определение
предприятия
проблем
Подготовка
Выбор метода
приватизации
П одготовка Реш ение об отмене П одготовка П одготовка нор­ Выбор
предприятия регулирования/ первоначальной мативных поло­ капитальной
регулировании оценки ж ении структуры
Создание
государственной
компании
Выбор формы Ц елесообраз­ О пределение П роект О пределение
продажи ность выкупа
размера
контракта
подходящ их
управляю щ ими подписки
партнеров
1 1 1 I ...... 1 ..
П одготовка И зучение П одготовка П редвари­ П оиск
меморандума возможностей предложения тельные
партнеров
финансирован.
требования
1 1 1 1 .....1 ”
Рассылка П редлож ение Рассы лка пред­ Возможность
предложении лож ении Торги проведения
1 1 1 1
торгов
1
О ценка О ценка Реш ение о
гарантиях
О ценка
предложений
О ценка
1 1 1 1 . 1
Переговоры П ереговоры Реш ение о
гарантиях
П ереговоры
Переговоры
1 1 “1 1 1
П родажа П родажа Продажа П одписание
контракта
Г ...... .. 1
Распродажа
Выкуп
управляю щ ими
П убличная
подписка на
акции
Контракт на
оказание
управленческих
услуг
П одписание
контракта
С овместное
предприятие
360

П одгот овит ельны й эт ап. После выбора целевого предприятия оно
должно быть подготовлено к передаче права собственности. Это может потребовать
разработки конкретных нормативных положений, или же такая передача
может быть осуществлена в рамках общего закона о приватизации. Необходимые
в дальнейшем нормативные аспекты будут определяться выбранным методом
приватизации и существующими на соответствующем рынке условиями. Если,
например, передача права собственности на государственное предприятие или на
поддающуюся отчуждению часть его связана с сохранением его статуса действующего
предприятия, то в соответствии с торговым кодексом потребуется изменение
правового характера этого предприятия, предполагающее его преобразование
в компанию открытого типа. Если рынку товаров или услуг подлежащего
приватизации предприятия присущи монопольные характеристики, необходимо
создать новую нормативную основу и учредить орган надзора, уполномоченный
защищать интересы потребителей и в то же время ограничивать возможные угрозы
нормативного характера для результативности деятельности предприятия.
Может возникнуть необходимость решать разнообразные конфликтные
ситуации, которые зачастую связаны с интересами работающих на предприятии.
К ним относятся уменьшение числа увольнений, справедливое обращение с избыточными
работниками и учет выслуги лет тех работников, которых оставляет на
предприятии новый работодатель.
Последним основным мероприятием, осуществляемым на подготовительном
этапе, является первоначальная стоимостная оценка. Двумя ключевыми
определяющими факторами стоимостной оценки являются потенциальная реакция
рынка и рентабельность предприятия в прошлые годы. Анализ потенциальной
реакции рынка охватывает не только уровень спроса, но и его источники.
Будет необходимо провести обзор государственной политики в отношении потенциальных
покупателей, а также условий продажи. Установление справедливой
цены, отвечающей возможностям целевой группы покупателей, является
сложной задачей в том случае, если рентабельность предприятия в прошлые годы
была низка, поскольку цены связаны с возможностью получения потенциальных
доходов. Если структурная реорганизация в целях улучшения финансового
положения не является приемлемым вариантом, разумная альтернатива предложению
с жесткой ценой заключается в определении цены на основе действия
рыночных сил путем организации торгов или аукционов как в случае проведения
публичной подписки на акции, так и в случае их размещения без обращения к
публике. Проведение торгов не является предпочтительным подходом в том случае,
если главная цель заключается в поощрении широкого публичного участия
ввиду относительной неопределенности и сложностей. Один из возможных вариантов
заключается в продаже первоначального блока акций на торгах с последующим
объявлением жесткой цены.
Еще один аспект рыночной реакции заключается в учете настроения покупателей,
особенно в свете конкретных рыночных условий, а также общих условий
предпринимательской деятельности. Более высокие цены могут быть получены
в том случае, если покупатели рассчитывают на возможности повышения
361

результативности деятельности предприятия, а также на установление определенной
степени влияния на рынке при минимальном нормативном вмешательстве.
Если же деловая обстановка нестабильна, покупатели будут отдавать предпочтение
таким вариантам, как, например, совместные предприятия в сфере услуг,
где капитальные расходы могут быть сведены к минимуму, а периоды окупаемости
относительно коротки. Следовательно, заинтересованность покупателя необходимо
стимулировать путем специальных налоговых и финансовых уступок,
например налоговых льгот, низких процентных ставок и т.д. Поэтому координация
государственной налоговой политики и политики в области приватизации в
рамках упомянутого выше генерального плана имеет чрезвычайно важное значение.
Эт ап практ ического проведения. Именно на этапе практического проведения
технической и стоимостной оценки фондов возникает необходимость пересмотра
планов и это может оказаться чрезвычайно важным для основной координации
деятельности людей, мероприятий и событий в целях логичного и своевременного
прохождения процесса. Сама по себе разработка такого документа может
способствовать уменьшению неправильного понимания и путаницы, которые
неизбежно возникают при осуществлении сложной задачи. Он также выполняет
роль существенно важного инструмента управленческого контроля, позволяя
сопоставлять вводимые ресурсы и получаемые результат на протяжении допустимого
и фактического периодов времени. Хотя в каждом случае процесс приватизации
может иметь неповторимый характер, между разными методами имеются
определенные сходные черты: выбор формы или масштаба процесса передачи
права собственности, поиск п определение покупателей, изучение возможностей
финансирования, выход на рынок с предложением, оценка ответов, ведение переговоров
пли иные методы заключения соглашений и окончательное оформление
сделки.
П равовые рам ки приват изации. Приватизация на уровне предприятий
осуществляется в национальных правовых рамках в соответствии с национальными
стратегиями экономического развития в странах централизованной плановой
экономики правовые рамки и страіепш неодинаковы.
Особое значение дли вновь создаваемых частных предприятий нмсеі конспгтуционпая
и основная правовая структура страны. Эта структура определяет,
гарантированы ли государством некоторые основные права и свободы для частных
лип (и корпораций), такие как верховенство закона, право на получение возмещения,
обращение в суды и недискриминацию, право на защиіу нтересов
частной собственности. Другой существенной гарантией для частных предприятий
(как правило предоставляемой конституцией или основными законами странами)
является зашита оі произвольной национализации или экспроприации и
гарантия того, чю в случае экспроприации будет выплачена справедливая компенсация.
Следующая катсіория норм, затрагивающих частные предприятия,
включаеі общие касающиеся торговли и коммерческой деятельности законы,
применяемые к рыночной экономике, которые регулируют интересы собственности.
договорные коммерческие отношения и законы о корпорациях. В них
362

законах оговариваются права и обязательства владельцев, держателей акций,
покупателей, продавцов, кредиторов, финансовых посредников, потребителей,
администрации, работников и т.д. возникающие в начале работы коммерческого
предприятия или в течение его срока эксплуатации, а также по завершении его
деятельности или ликвидации его активов.
Таким образом, в контрактах оговаривают требования к формированию
различных видов коммерческих предприятий (как правило, по меньшей мере,
собственный капитал в деле, партнерство и корпорации), обеспечение капитала,
регистрацию предприятия, основную структуру собственности и управления и
требования отчетности.
4 .5 .4 У чет в п р о ц е ссе п р и ва т и за ц и и
С точки зрения перспективного инвестора данные бухгалтерского учета
должны отличаться надежностью, соответствовать международным стандартам
учета и способствовать принятию решений об использовании средств в качестве
инвестиционного или ссудного капитала, а также оценке характера и периодичности
потоков денежной наличности. Таким образом, с точки зрения потребностей
общества на основе бухгалтерского учета должна предоставляться информацию,
пригодная для использования в следующих целях:
• для принятия решений о передаче права собственности (частности, связанные
с выбором способа приватизации и сроков ее проведения);
• для удовлетворения связанных с принятием решений потребностей
инвестора, что обычно включает, как минимум, подготовку проспекта
или информационной справки, а также плана предпринимательской
деятельности, включая финансовый прогноз;
• для оценки того, в какой мере осуществление правительством управленческих
функций отвечает интересам общества, включая вопрос о
том, насколько успешно выполнены задачи приватизации.
Качество учетных данных, составленных на основе операций прошлых периодов,
особенно при переходе от планового хозяйства к рыночной экономике,
обычно считается неадекватным для целей представления достоверной информации
инвесторам, о чем свидетельствуют многочисленные примеры ревизий в
связи с приватизацией. Это обусловлено рядом факторов, например: сосредоточением
функций бухгалтерского и бюджетного контроля в рамках одного и того
же нормативного органа; уделением первоочередного внимания производству, а
не рентабельности; и отсутствием внешней отчетности.
Тот факт, что деятельность государственных предприятий обычно была для
государства источником поступлений, означает, что налоговые органы уделяли
больше внимания разработке таких правил учета, которые имели благоприятный
бюджетный эффект, а не были призваны служить мерилом фактической деятельности
предприятия.
Некоторые проблемы оценки, а также необходимость самой оценки в ходе
приватизации принимаются зачастую не полностью. Довольно часто существует
363

путаница в понимании или трудности в разграничении трех отдельных вопросов:
оценки активов и обязательств; оценки предприятия в качестве ф ункционирую ­
щ его предприятия и определении окончательной продажной цены. Эти три вопроса
зачастую взаимосвязаны, но лишь в исключительных случаях аналогичны
друг другу. Для сохранения авторитета правительства в ходе процесса приватизации
необходимо чрезвычайно тщательно подходить к вопросам оценки приватизируемых
предприятий. Правительство может относительно просто определить,
какие предприятия не являются стратегическими и могут быть поэтому
переданы в частные руки. Оно может также довольно просто определить, какие
методы использовать для такой передачи - продажу, подписку на акции или выкуп
управляющими /служащими. Гораздо сложнее определить, сколько стоит
предприятие и какова разумная цена передачи активов из государственной собственности
в частные руки.
Необходимо сделать все возможное, с тем чтобы у общественности не возникло
ощущения того, что стоимость активов была занижена и они были проданы
слишком дешево, или того, что их стоимость была завышена и они не могли быть
проданы в связи с тем, что цены были слишком высокими и не могли заинтересовать
инвесторов. Неискушенный читатель может подумать, однако, что балансовая
ведомость является в некотором роде оценкой стоимости чистых активов
предприятия. Хотя первоначальная балансовая ведомость и является целесообразным
инструментом, она представляет собой лишь один из компонентов формулы
оценки, распространенное непонимание роли балансовой ведомости, особенно
определенными кругами прессы, может нанести серьезный ущерб успеху
программы приватизации.
Еще одним отдельным, но взаимосвязанным с другими вопросом в определении
продажной цены предприятий являются переговоры между покупателем
и продавцом. Продажная цена, вероятно, будет отличаться от оценки предприятия
как функционирующего предприятия по ряду причин, к которым, в частности,
относятся различные мотивы и позиции двух сторон. Правительство заинтересовано
не только в получении выручки от продажи, но и в достижении некоторых
макроэкономических целей, таких как поддержание уровня занятости, приток
прямых иностранных инвестиций, равновесное состояние платежного баланса.
Вместе с тем покупатель может быть заинтересован в обеспечении будущих доходов
и в увеличении своей доли рынка.
4.5.5 Проблемы учета и оценки стоимости
Рыночная экономика не может эффективно функционировать без финансовой
информации, которая одновременно является транспарентной и сопоставимой.
Пользователи информации, такие как инвесторы, банки и другие кредиторы,
Правительства, управляющие и служащие, а также широкая общественность,
нуждаются в такой информации, с тем чтобы принимать решения о том, как распределять
свои ресурсы. Программы приватизации не могут функционировать
без достоверной финансовой информации от предприятий, потому что Прави-
364

тельства, инвесторы и общественность должны быть уверены в том, что ресурсы
государственных предприятий передаются на справедливой основе и надлежащим
образом.
Рамки учета и аудиторской проверки. Главнейшим условием успеха
приватизации является наличие в стране адекватной правовой структуры. Потенциальные
инвесторы будут уклоняться от вложений капитала в стране, если существует
неопределенность в отношении политической стабильности правительства,
прав собственности и других основных прав, а также возможности вывозить
на родину свою прибыль.
Рекомендуется, чтобы цели программы и стратегические меры, которые
необходимо осуществлять, четко понимались гражданами страны, что требует хорошо
продуманной и эффективно разъясненной программы. Предоставление информации
гражданам должно распространяться на сектора экономики и конкретные
отрасли и предприятия, которые будут включены в программу приватизации.
Как правило, для осуществления программы необходима законодательная
поддержка. Необходимы законы для учреждения организации и назначения сторон,
которые будут отвечать за реализацию различных мер в процессе приватизации
- от отбора кандидатов и подготовки технико-экономических обоснований,
до подготовки кандидатов на передачу собственности и завершения индивидуальных
операций.
Проблемы переходного периода. Существуют три основных элемента
инфраструктуры учета. Этими элементами являются:
• системы финансовой отчетности, которые основаны на национальных
схемах счетов или на общепринятых принципах бухгалтерского учета,
установленных нормативными органами в государственном и/или частном
секторах;
• профессиональные органы бухгалтеров и аудиторов, целью которых является
поощрение непрерывного обучения своих членов, поощрение общих
интересов общественности и общее повышение престижа своих членов;
• система образования, которая обеспечивает соответствующую подготовку
будущих бухгалтеров и аудиторов для государственного и частного
секторов.
В странах с переходной экономикой эти элементы либо нуждаются в разработке,
либо требуют реорганизации. Хотя, как правило, в них уже существуют
национальные планы счетов, они не удовлетворяют все нужды пользователей
финансовой информации в условиях рыночной экономики. Могут существовать
организации бухгалтерских работников, но у их членов могут быть более широкие
интересы и профессиональные задачи, чем у квалифицированных бухгалтеров
в странах с рыночной экономикой. Кроме того, несомненно, системы образования
были ориентированы на подготовку специалистов в соответствии с потребностями
плановой экономики. С учетом новых экономических реальностей преподаватели
должны пройти переподготовку по вопросам макро- и микроэкномической
теории и их новой роли в рыночной экономике.
Проблемы оценки. Когда приоритет отдается скорости процесса приватизации,
это может негативно сказаться на качестве учетной информации. Опыт
365

показал, что быстрая приватизация обычно приводит к неточным и зачастую
заниженным оценкам. Такие результаты могут привести к значительным социальным
проблемам, если граждане сочтут, что достояние страны распродается по
заниженным ценам. Хотя оценки производятся с использованием сочетания
учета первоначальной стоимости предыдущих сделок, экономических прогнозов,
рыночной информации и научных методов, они все же являются продуктами
субъективного суждения. Различные эксперты могут делать разные оценки на
основе одних и тех же данных, но с использованием различных методов.
Кроме того, рекомендуется предусмотреть положения для проведения переоценок
и корректировок на последующих этапах, с тем чтобы обеспечить справедливость
сделок. Может оказаться целесообразным сдать собственность в
аренду новым приватизированным предприятиям на условиях последующих
опционов выкупа, когда оценки активов и соответствующих обязательств могут
быть определены с большей точностью.
Информация о финансовой отчетности должна помогать пользователям в принятии
решений о различных вариантах приватизации на основе сопоставления их
преимуществ. Она должна помогать в подтверждении правильности каждой сделки
правительству, а также новым владельцам предприятия, и, кроме того, должна помогать
в определении макроэкономических последствий в текущем и будущем периодах.
Кроме того, она должна облегчать сравнения между предприятиями.
После проведения приватизации необходимо, чтобы правительство предусмотрело
подготовку специальных докладов, в которых его отраслевым подразделениям
разъяснялись финансовые результаты программы приватизации. Транспарентность
и отчетность являются ключевыми элементами любой программы
приватизации.
Переход на новые системы учета и отчетности и введение нового законодательства
не могут быть успешными без переподготовки ведущих специалистов.
Правительство должно обеспечить такую переподготовку, потому что она является
важным элементом укрепления его потенциала по осуществлению программы
расширения частного сектора экономики. Управляющие и бухгалтеры на предприятиях
должны лучше понимать основные концепции лежащие в основе
финансирования и отчетности предприятия. Должны быть поняты концепции
информационных систем управления, потому что в странах с рыночной экономикой
бухгалтеры играют ключевую роль в аппарате управления. Бухгалтерам и
аудиторам необходимо выносить важные решения по многим финансовым вопросам,
таким как целесообразность тех или иных инвестиций, порядок оценки текущей
стоимости запасов, дебиторской задолженности и других активов и необходимые
меры в отношении будущих обязательств. Бухгалтеры должны также
иметь возможность представлять финансовую информацию для многих и самых
разных пользователей, что ранее не требовалось в большинстве стран мира, осуществляющих
переход на рыночные отношения.
Кроме того, существуют определенные основные финансовые концепции,
в которые должны быть поняты широкой общественности. Например, руководители
и рабочие предполагали, что "эти гигантские электростанции со всем их
3 6 6

тяжелым оборудованием стоят миллионы доллары ... Не было понимания того,
что что-то стоит весьма дорого лишь тогда, когда кто-то хочет это приобрести".
Многие люди не понимают цели амортизации основных активов и каким образом
чисто перенесенные суммы могут быть значительно большими, чем текущая
стоимость таких активов. В Казахстане использовавшиеся коэффициенты амортизации
основных фондов были весьма низкими, потому что предполагалось,
что производственные мощности и оборудование будут использоваться в течение
периодов времени, которые соотносятся лишь с физическим состоянием активов.
Концепции экономического или технологического устаревания не были
понятны и, следовательно, не принимались во внимание. Когда в стране широко
вводятся концепции рыночной отчетности, необходимо время для разъяснения
новых понятий вовлеченным в процесс приватизации лицам. 1 ІТ'Яһ
4.5.5.1 Проблемы оценки стоимости активов і
4.5.S.1.1 Оценка основных средств предприятий отрасли
В соответствии с Постановлением Кабинета Министров Республики Казахстан
от 21 окт ября 1994 года № 1178, в целях создания экономически обоснованных
условий формирования ресурсов денежных средств на обновление основных
фондов и создание необходимой базы для оценки имущества в процессе
приватизации для предприятий и организаций Министерства энергетики и угольной
промышленности с учетом государственного регулирования стоимости их
товаров, а также для объективного установления паритета цен на все виды Внутренней
Валовой продукции, утверждены отраслевые коэффициенты перерасчета
балансовой стоимости в восстановительную при переоценке основных фондов по
состоянию на 01 июля 1995 года (Таблица 4.5.2).
Таблица 4.5.2
Группы основных фондов
Коэффициент
З д а н и я , с о о р у ж е н и я , с т р о е н и я 2 ,5
Ж е л е з н о д о р о ж н ы е т р а н с п о р т н ы е с р е д с т в а . У с т р о й с т в а э л е к т р о п е р е ­
д а ч и и с в я з и , т р у б о п р о в о д ы . С и л о в ы е м а ш и н ы и о б о р у д о в а н и е :
• Т е п л о т е х н и ч е с к о е о б о р у д о в а н и е ( Э н е р г е т и ч е с к и е и
в о д о г р е й н ы е к о т л ы )
• Т у р б и н н о е о б о р у д о в а н и е
• Э л е к т р о д в и г а т е л и
С п е ц и а л ь н ы е и н с т р у м е н т ы , и н в е н т а р ь и п р и н а д л е ж н о с т и , к о м п ь ю т е ­
р ы , п е р и ф е р и й н ы е у с т р о й с т в а и о б о р у д о в а н и е п о о б р а б о т к е д а н н ы х . 2 ,5
Примечания.
1. Не энергетические объекты общего назначения индексируются на общих основаниях.
2. В соответствии с Указом Президента Республики Казахстан от 24.04.95 г. N 2235 “ О
налогах и других обязательных платежах в бюджет ’’ группы основных фондов укрупнены.
3. Амортизационные отчисления для основного оборудования составляют 8 %, для зданий
и сооружений -7%. В среднем по энергетической отрасли - 7,8 %. Нормативный срок
службы энергооборудования составляет примерно 13 лет. Амортизационные отчисления
при предполагаемой стоимости финансируют около 50% замещаемой мощности.
367
1 7 .0
17.0
1 7 .0
1 7 .0

Обоснование коэффициентов пересчета балансовой стоимости
в восстановительную при переоценке основных фондов
по состоянию на 1 июля 1995 года
Рассмотренные варианты для расчетов коэффициентов.
Вариант -1
Рыночный способ определения восстановительной стоимости основного
оборудования путем опроса заводов - производителей.
Вариант - 2
Сопоставление стоимости основных фондов к себестоимости конечного
товара.
Вариант - 3
Пересчет стоимости фондов через официальные курсы рубля и тенге к доллару
США.
Вариант - 4
Пересчет стоимости фондов через изменение соотношения капитального
вложения и строительно-монтажных работ в период строительства и действующих
на 01.01.96г.
Вариант - 5
Пересчет стоимости основных фондов через фактические затраты на ремонт
и восстановление ресурсов оборудования.
Вариант - 6
Подсчет восстановительной стоимости основных фондов через стоимость
оборудования в мировых ценах, действовавших в период строительства электростанции,
с учетом износа в период эксплуатации.
Исходные данные для вариантных расчетов представлены в таблицах 4.5.3
- 4.5.8, результаты расчетов показаны в таблицах 4.5.9 - 4.5.14. Анализ расчетов
говорит о том, что практически все методы расчета имеют право на существование,
поскольку отличие вариантов 1, 3, 6 от варианта 2 (минимального) составляют
максимум 4,9%, и только вариант 5 отличается на 30% и вариант 6
(максимальный) превышает вариант 2 на 96%.

Ввод основных фондов Экибастузской ГРЭС-1
Таблица 4.5.3
Энергоблок
Дата ввода
Полная стоимость
(в ценах 1969 г.),
млн. руб.
1 31.03.80 134,7
2 20.12.80 17,5
3 31.03.81 54,4
4 31.05.82 44,1
5 30.12.82 68,0
6 30.04.83 38,0
7 31.12.83 75,2
8 19.12.84 166,2
ВСЕГО 598,1
Исходные проектные и фактические показатели
Экибастузской ГРЭС-1 на 01.01.96.
Таблица 4.5.4
Единицы
Количество
Наименование
измерения По проекту
Факт, на
1995 г.
Стоимость электростанции млн. руб. /млн. т. 447,28 5918,7
Удельные капиталовложения в руб. / кВт 119,32 1479,7
промышленное строительство
Мощность электростанции тыс. кВт 4000 4000
Г одовой отпуск электроэнергии кВт.ч 106 25924 7700
Удельный расход условного топлива
кг / кВт.ч 0,336 457,5
Годовой расход натурального
т / год 106 15,6 5,9
топлива с учетом потерь
Удельная численность персонала чел / 1000 кВт 0,4 1,6
В том числе эксплуатационного чел / 1000 кВт 0,168 0,335
Себестоимость отпущенной электроэнергии
коп / кВт.ч
тыин / кВт.ч
цент / кВт.ч
0,382
102,55
2 4 — 27 7 369

млн. тенге
Наименование группы основных фондов
Расчет основных фондов на второе полугодие 1995 года
по Экибастузской ГРЭС-1
Первоначальная
балансовая стоимость
на 01.07.95.
Коэффициент
Таблица 4.5.5
Первоначальная
балансовая стоимость в
перерасчете на 01.08.95.
Здания 848,7 1,5 1273,1
Сооружения 342,8 1,5 514,2
Передаточные устройства 390,9 1,2 469,8
Машины и оборудование, в том числе: 2579,4 1,4 3594,3
Силовые машины и оборудование 2654,5 1,4 3439,2
Рабочие машины и оборудование 110,8 1,4 155,1
Измерительные и регулирующие приборы и устройства,
4,9 1,6 7,8
лабораторное оборудование
Вычислительная техника 7Д 1,4 9,9
Прочие машины и оборудование 0,1 1,7 0,2
Транспортные средства: железнодорожный 6,7 1,2 46,9
прочие 31,5
Инструмент 0,06 2,0 0,1
Производственный и хозяйственный инвентарь 1,4 1,7 2,4
ВСЕГО 4201,7 1,4 5918,7

Расчет коэффициента роста стоимости оборудования на 1995 год в сравнении с ценами 1991 года
Н аименование оборудования
Прейскурантная
цена 1984г.,
тенге
Перевод в
цены 1991г.,
тенге
Приобретение
в течение
1994-1995Г.Г.,
тенге
НДС - 28 %,
Тр-т - 20 %,
Услуги - 3 %
не учтенные
в договорах
Таблица 4.5.6
Коэффициент
роста стоимости
1. О сновное оборудование
Котел Пп-1650 7213663 111776178 187150000 - 165
Турбина К-500/240 3248518 5035203 475125000 1,51 142
Турбогенератор ТГВ-500 1340000 2077000 342090000 - 165
Трансформатор ТЦ-630000 585000 906750 86789500 1,51 145
Тягодутьевая машина 595550 923102 26781485 1,51 44
Турбина К-11,ОП-1 175000 271250 30408000 - 173
Электрофильтры 42180 65379 4833522 - 74
Насос ОПВ-5-145 22500 34875 1762487 1,51 115
Насос ЦН-3000-197 66500 103075 7172792 1,51 159
Подогреватели сырой воды 28790 44624 2264250 1,51 77
Электродвигатель АБКА 1000/1500 45800 70990 5434218 1,51 115
Сепараторы 17560 27218 2062558 1,51 114
Высоковольтное оборудование 350000 542500 23206105 - 43
Выключатель ВВД 220-40/2000 72000 111600 6545322 1,2 70
Турбокомпрессоры 21480 33294 3708492 1,51 168
Трансформатор ТРДНС-4000/20 79000 122450 14654165 1,21 144
ИТОГО по 1 группе 13903541 127028488
2. П рочее оборудование
307010 590951 32855450 1,51 109
ВСЕГО

Расчет восстановительной и остаточной стоимости основных средств Экибастузской ГРЭС-1
Таблица 4.5.7
Н а и м е н о в а н и е г р у п п ы
о с н о в н ы х ф о н д о в
П е р в о н а ч а л ь н а я
( и с х о д н а я ) б а л а ­
н с о в а я с т о и ­
м о с т ь ( в ц е н а х
н а 1984-9ІГ.Г. д о
п е р е о ц е н о к )
м л н . р у б .
И н д е к с ы п р о в е д е н н ы х п е р е о ц е н о к о с ­
н о в н ы х с р е д с т в
К 1 К 2 К З К 4 К 5
П е р в о н а ч а л ь н а я
б а л а н с о в а я с т о и ­
м о с т ь в
п е р е р а с ч е т е н а
01.08.95.,
Здания 154,0 14,2 34 81 5,51 1,5 1273,1
Сооружения 62,2 19,7 34 81 5,51 1,5 514,2
Передаточные устройства 42,5 41,4 47 98 9,21 1,2 469,8
Машины и оборудование, в том числе: 397,3 55,8 1,4 3594,3
Силовые машины и оборудование 377,3 55,0 37 88 6,51 1,4 3439,2
Рабочие машины и оборудование 17,0 73,0 37 88 6,51 1,4 155,1
Измерительные и регулирующие приборы и 1,0 67,7 24 105 5,04 1,6 7,8
устройства, лабораторное оборудование
Вычислительная техника 1,9 55,4 20 92 3,68 1,4 9,9
Прочие машины и оборудование 0,02 25,2 37 88 6,51 1,7 0,2
Транспортные средства:
0,8 42,8 52 81 8,42 1,2 46,9
железнодорожный
прочие 4,5 28,7 38 93 7,07
Инструмент 0,01 28,0 22 102 4,49 2,0 0,1
Производственный и хозяйственный
0,3 7,4 22 102 4,49 1,7 2,4
инвентарь
В С Е Г О 661,6 42,9 1 ,4 5918,7
Примечание:
К1- отношение остаточной стоимости к первоначальной;
К 2 - переоценка на 01.01.93.;
КЗ- переоценка на 01.10.94.;
К4- индекс перехода с рубля к тенге (К2*К З ): 500;
К 5 - переоценка на 01.08.95.
м л н . т е н г е

Определение усредненного коэффициента роста стоимости оборудования на 1995 год
Н а и м е н о в а н и е о б о р у д о в а н и я
(в сравнении с ценами 1991 года)
__________________________________________________________________ Таблица 4.5.8
П р е й с к у р а н т н а я
ц е н а 1 9 9 4 г о д а ,
т е н г е
К о л и ч е с т в о н а
с т а н ц и и ,
ш т
У д е л ь н ы й в е с в
с т о и м о с т и в с е г о
о б о р у д о в а н и я
с т а н ц и и , %
К о э ф ф и ц и е н т
р о с т а с т о и м о ­
с т и о б о р у д о в а ­
н и я
У д е л ь н ы й к о э ф ­
ф и ц и е н т с т о и ­
м о с т ь о б о р у д о в а ­
1. Основное оборудование
Котел Пп-1650 7213663 8 21,2 165 3498
Турбина К-500/240 3248518 8 9,5 142 1349
Турбогенератор ТГВ-500 1340000 8 3,9 165 644
Трансформатор ТЦ-630000 585000 8 1,7 145 247
Тягодутьевая машина 595550 16 3,5 44 154
Турбина К -11, ОП-1 175000 8 0,5 173 87
Электрофильтры 42180 16 0,3 74 17
Насос ОПВ-5-145 22500 18 0,25 115 17
Насос ЦН-3000-197 66500 8 0,2 159 32
Подогреватели сырой воды 28790 8 0,1 77 8
Электродвигатель АБКА 1000/1500 45800 16 0,3 115 35
Сепараторы 17560 8 0,05 114 6
В/вольтное оборудование 350000 8 1,0 43 43
Выключатель ВВД 220-40/2000 72000 8 0,2 70 14
Т урбокомпрессоры 21480 8 0,6 168 101
Трансформатор ТРДНС-4000/20 79000 8 0,2 144 29
ИТОГО по 1 группе 13903541 43,4 6286
2. Прочие оборудование
56,6 109 6170
В С Е Г О 1 0 0 1 2 4 5 6
Примечание:
К=109 - среднеарифметический коэффициент роста стоимости оборудования по 2 группе.
Удельный вес оборудования по стоимости определен с учетом общей стоимости оборудования
ЭГРЭС-1 в ценах 1984 года 272,2 млн. руб.
К=125 - усредненный коэффициент роста стоимости оборудования.
н и я

Рыночная стоимость основного оборудования на 01.01.96.
тенге
Вариант -1
Таблица 4.5.9
Н а и м е н о в а н и е г р у п п ы о с н о в н ы х ф о н д о в н а 1 0 .0 8 .9 5 . Р ы н о ч н а я с т о и м о с т ь К о э ф ф и ц и е н т
374
Здания 1273089406 1909634107 1,5
Сооружения 514205926 771308888 1,5
Передаточные устройства 469820341 657748477 1,4
Машины и оборудование, в том числе: 3594253024 89031824183 24,8
Силовые машины и оборудование 3439167851 85039929512 24,7
Рабочие машины и оборудование 155085173 3991894671 25,7
Измерительные и регулирующие приборы и устройства,
лабораторное оборудование
Вычислительная техника 9950379 82907240 8,3
Прочие машины и оборудование 171370 254286 1,5
Транспортные средства: железнодорожный 46853774 120906092 2,6
Инструмент 120878 401283 3,3
Производственный и хозяйственный инвентарь 2388654 3394965 1,5
В С Е Г О 5 9 1 8 6 7 9 8 3 9 9 3 0 8 3 7 6 9 9 6 8 1 5 ,7

Сопоставление стоимости основных фондов к себестоимости товара
Вариант - 2
Таблица 4.5.10
Н а и м е н о в а н и е г р у п п ы о с н о в н ы х ф о н д о в
О т н о с и т е л ь н а я
с т о и м о с т ь
Н е о б х о д и м а я в о с с т а н о в и т е л ь н а я с т о и м о с т ь
П о ц е н а м н а э/э П о м е ж д у н а р о д н ы м
Р К н а 0 1 .0 1 .9 6 .
ц е н а м н а э/э
Здания 20,2 18460,5 33300,1
Сооружения 8,2 7495,9 13512,8
Передаточные устройства 9,3 8503,7 15332,5
Машины и оборудование, в том числе:
Силовые машины и оборудование 58,5 53491,3 96442,8
Рабочие машины и оборудование 2,6 2375,4 4276,7
Измерительные и регулирующие приборы и устройства,
лабораторное оборудование 0,12 105,7 197,5
Вычислительная техника 0,17 155,4 280,3
Прочие машины и оборудование 0,002 1,8 3,2
Транспортные средства: железнодорожный 0,9 821,0 1473,8
Инструмент 0,0015 1,4 2,5
Производственный и хозяйственный инвентарь 0,03 27,4 49,5
В С Е Г О 1 0 0 % 9 1 4 3 8 ,1 1 6 4 8 7 6 ,7
П рим ечание:
1. П о ценам РК: проект ная выработ ка ■ст оим ост ь 1 кВ т .ч • коэф ф ициент ам орт изационны х
от числений срок сл у ж б ы = 25924 ■ 1,19 0,078 • 38 = 91438,1;
2. П о м еж дународны м ценам : 25924 ■6,0 ■0,053 ■20 = 164876,7

Перерасчет стоимости фондов через перерасчет стоимости рубля к тенге
376
Н а и м е н о в а н и е г Р у п п ы о с н о в н ы х ф о н Д ов
В а р и а н т - 3
П е р в о н а ч а л ь н а я ( и с х о д н а я )
б а л а н с о в а я с т о и м о с т ь (в ц е н а х
н а 1 9 8 4 - 9 1 г .г . д о п е р е о ц е н о к ) ,
м л н . р у б
Т а б л и ц а 4 .5 .1 1
В а л о в а я с т о и м о с т ь з а м е щ е н и я
н а 0 1 .0 8 .9 5 г .,
м л н . т е н г е
Здания
154,0 23664,6
Сооружения
62,2 9558,3
Передаточные устройства
42,5 5220,6
Машины и оборудование^ в том числе-
397,3 56966,2
Силовые машиңЬі и оборудование
377,3 54107,3
НаЬочие машины и оборудование
17,0 2299,9
измерительные и регуЛирующие приборьі и
ройства, лабораторное оборудование
вычислительная техниь-я
1,9 276,9
Прочие машины и оЬоруДОвание
0,02 2,7
1 ранспортные средства; железнодорожный
0,8 98,3
прочие 4,5
Инструмент
0,01 2,8
производственный и Хозяйственный инвента
0,3 56,3
В С Е Г О
'■*------------
6 6 1 ,6 9 6 0 0 6 ,4
П рим ечание: 1. О ф ициальн ы й к ур ср убль/т енге = 102>42 на 01.07.95.;
эФ ф ициент переоценки на 01.08.95. = 1,4

Расчет валовой стоимости замещения Экибастузской ГРЭС-1 на 01.07.95.
по сводной смете и рыночных коэффициентов инфляции в капстроительстве
Вариант - 4
Таблица 4.5.12
Н а и м е н о в а н и е
з а т р а т
Строительные работы
Монтажные работы
Оборудование
Прочие затраты
И Т О Г О
С т о и м о с т ь п о
с в о д н о й с м е т е
в ц е н а х 1 9 6 9 г .,
т ы с . р у б .
К о э ф ф и ц и е н т ы
К 1 К 2 К З К 4
О с т а т о ч н а я
с т о и м о с т ь
з а м е щ е н и я в ц е ­
н а х н а 0 1 .0 8 .9 5 .,
м л н . т е н г е
213770,6
36% 1,18 1,54 49,651 19287,6
85046,9
14% 1,18 1,54 49,651 7673,4
240878,2
40% 1,13 1,55 125,0 1,4 73832,2
58391,8
10% 1,0 1,09 49,651 1,7 5372,2
5 9 8 0 8 7 ,5
1 0 0 % 1 0 6 1 6 5 ,4
П рим ечание:
К1 - коэф ф ициент перевода с цен 1969 года в цены 1984 года;
К 2 - коэф ф ициент перевода с цен 1984 года в цены 1991 года;
К З - коэф ф ициент перевода в ры ночны е цены 1995 года;
К 4 - коэф ф ициент перевода с цен на 01.07.95. в цены на 01.08.95.

Расчет восстановительной и остаточной стоимости основных средств Экибастузской ГРЭС-1
через сложившиеся фактические и нормативные затраты на капитальный ремонт
378
Н а и м е н о в а н и е г р у п п ы о с н о в н ы х ф о н д о в
Вариант - 5
_________________________________________ Таблица 4.5.13
П е р в о н а ч а л ь н а я
б а л а н с о в а я с т о и ­
м о с т ь н а 0 1 .0 7 .9 5 г .
(б е з и н д е к с а ц и и н а
0 1 .0 7 .9 5 г .) , м л н . т е н г е
Ф а к т и ч е с к и й о б ъ е м
к а п . р е м о н т а н а
1 9 9 5 г .,
м л н . т е н г е
Н е о б х о д и м а я н о р ­
м а т и в н а я в о с с т а ­
н о в и т е л ь н а я с т о и ­
м о с т ь о с н о в н ы х
ф о н д о в , м л н . т е н г е
Здания 848,7 102,0 3519,0
Сооружения 342,8 155,7 5371,7
Передаточные устройства 390,9 177,0 6106,5
Машины и оборудование, в том числе: 2579,4 2877,0 99256,5
Силовые машины и оборудование 2456,5 2689,9 92801,5
Рабочие машины и оборудование 110,8 52,7 1818,2
Измерительные и регулирующие приборы и устройства,
4,9 124,0 4278,0
лабораторное оборудование
Вычислительная техника 7,1 10,4 358,7
Прочие машины и оборудование
од
Транспортные средства: железнодорожный 6,7 37,7 1300,7
прочие 31,5
Инструмент 0,06 3,3 113,9
Производственный и хозяйственный инвентарь 1,4
Непромышленное производство 13,3 458,9
В С Е Г О 4 2 0 1 ,7 3 5 0 0 ,4 1 2 0 7 6 3 ,8
П рим ечание: П ереводной коэф ф ициент для обеспечения рем онт ного ф онда К=34,5

379
Подсчет восстановительной стоимости основных фондов через стоимость оборудования в мировых
ценах, действовавших в период строительства электростанции, с учетом износа в период эксплуатации
Вариант - 6
Таблица 4.5.14
м л н . т е н г е
Наименование группы основных фондов
Первоначальная
балансовая
стоимость на
01.07.95 (без
индексации на
01.07.95г.)
Относительная
стоимость
%
Первоначальная
стоимость
в мировы
х ценах
Амартизационный
износ
Остаточная стоимость
По
верхнему
пределу
По
нижнему
пределу
Здания 848,7 20,2 64640,0 28441,6 36198,4 19198,1
Сооружения 342,8 8,2 26240,0 11545,6 14694,4 7793,3
Передаточные устройства 390,9 9,3 29760,0 13094,4 16665,6 8838,7
Машины и оборудование, в том числе: 2579,4 61,4 196480,0 86451,2 110028,8 58354,6
Силовые машины и оборудование 2456,5 58,5 187200,0 82368,0 104832,0 55598,4
Рабочие машины и оборудование 110,8 2,6 8320,0 3660,8 4659,2 2471,0
Измерительные и регулирующие приборы и устройства,
лабораторное оборудование
Вычислительная техника 7,1 0,17 544,0 239,4 104,6 161,6
Прочие машины и оборудование 0,1 0,002 6,4 2,8 3,6 1,9
Транспортные средства: железнодорожный 6,7 0,16 512,0 225,3 286,7 152,1
прочие 31,5 0,7 2240,0 985,6 1254,4 665,3
Инструмент 0,06 0,015 4,8 2,1 2,7 1,4
Производственный и хозяйственный инвентарь 1,4 0,03 96,0 42,2 53,8 28,5
ВСЕГО 4201,7 100% 320907,2 141199,2 179708,0 95309,5
Примечание: 1. Срок служ бы основного оборудования 25 лет. Это допущ ение сделано на основании практики эксплуатации
в России 150000 часов эксплуат ации после продления срока служ бы и 2 следующ их друг за другом
периодов продления срока служ бы на 20000 часов. Коэффициент аморт изационного износа = 0,44;
2. Коэффициент работ оспособност и = факт, выработка / проект, выработку = 0,297

4 .5 .6 О б щ и й о б зо р п р о в е д е н н ы х п р и в а т и з а ц и й
в н е к о т о р ы х с т р а н а х м и р а
В А н г л и и программа предусматривала дерегулирование за счет создания в
промышленном секторе условий для конкуренции между государственными и
частными компаниями и денационализацию путем выпуска большого числа
акций и объявления на них открытой подписки. Вследствие того, что национальный
и международный рынки капитала в Англии характеризуется высокой степенью
развития, выпуск акций не создал существенных проблем для правительства.
Вместе с тем, поскольку одна из преследуемых целей заключалась в обеспечении
распространения этих акций среди большого числа собственников, была
развернута широкая рекламно-пропагандистская кампания. Для успешного проведения
подписки правительству было необходимо принять меры к тому, чтобы
значительным образом перестроить структуру задолженности компаний, а
также покрыть связанные с этим расходы и взять на себя обязательства по выплате
пенсий для обеспечения экономической жизнеспособности приватизированных
предприятий. Проблемы учета возникали в тех случаях, когда планировалось
приватизировать лишь часть того или иного государственного предприятия.
Предметом тщательного анализа стал вопрос о распределении доходов и
расходов между соответствующими отчетными периодами. Во многих случаях
отсутствовала надлежащая учетная документация. Кроме того, когда при оценке
стоимости активов использовались обычные коммерческие стандарты, необходимо
было производить корректировку для изменения сроков амортизации, а также
списания одних и капитализации других расходов прошлых периодов.
Ф р а н ц и я . Приватизация осуществлялась главными образом путем размещения
акций на биржах и их продажи служащим. Для обеспечения результативности
этого процесса требовались значительное усилия в области планирования
и контроля. Наиболее крупной из возникших проблем явился выбор предположений
и основ, наиболее подходящих для оценки предприятий. Проблемы в области
бухгалтерского учета и отчетности во многих случаях практически не возникали,
поскольку французские предприятия используют коммерческие системы
финансового учета. Однако значительные проблемы могут возникнуть при выборе
компонентов предприятий, подлежащих передаче в частные руки. Счета и
операции зачастую отражают одновременно деятельность различных сегментов
крупных предприятий, и поэтому на них нельзя опираться при оценке прошлой
или планировании будущей деятельности отдельного компонента предприятия.
В е н г р и я . До настоящего времени приватизация в большинстве случаев
осуществлялась за счет создания совместных предприятий, спонтанной приватизации,
публичной подписки и проведения торгов. Обеспечить соблюдение поставленных
правительством сжатых сроков было сложно по причине отсутствия
капитала, неясности в отношении прав собственности, неадекватности учета и
финансовой информации, а также негибкого характера мер государственного
регулирования. Несмотря на нехватку капитала, правительство возражало против
введения в действие систем купонных инвестиций, которые применяются в
380

других странах Центральной и Восточной Европы, опасаясь того, что права
собственности на предприятия могут приобрести слишком "размытый характер".
Это решение, по-видимому, несколько слабеет, потому что, хотя программа
Венгрии осуществлялась быстрее и дальше, чем где-либо, предстоит еще многое
сделать, чтобы достичь цели, поставленной правительством и заключающейся в
приватизации половины экономики. Новое законодательство и, в частности,
новый закон об учете должны позволить улучшить положение. В отношении финансовых
отчетов за периоды, предшествующие приватизации, используются
данные за прошлые годы за исключением случаев, связанных с привлечением
иностранного капитала. В этих случаях Управление государственного имущества
требует представления независимой оценки текущей рыночной стоимости.
Законом также предписывается проведение ревизий независимыми бухгалтерами.
Г е р м а н и я является единственной в своем роде страной, имеющей опыт
приватизации в условиях двух существенным образом отличающихся друг от
друга макроэкономических структур: рыночной экономики бывшей Федеративной
Республики Германии и планового хозяйства бывшей Германской Демократической
Республики, которое в настоящее время быстрыми темпами преобразуется
в экономику рыночного типа. После объединения Германии было намечено
сократить объем государственных субсидий в тех секторах экономики, в которых
сохранение государственной собственности утратило практический смысл. Для
достижения этой цели были приняты меры по размещению большого числа акций
через национальный и международный рынки капитала, которые в бывшей Федеративной
Республике Германии были хорошо развиты. После проведенной 1
июля 1990 года в бывшей Германской Демократической Республике валютной
реформы осуществляемая федеральным правительством программа приватизации
стала важным элементом процесса перехода от планового хозяйства к рыночной
экономике. Правительство пришло к выводу о том, что наиболее быстрым путем
проведения приватизации является продажа мелких предприятий их управляющим
и работникам, а более крупных предприятий - другим действующим компаниям.
Одну из важных проблем представляет собой адекватность фондов приватизируемых
предприятий в бывшей Германской Демократической Республике, и
правительство решает эту проблему, используя прочно сложившуюся финансовую
инфраструктуру Германии и субсидируя инвестиции. До начала приватизации
того или иного предприятия бывшей германской Демократической Республики
составляется начальная балансовая ведомость, в которой активы учитываются
как активы действующего предприятия с пересчетом показателей стоимости
в ценах приобретения в показатели стоимости в текущих ценах, как того требует
германское законодательство. При подготовке начальных балансовых ведомостей
в силу ряда проблем в области учета, особенно в том, что касается оценки
стоимости, имели место значительные задержки.
Ч е х о с л о в а к и я . Наиболее важной чертой приватизации в этой стране является
стремление обеспечить быструю передачу собственности из государственного
сектора в частный. Мелкие предприятия приватизируются быстрыми
темпами, фактически в течение одного года, а приватизацию средних и крупных
381

государственных предприятий планируется осуществить в течение следующих
пяти лет. Для распоряжения активами как мелких, так и крупных приватизируемых
предприятий, был создан Национальный фонд собственности, являющийся
самостоятельным юридическим лицом. Для передачи активов в частные руки
используются такие методы, как проведение открытых аукционов, объявление
публичной подписки на акции или создание акционерных компаний. Из-за нехватки
капитала в частном секторе иностранным инвесторам разрешается вкладывать
капитал в крупные приватизируемые предприятия, а для того, чтобы возможность
вкладывать капитал в бывшие государственные предприятия имелась у
населения, была разработана система купонов. Система учета, использовавшаяся
при централизованном планировании, модернизируется для удовлетворения
потребностей экономики рыночного типа. Для составления вступительных балансов
производится оценка стоимости осязаемых и неосязаемых активов, а
также пассивов предприятий, отобранных для приватизации. Общей проблемой
при проведении стоимостной оценки является нехватка как качественных данных,
так и данных за прошлые периоды для целей сопоставления.
Польша. Быстрыми темпами идет процесс продажи мелких и средних
предприятий или их сдачи в краткосрочную или долгосрочную аренду предпринимателям.
Крупные предприятия реорганизуются и распродаются местным
и иностранным инвесторам путем объявления публичной подписки на акции или
их продажи на аукционах. Как и в других станах, осуществляющих переход к
экономике рыночного типа, в Польше ощущается нехватка отечественного капитала
для вложения в торгово-промышленные предприятия, и процесс привлечения
иностранного капитала очень затруднен. Ограничения на иностранные инвестиции
и нестабильная политическая обстановка препятствуют значительному
притоку нового капитала в Польшу, однако новый законодательный акт, недавно
принятый парламентом должен изменить эту ситуацию. Хотя объем операций на
новой фондовой бирже ограничен, он постепенно расширяется.
Предоставление надлежащей финансовой информации инвесторам и
управляющим в условиях рыночной экономики является проблемой для всех
стран, в которых системы бухгалтерского учета обслуживали потребности центральных
плановых органов. В Польше формируется соответствующая система
бухгалтерского учета и осуществляется подготовка преподавателей и
бухгалтеров. На стадии организационного становления находится ассоциация
дипломированных бухгалтеров. В этих условиях стоимостная оценка активов
и обязательств предприятий затруднена, поскольку данные за прошлые годы
мало чем помогают прогнозированию будущих результатов хозяйственной деятельности.
Процесс стоимостной оценки еще более осложняют высокие темпы
инфляции.
Мексика. Основные методы, которыми правительство пользовалось до
сих пор в достижении своих целей, заключались в проведении торгов и объявлении
открытой подписки на акции. Конкретные сделки осуществляются одним
из коммерческих банков страны по поручению министерства финансов и государственного
кредита. В Мексике хорошо налажена система стандартов учета и
бухгалтерское дело. Однако ввиду гиперинфляции в последние годы возникла
382

необходимость корректировки на основе общих индексов цен и оценок экспертов
финансовой информации за истекший период, использовавшейся для оценки
деятельности компаний. Банки и другие финансовые учреждения в Мексике используют
отвечающие требованиям правительства в отношении их соответствующих
отраслей промышленности принципы учета, которые не совпадают с
международными стандартами. Эту проблему еще предстоит решить. Кроме
того, необходимо рассматривать в каждом случае при приватизации предприятия
вопросы соответствующего начисления расходов в связи с обязательствами по
охране окружающей среды и потенциальными обязательствами в отношении
увольняемого персонала.
Судан. Суданская экономика испытывала трудности в течение продолжительного
периода времени. Большинство проблем было результатом чрезмерного
контроля и вмешательства в деятельность находящихся во владении государства
предприятий, которые действовали практически в каждом секторе экономики.
В 1990 году правительство начало программу полной перестройки налоговой
и денежной политики страны, включая приватизацию большинства крупнейших
государственных предприятий страны. Оценка стоимости была главной
проблемой в операциях приватизации, главным образом из-за очень высокой
инфляции и отсутствия достаточного числа квалифицированных специалистов по
финансовой отчетности в государственном и частном секторах экономики. В
предыдущие годы бухгалтерская отчетность государственных предприятий зачастую
не соответствовала международным стандартам, что еще больше затрудняло
оценку. В настоящее время правительство широко пользуется услугами международных
консультантов и профессиональных бухгалтеров в стране для оценки
стоимости предприятий. Оно считает свои экономические программы успешными,
поскольку с момента начала осуществления программы валовой внутренний
продукт ежегодно увеличивался на 9,6%, объем сельскохозяйственного производства
возрос на 90% и излишки продукции экспортируются, государственные
предприятия в настоящее время функционируют рентабельно и национальный
бюджет сбалансирован.
4 .5 .7 К р и т и ч е с к а я о ц е н к а п р и в а т и з а ц и и
(Н е всегда п р и в а т и з а ц и я я в л я е т с я к л ю ч о м к у с п е ш н о м у п ер е хо д у )
После окончания второй мировой войны экономистам стало ясно, что миновала
эра магнатов-собственников, а также государств-монополистов. В новых
условиях, по выражению канцлера ФРГ Людвига Эрхарда, наиболее социальной
экономикой оказалась наиболее свободная экономика. Но тем не менее, ради
объективности освещения этой проблемы необходимо услышать представителей
других концепций. Видный экономист Мартин Спечлер указывает, что успех
приватизации имеет смешанное значение. П риват изация м ож ет служ ит ь
средст вом цент рализации власт и в руках "ст арой гвардии". Он приводит
аргументы в пользу более прагматических подходов.
После очевидного падения концепции централизованного планирования
большинство западных экономистов и международные организации советовали
383

странам Восточной и Центральной Европы приватизировать свою государственную
промышленность как можно скорее без предварительной реконструкции
или демонополизации. В отдельных странах это было сделано достаточно успешно.
Следует ли всем 27 странам, членам Совета Экономической взаимопомощи,
сделать тоже самое? Согласно широкому опыту, приватизация должна
охватывать промышленность этапами, постепенно, а политика по поддержке
истинной конкуренции должна более энергично, активно поощряться и развиваться.
То, что международные организации понимают под приватизацией, превратило
государственные предприятия в частные владения или акционерные
компании с неправительственным правлением директоров, что является капиталистическим
контролем. К 1995 году приватизация крупных государственных
предприятий была осуществлена путем аукционов-ваучеров в Чешской Республике
и России, а сейчас этот процесс назревает в Польше; путем прямых распродаж
имуществ, в кредит или путем передачи рабочим, пенсионным фондам или общественным
компаниям-учредителям осуществляется в Венгрии. Повсюду, маленькие
магазины и рестораны были сданы в аренду или проданы собственникам.
В России доля так называемого "частного" сектора в настоящее время составляет
60% по выработке или 36% по найму, большей частью в результате
"малой" приватизации и передачи имущества бывшим руководителям, местным
номенклатурным чиновникам и передовым рабочим по номинальным ценам.
По имеющимся данным вышеперечисленные лица в среднем владеют 70% всего
имущества, согласно исследованию, проведенному в 1993 г. Хотя в 1992-1994
гг., первый заместитель премьер-министра А.Чубайс выдвинул ваучерную приватизацию
в качестве единственного метода, обещающего быстрое улучшение, в
настоящее время большинство Российских держателей акций, общее число которых
более 40 млн., владеют минимальным количеством акций и имеют очень
незначительное влияние на корпоративное управление или же не имеют совсем
никакого влияния на него. Только там, где финансовые посредники купили
значительные блоки акций, существует какое-то внешнее влияние, чтобы не сказать
контроль. Враждебные насильственные захваты имущества и банкротства
были довольно редки, но в то время наводнение акционерного капитала и самостоятельное
заключение сделок - распространенное явление. Осенью 1995 г.
"денежная" (не ваучерная) приватизация была приостановлена вследствие оппозиции
Думы и нежелания бывшего председателя государственной имущественной
комиссии Сергея Беляева продать около 1/3, почти, 9 тысяч акционерных фирм, в
которых государство по-прежнему имело больше акций. Что касается остальных,
поразительно то, что не хватает покупателей на законных условиях. Также налицо
и нежелание руководителей столкнуться с дилюцией (размыванием) их контрольного
интереса.
Страны Центральной и Восточной Европы столкнулись со многими аналогичными
трудностями при приватизации крупных государственных предприятий,
которые необходимо реконструировать, хотя частный сектор сейчас достиг 55-
65% общей деятельности. 40% Венгерских государственных предприятий, и та
же пропорция Чешских промышленных предприятий, остались не приватизиро­
384

ванными - та же ситуация, что и в конце 1994 г. Более того, Чешский Фонд Национального
Имущества сохраняет значительную долю (по крайней мере 20%) в
400 крупных фирмах. Фактически многие "приватизированные" венгерские фирмы
сейчас контролируются полуобщественными банками. Быстрые продажи
часто сделаны для членов предприятий таким образом, что подрывали доверие ко
всему процессу приватизации. Сотни польских предприятий остаются в руках
государства, несмотря на усилия продать их по общественному предложению
или путем прямой продажи. Румыния, Словакия, Словения и Болгария еще
только начинают приватизацию имуществ своих государственных секторов.
Что м ы мож ем сказать?
Крупные предприятия не могли быть куплены местными капиталами, которые
едва ли существовали в 1989 г., и новые демократические правительства
Восточной Европы высказали некоторое нежелание, чтобы значительные национальные
фирмы были куплены иностранными корпорациями, особенно немецкими.
"Экономист" недавно сообщил, что чехи, которые относительно свободны от
местничества, узости интересов, вытеснили иностранцев из совместных предприятий
в авиации и грузовых перевозках, а также в проданных 2-х крупных нефтеперерабатывающих
предприятиях.
х
Что такое успеш ная приватизация?
С деловой точки зрения успешная приватизация средних и крупных
предприятий почти всегда требует нового руководства, физической реконструкции,
приостановления производства и значительных капитальных вложений.
Анекдотические ситуации, происходящие в России свидетельствуют о том, что
руководители таких предприятий не являются долгосрочными инвесторами и
определенно не захотят освобождать свои руководящие должности до тех пор,
пока все еще будут иметь место выплаты, распродажи имущества и желание
взять помещения в аренду. Значительная прибыль будет привлекать и налоговых
инспекторов, и коррумпированных групп.
Сторонник приватизации Андерс Аслунд описал широко распространенное
явление среди руководителей-предпринимателей в 1991-1993 гг.: брать помещения
в аренду, включая эксплуатацию торговых помещений, квоты на импорт
и дешевую энергию ("Как Россия стала страной с рыночной экономикой".
Вашингтон, Брукингс, 1995 г). Часто они отказываются платить работникам или
поставщикам , чтобы выжать дешевые кредиты из государственных банков, зная,
что банкротство или другие юридические процедуры никогда не будут им угрожать.
Эслунд, который консультирует Российское правительство, тем не менее
выражает надежду, что появятся истинные владельцы, которые неминуемо возьмут
контроль над ситуацией в свои руки.
Если считать, что вместо реконструкции, главной задачей Российской приватизации
является снижение влияние правительства, как утверждают М.Бойко,
А.Шлейфер и Р.Вишни ("Приватизация России" Кембридж, МА.МІТ, 1995), то
тогда уровни приватизации будут еще меньше, чем вышеуказанные цифры. Предположительно,
частные фирмы все еще подвержены постоянным изменениям в
налогообложении, специальных правилах и положениях, уровнях субсидий, по­
2 5 -2 7 7

скольку правительство Ельцина попытается по-новому установить финансовый и
денежный контроль. Только такое нестабильное легальное окружение останавливает
иностранцев вкладывать в настоящее время значительные суммы в Российскую
экономику. Если не действуют указы президента, то действуют распоряжения
руководителей регионального и местного значения. Главное препятствие
быстрой приватизации - финансовая слабость и избыточность штатов фирм. Не
менее 1/3 всех восточноевропейских промышленных концернов не являются прибыльными.
Накануне раскола Чехословакии, 52% всех предприятий не давали
прибыли. Тяжелое машиностроение и оборонная промышленность были особенно
слабы, что было видно по итогам последующих аукционов. В объединившейся
Германии, агентство по реконструкции Тройхэнд определило, что только 30%
бывших фирм ГДР могли бы выжить без капитального ремонта. И в других
странах, этого региона ситуация аналогична или еще хуже. А.Чубайс, в недавнем
прошлом - руководитель, отвечающий за приватизацию, сказал, что более половины
всех российских государственных предприятий неплатежеспособны: около
5000 из них находятся на грани закрытия.
Сколько бы вы заплатили за погашение сетевых задолженностей и раздутых
штатов? Вероятно, не так уж много, пока вы можете удерживать свое
положение в равновесии с государственными субсидиями.
При недостатке готовых покупателей наиболее распространенные выгодные
действия во всех этих странах, включали превращение большинства акций в
предприятия, основанные на общественном доверии или полуобщественные
организации, свободные от правительственного контроля. Оставив в стороне
аспект - как основать истинно автономные организации в маленьких и политизированных
обществах, процедура передачи средств поднимает вопрос владения и
контроля. Для передачи бумажных акций от государства доверенным лицам, для
всего общества, это мягко говоря поддельная приватизация, обман. В Польше
основная цель ваучерной приватизации была отказаться, ограничить, урезать
права рабочих советов, которые добились права назначать руководство и получать
прибыль с начала 80-х годов. Этого можно добиться и в России.
Распределение акций среди всех граждан равномерно, вероятно, сможет
решить проблему справедливости на начальных порах, но когда разрешена продажа,
неминуемым последствием будет монополизация. Приватизация, проведенная
в большинстве стран Восточной Европы дала уже слишком много власти
нескольким банкам и инвестиционным фондам для субсидирования и защиты
слабых предприятий, акциями которых они владеют. В России, акции попали в
руки коррумпированных групп, спекулянтов или финансовых групп, подчиняющихся
существующему высшему руководству, по крайней мере, по словам
критиков Думы, таких как С.Бурков и Г.Явлинский. Чешское правительство, которое
также было заинтересованно в ускоренной официальной передаче владения,
организовало ваучерные аукционы, которые оставили большинство акций в руках
примерно 12 инвестиционных приватизационных фондов, первично связанных
с крупными банками, но которые оказались слабы, чтобы эффективно контролировать
многие компании, которые находятся в их портфелях ценных бумаг
или повлиять на реконструкцию.
3 8 6

Высокая степень приватизации, по-видимому, не способствовала оздоровлению
экономики и экономическому росту в странах Центральной и Восточной
Европы. ВНП (валовый национальный продукт) Чешской Республики, при наивысшей
степени приватизации, возрос на 2,5% в 1994 г., но был на 19% ниже
своей наивысшей отметки 1989 года. В Польше степень приватизации ниже, по
сообщениям рост с поправкой на инфляцию составил 5% в 1994 г., а затем достиг
95% от уровня прироста в 1989 г. В Венгрии рост составил 3,5% и в 1994 г. достиг
82% от прежней пиковой отметки. По контракту 3 страны региона, в которых
процесс приватизации еще только начинается - Словакия, Словения, Румыния -
также отмечают рост на 3,5%-4% к 1994 г., а их экономические показатели составляют
75%-88% от пиковой отметки 1989 г. Промышленное производство
упало даже ниже. Учитывая статистические неточности, большей частью связанные
с занижением доходов (заниженными данными), получаемых небольшими
частными магазинами, то по последним данным можно сделать вывод, что крупномасштабная
приватизация не может пока иметь значительного влияния на
скорость или объем экономического восстановления.
Опыт Польши показывает, что перестановки в руководстве и новые вложения
средств государственные предприятия могут провести с успехом и без
приватизации. Более решающим шагом для борьбы с падением промышленного
производства была способность стабилизировать цены и собрать налоги. Там,
где это было достигнуто, например, в Чехии, Латвии, Эстонии, Польше и Восточной
Германии, производство восстанавливается.
П ренебреж ение п о лит икой конкуренции. Мало или совсем не уделялось
внимания, в течение первых двух лет переходного периода, антимонопольному
законодательству в любой из стран Центральной и Восточной Европы. Когда эти
страны ввели такое законодательство, как в Польше и Чешской Республике, оно
часто было самоограничивающим и не имело достаточной силы.
Не предпринимая шаги по восстановлению централизации хозяйственной
власти, новые пост-коммунистические режимы во многих странах поддерживают
и даже гарантируют власть внутреннего рынка, в целях ускорения и поддержки
приватизации.
Чехи предотвратили импорт сигарет из соседних стран, чтобы укрепить
свою монополию. Они наложили пошлины на автомобили "Фольксваген", чтобы
увеличить потенциальную рентабельность "Шкоды" отечественного производства
с сомнительной репутацией. Для того, чтобы способствовать продаже "SPT-
Телеком", была гарантирована монополия на 5 лет. Россияне наложили 20% пошлину
на импортируемые непищевые товары и теперь официально поощряют
финансово-промышленные группы, которые значительно угрожают мощной
конкуренцией. Только в Чешской Республике и Венгрии, насколько известно,
были сделаны явные шаги в сторону демонополизации до массовой приватизации.
В качестве ретроспективы, вероятно не столь удивительно, что приватизация
стала более поддерживаться, чем демонополизация, внешними экспертами
и членами предприятий. Приватизация может быть источником существования
различных консультантов и поборов. В России, в соответствии с одним из по­
387

следних отчетов, приватизационные агентства забирают около 20% вырученной
суммы, в то время как все другие заявители получают все меньше и меньше. Направленная
на конкуренцию политика демонополизации и регулярная бдительность
займет больше времени и будет менее эффективной. Советуя руководителям
закрыть фирмы и распустить персонал, можно натолкнуться на их недоброжелательность,
хотя это адекватная мера. И м ет ь дело с совет ам и р а б о ч и х и другим и
держ ат елям и акций в ц е л я х разделен ия им ущ ест ва, принадлеж ащ его ранее
государству, эт о т о, чт о иност ранны й консульт ант не подгот овлен сделат
ь. И консультанты приватизированных агентств имеют естественную тенденцию
способствовать успеху своих клиентов и скрывать оставшиеся недостатки.
Д о с т и ж ен и е конкурент оспособност и. Конкуренция необходима как для
статистической, так и для динамической результативности. До тех пор пока
отсутствует значительное число действительных или потенциальных конкурентов
на каждый заказ, покупатели будут вынуждены мириться с сомнительным качеством,
ценами, превышающими минимальную стоимость, некачественными
службами и поставками. С тех пор как малые рынки Восточной Европы обслуживаются
одним-двумя отечественными поставщиками, во многих случаях, антитрестовское
законодательство, которое фокусируют внимание на тайных соглашениях
между конкурентами, вряд ли будет адекватно ситуации. Действительно,
надежда на стандарты поведения, существующих в антимонопольных
(антитрестовских) законах Восточной Европы, может быть ошибочна при мерах,
направленных против энергичного предпринимательства и агрессивного снижения
цен. Однако, структурные реквизиты для конкуренции должны быть созданы
демонополизацией. Если оставить в стороне естественные монополии и оборонные
заводы, которые страны Восточной Европы держат несомненно под парламентарным
контролем, различные учреждения должны быть разделены в смысле
управленческого контроля. "Подобное искусственное оплодотворение" конкуренции
особенно важно в бывших коммунистических странах потому, что нормальные
деловые привычки и навыки государственных руководителей должны были
скоординировать цены и качество. Без демонополизации, цены могут быть подняты
для покрытия низкой производительности и устаревших товаров. Когда польская
промышленность утратила субсидии, она просто подняла цены! В таких условиях,
после приватизации, те, кому выгодна монопольная ситуация, могут быть
уверены в недопущении какого-либо вмешательства в их положение на рынке.
Без демонополизации, руководители должны иметь дело с одним поставщиком,
как раньше. В этой ситуации трудно не выполнить требование в предоставлении
кредитов. Кредиторы сомневаются в том, оказывать ли нажим и угрожать
банкротством, если это поставит под угрозу заказы.
Импортная конкуренция (по импорту) и через длительный срок, новая таможенная
декларация, должны быть важными частями политики стран Восточной
Европы, направленной на повышение конкурентоспособности. Г лубокое обесцен
и ва н и е национальной валю т ы , необходим ое для поощ рения экспорт а,
и м еет неблагоприят ное побочное дейст вие на ограничение конкурирую щ их
и м п о р т н ы х т оваров. Это опыт Польши и Чехии. Импортные товары также были
388

блокированы пошлинными барьерами (особенно в Чешской Республике), а также
конвенциональными пошлинами (свыше 30% в Венгрии и 20% -60% в России)
и квотами. Польша подняла пошлины на продукты питания и текстиль.
Ясно, что односторонние бюрократические ограничения свободы ведения
бизнеса должны быть отменены.
Создание нового частного бизнеса, или приватизация, или сдача в аренду,
как часть демонополизации, будет далее служить интересам конкуренции.
К смеш анной экономике. В заключение можно отметить, что наиболее благоразумным
для стран Восточной Европы и бывшего СССР будут смешанные формы
владения в конкурентной среде, чтобы поошрятъ рост и политическую поддержку.
Особенно в России многие интеллектуалы всех направлений видят опасность
в том, что быстрая продажа передаст контроль государства тем, кто имел
политические привилегии при прежних властных структурах или накопил богатство
путем спекуляций и незаконных операций. Есть отдельные личности
"сделавшие" богатство в 2,4 миллиарда долларов с 1991 г.
Быстрая приватизация угрожает рабочим местам, а также социальной и
политической стабильности. Безработица в регионах продолжает нарастать. По
последним сообщениям, 30% населения России живут за чертой бедности, год
назад это число составляло 25%, и это в стране, с очень низким уровнем бедности
при Брежневе и Горбачеве.
Изучив мнение сторонников и противников ускоренной приватизации
можно сделать вывод, что именно правительством Казахстана сделан разумный
выбор ее метода и скорости. В следующей главе на примере электроэнергетической
отрасли покажем, как , несмотря на отдельные издержки ( акционирование
ГЭС в составе энергосистемы, вывод Межсистемных линий 1150 кВ из состава
Национальной энергосистемы, продажа Алматинской энергосистемы в комплексе
без создания внутренней конкуренции), которые законы объективной
экономики исправят, осуществляется научно-объективная приватизация с учетом
реальной экономики всего Казахстана и в частности электроэнергетической отрасли.
4.6 Регулятивная функция в электроэнергетике
В связи с началом правительственной программы интеграции в мировую
экономику, перед электроэнергетическими предприятиями Казахстана поставлены
две основные задачи:
• определение соответствующей рыночной структуры для развития
электроэнергетики Казахстана;
• подготовка законодательной и регулятивной базы, в том числе всех
законодательных актов, для создания правовой основы, на которой
сможет функционировать и развиваться энергетика.
В качестве основных задач регулирования в электроэнергетике специалисты
Министерства энергетики и компании Latham & Watkins ставят следующее:
• Способствовать эффективному функционированию электроэнергетического
сектора;
389

• Обеспечивать надежность и безопасность его функционирования;
• Защищать права потребителей электроэнергии;
• Обеспечивать создание достаточных мощностей для удовлетворения
потребностей потребителей электроэнергии;
• Сводить к минимуму бюрократические процедуры и затраты на регулирование.
Система регулирования электроэнергетики должна:
• Сохранить положительные черты современной системы как единого
комплекса;
• Поддерживать цены на социально приемлемом уровне;
• Справедливо распределять прибыль от реформы энергетического сектора
Казахстана;
• Стимулировать частные инвестиции в электроэнергетику Казахстана;
• Повышать роль конкуренции как фактора рыночного регулирования;
• Создавать экономические предпосылки для эффективного использования
энергии и охраны окружающей среды.
Основными регулятивными органами станут:
• Республиканская комиссия по энергетическому регулированию
(РКЭР) на государственном уровне;
• Территориальные энергетические комиссии (ТерЭК) на местах.
Основной задачей РКЭР будет регулирование оптовых операций. Дополнительно
в географических регионах будут созданы ТерЭК, ответственные за
регулирование энергетических операций на местах. Законодательство в области
электроэнергетики определит постоянный статус РКЭР и ТерЭК, их предполагаемые
регулятивные функции и полномочия.
Р К Э Р долж на регулироват ь меж региональные аспекты функционирования
элект роэнергет ического сектора, а ТерЭК - удовлет ворение мест ных
нужд.
Рабочая группа нормативно правового закрепления полагает, что электроэнергетика
Казахстана должна в основном регулироваться РКЭР, которая будет
отвечать за создание оптового рынка электроэнергии и регулирование аспектов
монопольной передачи и распределения. С другой стороны ТерЭК должны
быть наделены правом регулировать розничный рынок и удовлетворять местные
нужды. Такое распределение полномочий между одной центральной и несколькими
региональными комиссиями учитывает относительные преимущества
регулирования на обоих уровнях. Разделение регулятивной ответственности на
основе ее практических аспектов будет способствовать обеспечению эффективности
электроэнергетического сектора.
Характер электроэнергетического сектора диктует необходимость системного
подхода к некоторым аспектам отрасли. Примерами таких аспектов
являются оптовый рынок электроэнергии, межрегиональная передача энергии и
390

импорт и экспорт энергии системой. Центральная комиссия типа РКЭР является
единственным реальным средством решения мультирегиональных проблем.
Наличие центральной регулятивной комиссии в Казахстане целесообразно
и с практической точки зрения. Ресурсов, имеющихся в распоряжении региональных
или местных органов власти, по-прежнему недостаточно для регулирования
оптовых или розничных рынков электроэнергии без руководства и поддержки
со стороны федерального правительства. Более того, система, построенная
на основе независимых региональных комиссий представляет опасность
разработки в регионах несовпадающей политики регулирования и появления
потенциальной возможности неодинакового применения нормативов и механизма
принуждения к их выполнению.
РКЭР должна обеспечивать гармонизацию процедур ТерЭК. Это обеспечит
проведение единой регулятивной политики в различных регионах Казахстана, а
также помешает искажению национального рынка электроэнергии вследствие
установления тарифов, определяемых политическими, а не экономическими факторами.
Отдельным вопросом является число создаваемых ТерЭК. Предложено
создание 19 отдельных ТерЭК, по одной в каждой "области Казахстана.
Каким бы не было число ТерЭК, такие комиссии будут обладать уникальной
возможностью регулирования розничного рынка. Кроме того, ТерЭК лучше
всего справятся с решением вопросов защиты конкретных потребителей вследствие
своей близости к потребителям и прямых контактов с розничными поставщиками
электроэнергии.
Полномочия РКЭР долж ны обеспечиват ь уст ранение возмож ности
взаимоналож ения сфер деятельности.
РКЭР не должна выполнять все функции федерального регулирования. В
частности, существуют различные правительственные органы Казахстана, обладающие
достаточной компетенцией для возложения на них регулятивных обязанностей.
Например, Министерство экологии и биоресурсов (Министерство экологии),
возможно, является наиболее подходящим органом для регулирования
природоохранных вопросов, а Министерство финансов (или недавно созданная
Государственная комиссия по ценным бумагам) должно регулировать операции с
ценными бумагами, как и в других секторах экономики Казахстана. Распределение
регулятивных обязанностей между другими правительственными органами
способствует сокращению нагрузки на центральный регулятивный орган, препятствует
дублированию и позволяет избежать несоответствующих результатов.
В число федеральных органов власти, которые могут оказать содействие в различных
аспектах регулирования, входят:
• Минэнерго - политика в области топливно-энергетического комплекса;
• Министерство экономики - экономическое планирование;
• Министерство экологии - природоохранные вопросы;
• Министерство финансов (или Государственная комиссия по ценным
бумагам) - операции с ценными бумагами;
^
391

• Государственный антимонопольный комитет - концентрация рыночной
власти;
• Госкомимущество - приватизация.
Члены РКЭР и ТерЭК долж ны быть ограж дены от политического
давления.
Автономность и независимость РКЭР и ТерЭК должны подкрепляться
определением условий их деятельности, позволяющих комитетам контролировать
собственный бюджет и нанимать, увольнять и повышать в должности свои
кадры.
Независимость регулятивных комиссий необходима для достижения нескольких
указанных выше целей. В частности, комиссии должны принимать
жесткие тарифные решения для обеспечения справедливого отношения к различным
группам потребителей. Кроме того, комиссии должны обладать институциональными
возможностями принуждения к выполнению лицензионных требований,
в том числе нормативов безопасности.
Для обеспечения эффективности регулирования важно, чтобы народ Казахстана
воспринимал его как справедливое и обоснованное. Одной из указанных
выше задач электроэнергетики Казахстана является защита прав потребителей.
Потребителей необходимо информировать об их правах, чтобы они могли
ими пользоваться. С этой целью предлагаемая правовая основа должна содержать
доступные и легко понятные нормы. Кроме того, цели регулирования
должны быть понятны непосвященному читателю. Важные правила и регулятивные
решения следует публиковать в общенациональных и соответствующих местных
средствах массовой информации.
4.6.1 Регулирование тарифов
Регулирование тарифов будет играть важную роль в развитии электроэнергетики
Казахстана как на оптовом, так и на розничном уровне. На оптовом
уровне регулирование должно способствовать созданию эффективного, надежного
и основанного на реальных затратах оптового рынка энергии. Оно также
должно способствовать развитию конкуренции. Иными словами, регулирование
должно обладать достаточной гибкостью для обеспечения его модификации по
мере развития рынка.
На розничном уровне органы тарифного регулирования должны ставить
задачу ограничения монополистических тенденций распределительных франшиз
и защиты потребителей энергии. Как на оптовом рынке, розничное тарифное
регулирование должно быть направлено на эффективное использование фондов и
продажу энергии по экономически оправданной цене. На обоих уровнях тарифное
регулирование должно быть прозрачным и понятным населению и электроэнергетике.
Рекомендуя изменения для системы Казахстана, следует иметь в виду генеральные
цели тарифного регулирования, которые включают: (1) разрешение продавцам
окупать свои затраты на оказание услуг, в том числе получать достаточную
прибыль для финансирования капитальных усовершенствований и нового
392

строительства; (2) защиту потребителей от неоправданно высоких цен; (3) стимулирование
эффективности за счет определения зависимости рентабельности
компании от ее способности сокращать затраты; (4) стимулирование эффективного
потребления электроэнергии за счет определения тарифов, реагирующих ценами
на относительную доступность электроэнергии. В конечном счете тарифы
на снабжение электроэнергией должны отражать стоимость оказания услуг.
Такие тарифы, очевидно, будут отличаться по времени , классам потребителей и
видам услуг.
Современный порядок тарифообразования должен быть пересмотрен
для устранения политического влияния.
Современная система определения тарифов предусматривает значительный
вклад других правительственных органов Казахстана: Государственный
комитет Казахстана по ценовой политике и Министерство экономики попрежнему
производят основные тарифные расчеты. В результате этого тарифообразование
испытывает существенное политическое влияние. Для привлечения
частных инвесторов на рынок Казахстана современная система решений должна
быть пересмотрена для устранения такого политического влияния. Кроме того,
экономическое регулирование в Казахстане должно стать значительно более прозрачным.
РКЭР должна устанавливать тарифы для следующих операций в сфере
электроэнергетики:
• Оптовые закупки энергии у производящих ее компаний;
• Оптовая продажа энергии Энерго;
• Услуги КЭ по передаче и управлению распределением энергии;
• Прямая продажа энергии крупным потребителям Системы электроэнергетики;
• Продажа энергии за границу; ' ! •
• Ценовой энергетический ПУЛ. '
Каждая ТерЭК должна устанавливать тарифы на следующие операции
в сфере электроэнергетики:
• Продажа Энерго энергии розничным потребителям;
• Услуги по "низковольтной передаче" энергии на региональном уровне;
• Определение потребностей в приобретении энергии поставщиков за
пределами Системы электроэнергетики (в пределах допустимого).
На розничном рынке ТерЭК должны использовать тарифообразование
на основе стоимости оказания услуг.
На розничном рынке ТерЭК должны нести основную ответственность за
утверждение тарифов. Существуют две основных модели тарифоборазования на
розничном уровне: на основе стоимости оказания услуг и индексации.
В рамках модели стоимости оказания услуг регулятивный процесс начинается
с просьбы Энерго к ТерЭК утвердить тарифы на электроэнергию. Первоначально
ТерЭК разрешит Энерго взимать с потребителей суммы, выплачиваемые
КЭ за оптовые услуги. Затем ТерЭК проанализируют эксплуатационные расходы
Энерго и примут решение о том, какие из них допустимы. Затем ТерЭК устаноі
393

вят "тарифную базу" путем определения чистых капитальных инвестиций, производимых
Энерго. Капитальные инвестиции включают осязаемое имущество,
такое как установки и оборудование, а также неосязаемое имущество, например,
оборотный капитал и аренду.
Существуют альтернативные варианты оценки капитальных инвестиций. В
частности, установки и оборудование могут оцениваться по своей первоначальной
стоимости. Однако, учитывая возможные инфляционные тенденции в Казахстане,
более рациональным может быть вариант оценки по восстановительной
стоимости.
Затем эти сведения используются при определении Энерго "стоимости оказания
услуг" (денежной суммы, необходимой для покрытия ими переменных и
постоянных издержек, в том числе справедливой нормы прибыли на инвестицию).
Такие расчеты обычно производятся на основе затрат и объема продаж
Энерго за определенный "испытательный период", то есть выбирается определенный
прошедший или перспективный период, и определяются доходы, необходимые
для покрытия предполагаемых затрат Энерго за этот "испытательный
период".
Окончательным этапом является определение тарифов. Подлежащая восстановлению
стоимость оказания услуг умножается на предполагаемый объем
продаж и подытоживается, при этом ожидаемые итоговые доходы равны стоимости
оказания услуг. Эти тарифы остаются в силе до производства следующих
расчетов. Расчет тарифов должен производится регулярно.
Тарифы не должны быть низкими, чтобы носить конфискационный характер.
Поскольку в Казахстане отсутствуют конституционные или судебные прецеденты
обеспечения неконфискационного характера тарифов, законодательство в
области электроэнергетики должно устанавливать основные критерии, которые
должны соблюдать ТерЭК во избежание конфискационных результатов. Кроме
того, Энерго должны иметь возможность прекращать обслуживание потребителей,
не оплативших счета на электроэнергию за определенный срок.
РКЭР долж на заставить всех участ ников ры нка использовать единую
сист ему учет а обеспечения справедливого тарифообразования.
Допуская применение модели стоимости оказания услуг, отметим, что одним
из краеугольных камней успешного тарифообразования является создание
единой системы учета для всех участников рынка. РКЭР и каждая ТерЭК должны
считать одной из своих основных задач создание единых правил учета для
использования во всех расчетах затрат на оптовом и розничном уровнях. Такой
порядок должен использоваться КЭ в системе учета, а также при подготовке
данных об оптовых ценах, представляемых в РКЭР.
РКЭР долж на регулироват ь тарифы для энергет ических пулов и контрактов
на производственные мощ ности.
Производители энергии должны получать отдельную плату за энергию и
производственные мощности. Энергия должна оплачиваться производителям при
ее отпуске по наивысшей цене предложения за каждый час отпуска. Каждый производитель
энергетического пула должен получать плату, равную наивысшей
цене предложения в пуле. Учитывая, что на завершающем этапе еще будут рабо­
394

тать "старые станции", они должны продолжать получать плату на основе реальных
издержек. Оплата КЭ производственных мощностей должна осуществляться
в соответствии с индивидуальными контрактами. Все подобные контракты
подлежат регулированию со стороны РКЭР.
Кроме того, все контракты между ЕЭ и Энерго должны определять цену
передачи энергии по национальной сети. РКЭР должна регулировать такую цену,
включающую затраты КЭ на передачу и управление распределением, а также
регулируемую маржу, позволяющую КЭ получать справедливую прибыль.
4.6.2 Финансовое регулирование и регулирование ценных бумаг
Одной из важных функций системы регулирования является контроль за
финансовой деятельностью и ценными бумагами участников электроэнергетического
сектора. Здесь следует решить две существенные проблемы регулирования:
• инвестиций в неосновные виды деятельности (например, не связанные с
энергоснабжением);
• сочетания видов деятельности.
РКЭР долж на иметь право регулироват ь инвестиции в неосновные виды
деятельности посредством лицензирования.
РКЭР долж на иметь право ут верж дат ь сочетание видов деятельности,
которые не составляют технического нарушения антимонопольного
законодательства.
РКЭР не долж на принимать непосредственное участ ие в природоохранном
регулировании в сфере элект роэнергетического сектора, т ак как
это являет ся прерогативой М инистерства экологии и биоресурсов.
Для обеспечения соблюдения электроэнергетикой природоохранных
нормативов лицензии РКЭР, выдаваемые КЭ и Энерго, должны включать условие,
требующее соблюдения всех действующих правил и нормативов Министерства
экологии и соответствующих местных органов. Кроме того, Министерство
экологии должно иметь право потребовать отзыва лицензии РКЭР, если будет
установлено, что производители энергии или Энерго не соблюдают природоохранные
нормативы.
РКЭР долж на отвечать за разработ ку и ут верж дение нормативов
безопасности и надеж ности для ст роительных предприятий.
В прошлом строительство электростанций осуществлялось государственными
предприятиями согласно нормативам, установленным государственными
органами, которым они были подведомственны, и некоторыми другими основными
организациями. Сейчас отсутствует система лицензирования или выдача разрешений
фирмам, осуществляющим строительство в сфере электроэнергетики.
РКЭР долж на отвечать за безопасность и надеж ность эксплуатантов
и потребителей.
395

В настоящее время нормативы безопасности работы электростанций определяются
подразделениями М ЭУП и КЭ. Эти подразделения устанавливают
нормативы безопасности и технической эксплуатации, в том числе используемые
потребителями частоты и напряжения и режим потребления энергии, а также
критерии безопасности и технической эксплуатации организаций, отвечающих за
обеспечение энергией.
РКЭР долж на определить единые нормативы безопасности и надеж ­
ности потребления электроэнергии.
Несмотря на то, что лицензирование всех потребителей электроэнергии
представляется практически неосуществимым, РКЭР должна представлять себе
причины озабоченности безопасностью и надежностью, существующие на уровне
потребления электроэнергии.
РКЭР долж на контролировать деятельность оптового рынка.
РКЭР должна быть наделена правоприменительными правами в отношении
участников оптового рынка и осуществляемых на нем операций. Правоприменительные
меры могут применяться по жалобам частных сторон, просьбам
местных органов власти или соответствующего государственного органа или по
инициативе РКЭР или ТерЭК. Штрафы должны налагаться только после, того,
как обвиняемой стороне будет предоставлена возможность высказаться. Для
обеспечения эффективности правоприменительных мер они должны соответствовать
серьезности нарушения. Правоприменительные меры должны включать
денежные штрафы, такие санкции, как изъятие активов, а также отзыв лицензии.
В случаях подлога или коррупции может применяться привлечение к уголовной
ответственности.
4.6.3 Решение споров
Одной из наиболее важных задач РКЭР и ТерЭК является разрешение
некоторых споров. Учитывая их роль в регулировании и контроле операций в
сфере электроэнергетики, РКЭР и ТерЭК должны получать исключительное
право разрешения споров между участниками электроэнергетического сектора,
особенно связанных с конфликтами по таким вопросам, как тарифоборазование
и сервисные обязательства. В то же время право принятия окончательных
решений при разрешении споров должно быть предоставлено судебной системе
Казахстана.
ТерЭК долж на быть наделена юрисдикцией первой инстанции при р а з­
реш ении споров м еж ду потребителями и Энерго.
ТерЭК должны выполнять одну из основных функций разрешения споров.
Они должны рассматривать споры между потребителями и Энерго, а также
между двумя Энерго, находящимися на территории обслуживания ТерЭК.
РКЭР долж ны быть наделены юрисдикцией первой инстанции и правом
рассмот рения апелляций по определенным спорам м еж ду участ никами
рынка.
РКЭР должны обладать юрисдикцией первой инстанции и правом рассмотрения
апелляций. Юрисдикция РКЭР должна носить "административный"
3%

характер, то есть она должна распространяться на споры между конкретными
участниками, связанными с вопросами, не относящимися к исключительной
компетенции казахстанских судов. В целом РКЭР должна быть судом первой
инстанции для споров между.
• ТерЭК и потребителем;
• ТерЭК и Энерго;
• двумя Энерго;
• двумя ТерЭК;
• КЭ и компанией по производству электроэнергии или Энерго;
• компанией по производству электроэнергии и Энерго по поводу оптовых
операций (если таковые будут разрешены).
Кроме того, РКЭР должна быть наделена правом рассматривать апелляции
по решениям ТерЭК, поданные потребителями или Энерго.
4.6.4 Структура регулятивных органов
Для решения регулятивных задач, должна быть обеспечена внутренняя эффективность
регулятивных органов. Эффективная внутренняя организация означает
меньшие затраты на регулирование и быстрое и эффективное выполнение
регулятивных функций. Кроме того, внутренняя структура регулятивных органов
оказывает влияние на их способность совместно работать в рамках общей
системы регулирования. В таблице 4.6.1 систематизирован опыт зарубежных
стран. Приведенные далее рекомендации должны помочь правительству в создании
внутренне эффективных и четко взаимодействующих регулятивных органов.
В частности, ими предлагается структура РКЭР и ТерЭК.
4 .6 .4 .1 Республиканская комиссия по энергетическому регулированию
В рамках описанной регулятивной структуры на РКЭР возлагаются
шесть основных функций:
• регулирование тарифов;
• лицензирование;
• разработка и утверждение кодексов и нормативов обслуживания;
• сбор и распространение информации и планирование ресурсов;
• разрешение споров;
• правоприменение.
Для эффективного выполнения этих функций РКЭР должна быть подготовлена к
сбору и анализу огромного количества информации, при необходимости - в короткий
срок. Кроме того, она должна обладать институциональной волей к реализации
своей регулятивной роли в условиях существования крупных и мощных
институтов.
397

Схема регулирования в электропотреблении
Таблица 4.6.1
Страна Регулирующий орган Преимущества Недостатки
Нидерланды
Италия
Франция
Великобритания
США
Бельгия
Г ермания
Мексика
Правительственное министерство
Прямой контроль Политическое
за политикой вмешательство.
Риск проведенш
противоречивой
политики
Независимый государст­Широкивенный
полно­
Нет надобности і
орган подчиненмочия.
Специали­
утверждении (і
ный парламенту зированный орган отличие от Федеральной
Комиссии
по регулировании
в области энергетики)
(FER S)
Ведет к возникновению
конфликтов
Федеральные государст­Широкивенные
полно­
Политические
органы и государмочия
назначения назначения. Весь­
ственные органы на уров­Специалине
ма бюрократично
штатов
зированный орган
Многочисленные агентст­Достиженива
еди­
Недостаточная
(правительство/ ного мнения независимость
частный сектор/ профсоюзы)
Конкурирующие правительственные
Независимость. Недостаточная
органы Исключает из­власть. Отсутствие
лишнее регулирование
специализации
Независимые подразделе­Широкиния.
полно­Политическогетикзированный
Министерства энер­мочия. Специали­
вмешательство.
орган Эффективная
власть. Смешанная
реакция отрасли
398

Для обеспечения выполнения этих функций РКЭР представляла собой небольшую
комиссию в составе нескольких членов, по крайней мере частично
представленных техническими экспертами. Председатель РКЭР должен иметь
широкие права делегирования заданий и возможность найма многочисленного
персонала. Кроме того, предлагаемая структура РКЭР предусматривает ежегодное
представление бюджета и подготовку материалов, информирующих население
Казахстана о деятельности РКЭР. Учет этих рекомендаций позволит сделать
РКЭР независимым и работоспособным регулятивным органом.
РКЭР долж на состоять из нескольких членов.
Существуют две альтернативные структуры регулятивных органов: один
администратор или комиссия из нескольких членов. Обычно наличие одного
администратора считается более эффективным, чем комиссии из нескольких членов.
Администратор в большей степени контролирует персонал и может быстрее
принимать решения. С другой стороны, комиссия из нескольких членов считается
политически более нейтральной, ее решения принимаются и функции РКЭР
выполняются большим числом людей, и она менее подвержена постороннему
влиянию и политическому вмешательству.
Численность современной РКЭР долж на быть невелика.
Большая РКЭР позволяет обеспечить представление интересов различных
групп и специалистов. С другой стороны, излишне большая РКЭР могла бы оказаться
неповоротливой и испытывать трудности при принятии решений. Более
того, большой состав комиссии может способствовать принятию "политических",
а не "практических" решений.
Было бы оптимально, чтобы в ее состав входило пять членов. Такая численность
представляется обоснованной рядом причин:
1. Небольшая комиссия значительно повысит эффективность РКЭР и
сократит сроки принятия решений. В то же время группа из пяти членов
достаточно велика для представления интересов различных групп;
2. Небольшой состав комиссии будет способствовать внесению каждым
членом вклада в ее работу. Большая комиссия привела бы к распылению
обязанностей ее членов, если не к принятию поверхностных решений.
Небольшая численность группы обеспечит возможность содержательного
диалога между ее членами, что было бы невозможно в большой
группе. Поскольку в рамках предлагаемой регулятивной структуры
на РКЭР возлагаются важные задачи контроля и стимулирования
развития электроэнергетики, ее размер должен ограничиваться определенными
пределами. Такие пределы позволят обеспечить согласие и
единство цели между членами РКЭР и одновременно достаточные кадры
для выполнения регулятивных функций.
РКЭР долж на частично состоять из специалистов в важ ных технических
областях.
Структура РКЭР должна определяться функциональной экспертизой, а не
интересами различных групп. Хотя представление интересов различных групп в
РКЭР, безусловно, имеет большое значение, законодательно должно быть преду­
399

смотрено представление определенных видов технической экспертизы, в число
которых входят экономика, право, финансы/бухгалтерский учет, проектирование
и управление. Естественно, что одно лицо может быть специалистом в нескольких
подобных областях. Законодательство в области электроэнергетики
должно требовать учета этих пяти функциональных направлений при отборе
членов комиссии.
Членов РКЭР долж ен назначать премьер-министр.
Поскольку РКЭР создается в соответствии с федеральным законом, ее членов
должен назначать член Правительства Казастана высокого уровня. Наиболее
уместным для этой цели представляется премьер-министр. Разумеется, все члены
комиссии должны обладать минимальной квалификацией, установленной законом.
Члены РКЭР долж ны назначаться на определенный срок, и такие сроки
должны быть дифференцированными.
Члены РКЭР должны назначаться на определенный срок и работать
только в составе комиссии. Для обеспечения создания РКЭР как политически
независимого органа ее членов следует назначать на срок в пять лет, и такие
сроки должны быть дифференцированными. Так, ежегодно должен назначаться
один новый член или повторно назначаться один из действующих членов. Рекомендуется,
чтобы для первых членов комиссии были установлены различные
сроки деятельности, обеспечивающие такую дифференциацию.
Также рекомендуется, чтобы каждый член имел право пребывать в составе
комиссии не более двух пятилетних сроков. Первоначально назначенные
члены смогут исполнять свои обязанности в течение первого срока плюс дополнительных
пяти лет. Это преследует важную цель помешать возникновению постоянных
союзов и влияния заинтересованных групп. В частности, ограничение
пребывания в комиссии двумя сроками не позволит ее членам рассматривать эту
работу как средство сделать карьеру. Кроме того, периодический приток новых
управленческих кадров будет полезен для РКЭР.
Председатель К РЭ Р долж ен назначаться премьер-министром и наделят
ься правом делегирования полномочий и назначения долж ност ных лиц.
Премьер-министр должен назначить одного из членов РКЭР Председателем
и Исполнительным директором комиссии. Остальные четыре члена подотчетны
Председателю. Председатель должен иметь право делегировать отдельным
членам комиссии принятие решений, которые считаются решениями комиссии.
Однако такое право не должно распространяться на определение тарифов и
требований, предъявляемых к франшизам. Кроме того, решения отдельных членов
комиссии, принятые в силу реализации права делегирования полномочий,
могут быть обжалованы в комиссии. Наконец, Председатель должен иметь право
найма и увольнения персонала.
Председатель РКЭР не подвергается ротации. На время своего отсутствия
Председатель назначает одного из членов комиссии исполняющим обязанности
Председателя, наделенного всеми его полномочиями.
Н а каж дого члена комиссии долж на быть возлож ена ответствен--
ность за выполнение определенного регулят ивного задания.
400

„л
Для каждого члена комиссии Председателем должна быть определена основная
область его ответственности, например, реформа тарифов, нормативы
функционирования, сервисные франшизы и нормативы бухгалтерского учета.
Мы полагаем, что в этом случае эксперты будут отчитываться перед и работать
непосредственно с отдельными членами комиссии. Через определенные промежутки
времени должна производится ротация ответственности членов комиссии
для расширения их знаний и опыта. Порядок распределения и ротации ответственности
определяется РКЭР.
Каждый член РКЭР должен отвечать минимальным профессиональным
критериям.
Члены РКЭР должны быть высококвалифицированными профессионалами,
минимальные квалификационные требования к которым должны устанавливаться
Законодательством в области электроэнергетики. Мы рекомендуем
предъявлять в каждом случае следующие требования:
• наличие не менее десяти лет опыта работы в сфере управления, государственных
органов или бизнеса;
• выдающиеся знания в области, которой занимается данный член комиссии;
• не менее пяти лет практического опыта в области, которой занимается
данный член комиссии;
• соответствующий опыт работы в Казахстане;
• "чистое" личное дело, отражающее лояльность и честность.
Председатель РКЭР должен являться квалифицированным профессионалом,
имеющим опыт работы в области управления.
Председатель РКЭР должен являться уважаемым и признанным лицом,
обладающим не менее чем пятнадцатилетним опытом работы на высоких управленческих
должностях. Председатель РКЭР должен иметь ранг главы Государственного
комитета и обладать необходимой бухгалтерской/финансовой, инженерной,
правовой или экономической подготовкой. Более того, Председатель РКЭР
должен отвечать следующим минимальным квалификационным требованиям:
• не менее пятнадцати лет опыта работы в сфере управления, правительстве
или бизнесе; !і 1 «
• выдающиеся знания в области управления, инжиниринга, финансов/бухгалтерии,
права или экономики;
• не менее пяти лет опыта работы в Казахстане;
• "чистое" личное дело, отражающее лояльность и честность.
Законодательство в области электроэнергетики должно предусматривать
постоянный профессиональный персонал РКЭР.
Большое значение имеет обеспечение РКЭР достаточным персоналом.
РКЭР потребуется высококвалифицированный профессиональный персонал,
обладающий определенными знаниями и опытом.
Мы предполагаем, что его численность должна составлять от ста до двухсот
человек, по 30 профессиональных специалистов для каждого из функциональных
отделов РКЭР. Этим профессионалам должен быть придан квалифици­
2 6 - 2 7 7 401

рованный вспомогательный персонал для выполнения различных необходимых
функций, таких как бухгалтерский учет, исследование человеческих ресурсов,
ведение библиотеки, выполнение секретарских обязанностей и других административных
функций.
Одним из важнейших вопросов, связанных с членами комиссии и профессиональным
персоналом, является оплата труда. Для обеспечения эффективного
функционирования предлагаемой структуры их труд должен оплачиваться. Кроме
того, оплата должна быть достаточно высокой, чтобы привлекать необходимых
талантливых людей и специалистов к работе РКЭР. В частности, членам
комиссии должна выплачиваться заработная плата в размере, ограждающем их
от финансового давления и подкупа со стороны различных заинтересованных
групп. Профессиональный персонал должен получать вознаграждение, соразмерное
его способностям и знаниям.
Членам и персоналу РКЭР должно быть запрещено владеть акциями
предприятия по производству, передаче, распределению электроэнергии или
оказанию посреднических услуг. Такой запрет должен распространяться на владение
какими-либо родительскими или дочерними компаниями организаций,
входящих в состав электроэнергетической отрасли.
4.6.4.2 Региональные энергетические комиссии (ТерРЭК)
За определенными исключениями внутренняя структура ТерЭК должна
совпадать с предложенной выше структурой РКЭР. Ниже приводится перечень
тех аспектов рекомендуемой структуры ТерЭк, которые отличаются от структуры
РКЭР.
• Кандидатов в члены ТерЭК должны назначать местные органы власти.
• Члена ТерЭК должны проживать в регионе, обслуживаемом данной
ТерЭК.
• Председателя каждой ТерЭК должен назначать Председатель РКЭР.
• Профессиональный персонал каждого отдела ТерЭК должен составлять
примерно 10 человек.
• Бюджеты ТерЭК должны представляться в РКЭР для утверждения до
включения в государственный бюджет.
4.6.5 Разделение полномочий между субъектами регулирования
Полномочия правительства:
• Разработка политики в области электроэнергетики;
• Налоги и субсидии;
• Технические вопросы, а также вопросы безопасности и экологии.
Полномочия нормативных органов:
• Выпуск разрешений и условий для их выдачи (например, лицензий);
• Разработка механизмов контроля за ценами и наблюдения за ними, а
также обеспечения правоохраны;
402

• Разработка и правоохрана других условий и стандартов на поставку;
• Общее наблюдение за условиями и общая правоохрана.
Нормативы на производство электроэнергии:
• Получение блоков земельных участков под строительство или расширение
производства;
• Условия и требования к производству электроэнергии;
• Оценка и утверждение технических предложений на инфраструктуру;
• Финансовые условия, объемы поставки товара в рынок электроэнергии;
• Стандарты в области:
-безопасности,
-эксплуатации, ѵ*
- экологии.
Нормативы для транспорта электроэнергии:
• Разрешение на эксплуатацию линий электропередачи и определение
условий доступа к ним;
• Система налогообложения;
• Стандарты в области: ■ ■
-безопасности,
-эксплуатации,
- экологии.
Нормативы для потребителей:
• Доступ и разрешение;
• Разрешение на поставку электроэнергии;
• Политика в области использования электроэнергии, энергосбережение;
• Стандарты в области:
- безопасности,
- эксплуатации,
- экологии.
Охрана здоровья и окружающей среды:
• Укрепление социального климата в организации;
• Политика в области экологии;
• Законодательство и нормативы в области обеспечения безопасности,
здоровья и окружающей среды, правоохрана их выполнения;
• Концепция наилучшего практически возможного в области экологии.
403

4.7 Система оперативного планирования и тарифообразования
В ходе структурных и экономических реформ в энергетике Казахстана в
1995 году вплотную подошли к созданию оптового и розничного рынков электроэнергии.
К этому подтолкнуло:
• Концепция развития энергетики ІІ-этапа, т.е. 1993-1996 гг.;
• Неплатежи за отпущенную электроэнергию прежде всего крупным
производителям;
• Формирование групп (структур) потребителей, готовых рассчитываться
деньгами;
• Объективная дифференциация стоимости электроэнергии для разных
категорий потребителей;
• Закон "Об электроэнергетике".
Однако, в начале 1996 года, путем принятия необъективных и вопреки духу
закона "Об электроэнергетике" и не соответствующих законам экономики
решений, был разрушен элемент оптового рынка и прежде всего потребители,
особенно крупные, потеряли право выбора и естественно региональные цены
пошли вверх.
Однако, объективные законы экономики взяли вверх и вновь создались
условия для формирования оптового и розничного рынков. Реализацию этих условий
необходимо провести на качественно новом уровне, используя мировой
опыт. Мировой опыт показывает, что необходимо организовать Казахстанский
Энергопул с учетом сложившейся специфики:
• Существуют суперлинии, связывающие все регионы, крупные электростанции
(более 50 М Вт), экспортеров электроэнергии, крупных потребителей
(более 5 М Вт);
• Организована специальная электросетевая компания НЭС
"Казахстанэнерго";
• Создана единая логика противоаварийной автоматики;
• Существует система канализации информации с выводом в ОДУ Казахстана.
Все эти особенности Казахстанской энергетики приспособлены на создание
оптового рынка электроэнергии через систему оперативного планирования
и тарифообразования или вкратце ЭнергоПУЛа.
404

4.7.1 Формирование оптового рынка и некоторые
практические результаты
В период между первым и вторым изданием этой книги в Казахстанской
энергетике была реализована Правительственная программа либерализации ее
экономики.
В 1997 году внедрен оптовый рынок электроэнергии.
4.7.1.1 Цели создания оптового рынка
• Недопущение роста и стабилизация стоимости электроэнергии рыночными
механизмами (таблица 4.7.1) путем:
• приватизации электростанций общего пользования, как тепловых, так
и гидравлических;
• свободного формирования цен на оптовом рынке (отпускной тариф с
шин электростанций и экспортеров электроэнергии);
• формирования Национальной энергетической системы (НЭС) и региональных
энергетических компаний (РЭ К)), стоимость услуг которых
должны регулироваться Республиканскими и территориальными
регулирующими комиссиями;
• определения объективного оператора оптового рынка в лице НЭС
"Казахстанэнерго" без права покупки и продажи электроэнергии и
включением в его состав ОДУ Казахстана.
• Снижение уровня просроченных дебиторских задолженностей и недопущение
формирования новых долгов за текущие услуги (производство и транспорт
электроэнергии) путем отпуска товара только платежеспособным потребителям
оптового рынка.
• Формирование у участников рынка (производителей и потребителей) рыночного
менталитета, обязательности путем заключения контрактных взаимоотношений.
• Создание условий:
• возможность конкурентной борьбы во всех сегментах рынка;
• получение выгоды потребителями путем свободного выбора надежного
партнера с лучшими ценами;
• покрытие издержек производства, развитие товаропроизводящих и
транспортных компаний и отрасли в целом.
• Обеспечение влияния Правительства на дифференцированное тарифообразование
как по регионам страны, так и по структуре потребителей через стоимость
транзита по сетям НЭС "Казахстанэнерго".
• Обеспечение электроэнергетической независимости страны.
4.7.1.2 Законодательная база формирования оптового рынка
• Закон об электроэнергетике;
• Закон о естественных монополиях.
405

Структура оперативно-коммерческих взаимоотношений
в оптовом электроэнергетическом рынке Казахстана
Таблица 4.7.1
Сі+Сг+С з—С4 - стоимость электроэнергии у потребителей на оптовом рынке
С 5 - стоимость электроэнергии ѵ региональных энергоисточников
С 7+Св=Св - стоимость услуг РЭ К
С7 - стоимость затрат Р Э К
Се - стоимость потерь электроэнергии в сетях РЭ К
С9 - стоимость услуг Р Э С
С5+Св+Св=С ю - стоимость электроэнергии на розничном рынке
0 4 -^'Св"^_С 9 —С ю

• Постановление Правительства № 1188 от 28.09. 96 " О некоторых мерах по
структурной перестройке управления энергетической системой Республики
Казахстан".
• Постановление Правительства № 1193 от 31.07.97. "О дополнительных мерах
по выполнению Программы приватизации и реструктуризации в электроэнергетике
и дальнейшему реформированию электроэнергетического рынка".
• Правила пользования электрической и тепловой энергии.
• Постановление о правилах оплаты электроэнергии, отпускаемой по аварийной
брони.
4.7.1.3 Организационные мероприятия
• Приватизация электростанций общего пользования (таблица 4.7.2).
• Формирование национальной энергосистемы (НЭС) Казахстана и компании
НЭК "Казахстанэнерго" с филиалами в рамках бывших Производственных
энергетических объединений.
• Реформирование Производственных энергетических объединений (ПЭО) в
Региональные энергетические компании (РЭК) в границах областей Республики.
• Формирование субъектов оптового рынка из числа:
• производителей электроэнергии, технологически не связанных с производством
тепла и имеющих схему выдачи электроэнергии непосредственно
с сети НЭС, экспортеров электроэнергии, признающих
правила оптового рынка;
• потребителей электроэнергии, имеющих глубокие вводы от сетей
НЭС (промышленные потребители 10 М Вт и более, региональные
энергетические компании), признающих правила оптового рынка;
• Национальной энергосистемы НЭС "Казахстанэнерго".
• Формирование новых рыночных, контрактных отношений (оперативные и
балансовые взаимоотношения, налоги, таможни) с экспортерами и импортерами
электроэнергии.
• Разработка методики дифференцированной стоимости транзита электроэнергии
(таблица 4.7.3).
• Разработка типовых таблиц контрактов на поставку, транспорт, покупку электроэнергии
(таблица 4.7.4).
• Разработка таблиц стоимости транспортных услуг между любыми участниками
рынка (таблица 4.7.5).
• Разработка таблиц потерь (при транспорте) электроэнергии между любыми
участниками рынка (таблица 4.7.6).
• Разработка правил оптового рынка, где указаны:
• условия заключения рамочных контрактов с указанием сроков, объемов,
графиков поставки электроэнергии;
407

Перечень приватизированных предприятий
в электроэнергетике.
Таблица 4.7.2
№ Наименование Собственник Дата передачи,
п/п предприятия основание
1 Экибастузская ГРЭС-1 "AES Suntree" №735 от 13.06.96.
2 Экибастузская ГРЭС-2 АО "KEGOC" №1242 от 08.08.97.
3 Аксуская ГРЭС Japan Chrom.Corpor. №141 от 27.03.96.
4 Карагандинская ГРЭС-2 Samsung №1222 от 03.10.96.
6 Жамбылская РГЭС АОЗТ"Витол-Мунай" №482 от 11.07.96.
5 Павлодарская ТЭЦ-1 Whitesman, Ltd. №789 от 25.06.96.
7 Бухтарминская ГЭС АО "Казцинк" №1453 от 29.11.96.
8 АО Усть-Каменог. ГЭС "AES Suntree" №369 от 19.03.97.
9 АО Шульбинская ГЭС "AES Suntree" №369 от 19.03.97.
10 АО Усть-Каменог. ТЭЦ "AES Suntree" №369 от 19.03.97.
11 АО Согринская ТЭЦ "AES Suntree" №369 от 19.03.97.
12 АО Лениногорская ТЭЦ "AES Suntree" №369 от 19.03.97.
13 АО Семипалат. ТЭЦ -1,2 "AES Suntree" №369 от 19.03.97.
14 Карагандинская ТЭЦ-1 Энро Энерджи, Лтд №1260 от 14.11.96.
15 Карагандинская ТЭЦ-3 Энро Энерджи, Лтд №1260 от 14.11.96.
16 Карагандинская ТЭЦ-2 Испат-Кармет №559 от 14.05.96.
17 Жезказганская ТЭЦ Samsung №490 от 12.07.96.
17 Павлодарская ТЭЦ-2 C C L O IL R IFIN ER I №663 от 30.05.96.
18 Павлодарская ТЭЦ-3 C C L O IL R IFIN ER I №663 от 30.05.96.
19 АО Петропавл.ТЭЦ-2 TOO "Росказэнерго" №70 от 11.02.97.
20 Алматинская ТЭЦ-1 "Трактебель" Бельгия №854 от 08.07.96.
21 Алматинская ТЭЦ-2 "Трактебель" Бельгия №854 от 08.07.96.
22 Алмат.. ТЭЦ-3 (ГРЭС) Трактебель" Бельгия №854 от 08.07.96.
23 Капчагайская ГЭС Трактебель" Бельгия №854 от 08.07.96.
24 Каскад ГЭС Трактебель" Бельгия №854 от 08.07.96.
25 АО Атырауская ТЭЦ ТОО "Энергопроект" №921 от 04.06.97.
26 АО Актюбинская ТЭЦ "Информ марк.Инф". №921 от 04.06.97.
27 АО Шымкентск. ТЭЦ-3 Box Plant, Ltd № 168 от 25.06.96.
28 Балхашская ТЭЦ Samsung №1118 от 11.08.95.
408

Дифференцированный тариф на транспорт электроэнергии по сетям НЭС
I ll/К ,
100
90
Е Д j
80
70
60
50
40
30
20
10
0

Договорные объемы поставок электрической энергии и мощности в IV квартале 1997 года
Таблица 4.7.4
млн.кВт.ч/МВт
П оставщ ик Всего Региональ.
источник
А ксуйская
ГРЭС
АЭС-СТ ЭГРЭС-2
Экибастуз
1. К о с т а н а й с к а я о б л а с т ь
К араганд.
ГРЭС-2
Ж амбы л.
ГРЭС
Россия
(граница)
АО"Казогнеупор" 22/12 22/12
ТОСГКустанайасбес" 66/30 66/30
Лисаковский ГОК 32/14 32/14
Г орэлектросеть 19/11 19/11
г.Жетыгора
ССГПО 536/245 536/245
КБРУ 19/7 19/7
ТБРУ 18/7 18/7
Костанайская РЭК 612/277 563/256 49/22
в т.ч. Филиал Юж.эл.сет. 65/31 65/31
Туркм ения
Узбекистан
ТГРЭ С
2. П а в л о д а р с к а я о б л а с т ь
Разрез "Богатырь" 86/48 86/48
КИК 131/60 131/60
ГКГП "Гор. эл. сети" 94/48 94/48
Разрез "Восточный" 29/13 29/13
Разрез "Северный" 63/37 63/37
АО "АЗФ" 1038/470 1038/470
Разрез "Майкубень" 7/5 7/5
Павлодарская РЭК 69/30 11/5 27/11 31/14
3. Восточно-Казахстанская и С ем ипалатинская области
АО "Алтайэнепго" 64/38 І64/38 1 !
4. А км олинская область
Акмолинская РЭК 620/280 400/180 154/70 66/30
Акмолин. отд. ж/д 453/208 253/108 200/100
К ы р гы ісгаі
Б и ш кек
500 кВ

411
МВт/Мвт
П оставщ ик Всего Региональ.
источник
А ксуйская
ГРЭС
АЭС-СТ
Экибастуз
ЭГРЭС-2
К араганд.
ГРЭС-2
5. С е в е р о -К а з а х с т а н с к а я о б л а с т ь
Таблица 4.7.4 (продолжение)
Ж ам бы л. Россия
ГРЭС (граница)
Сев.-Казахстан. РЭК 155/70 55/25 100/45
Кокшетауская РЭК 195/90 66/30 21/10 108/50
6. К а р а г а н д и н с к а я о б л а с т ь
Карагандинская РЭК 520/250 520/250
АО "Испат-Кармет" 552/280 154/70 398/210
"Казахмыс" (Борлы) 6/3 6/3
ТОО фирма "Агат" 50/24 50/24
"Карагандацемент" 24/10 24/10
"Маргариновый з-д" 1 1
"Крамдс-Кварцит" 300/136 300/136
"Жайремкомхоз" 13/6
Жайремский ГОК 6/2 6/2
(западная)
"Жайремский ГОК" 8/3 8/3
ТОО "Юкона" 1 1
ТОО"Информсервис" 17/25 17/25
7. У р а л ь с к а я о б л а с т ь
Западно-Казахст.РЭК 193/82 15/7 178/75 j
Мангыстауская РЭК І700/318 700/318
8. А к т ю б и н с к а я о б л а с т ь
Мангыстауская РЭК І700/318 700/318 :
Атырауская РЭК І400/180 400/180
9. М а н г ы с т а у с к а я о б л а с т ь
Ю .А т ы р а у с к а я о б л а с т ь
Туркм ения
У збекистан
ТГРЭ С
К ы ргы зстаі
Б и ш кек
500 кВ

МВт/МВт
П оставщ ик Всего Региональ.
источник
А ксуйская
ГРЭС
АЭС-СТ
Экибастуз
ЭГРЭС-2
К араганд.
ГРЭС-2
П.Южно-Казахстанская область
Ж ам бы л
ГРЭС
Таблица 4.7.4 (продолжение)
Россия
(граница)
Туркм ения
У збекистан
ТГРЭ С
К ы ргызстан
Б и ш кек
500 кВ
Южно-Казахст. РЭК 601/260 132/60 234/100 234/100
Центр аль.рудоуправ. 18/8 18/8
ГАЖК "Узбекистан 9/4 9/4
темир йоллари"
12.Жамбылская область
Жамбылская РЭК 202/100 70/35 132/60
АО "Нодфос" 37/18 37/18
АО "Химпром" 3/1 3/1
Суперфосфатный з-д 3/1 3/1
Алматинская ж/д 201/90 201/90
ІЗ.Кзыл-Ординская область
Кзыл-Ординская РЭК 123/56 35/16 88/40
Байконур 88/40 88/40
14.Алматинская область
АПК /190
Завод "Поршень" 40/100 40/100
Талдыкорганск. РЭК 143/65 53/24 2/1 83/38
15.Карагандинская область (Жезказганский энергоузел)
Жезказганская РЭК 90/50 90/50
БГМК 94/50 94/50
"Жезказганцветмет" 436/208 436/208
ВСЕГО, в том числе: 9598/4738 1640/763 2668/1210 1059/495 1797/900 607/279 451/198 243/104 324/228
Северный регион 5891/2770 735/350 2668/1210 965/445 1361/892 149/87
Западный регион 1617/727 615/278 302/131
Южный регион 2088/1241 290/135 94/50 607/279 243/104 324/228

Стоимость транспорта электроэнергии
тенге/кВт.ч
П оставщ и к
Регион.
эл.станции
А ксуйская
ГРЭС
АЭС-СТ
Экибастуз
ЭГРЭС-2
1. К о с т а н а й с к а я о б л а с т ь
К араганд.
ГРЭС-2
Ж ам бы л.
ГРЭС
Россия
(граница)
Таблица 4.7.5
Туркмен.
Узбекист.
ТГРЭ С
КЫ ргызст.
Б и ш кек
500 кВ
АО"Казогнеупор" 0,80 0,74 7,14 0,71 1,60 0,34 1,77 1,50
ТОО "Кустанайасбес" 0,90 0,83 0,87 0,81 1,70 0,30 1,86 1,59
Лисаковский ГОК 0,80 0.74 0,75 0,71 1,60 0,34 1,77 1,50
ССГПО 0,80 0,74 0,75 0,71 1,60 0,35 1,77 1,50
ТБРУ 0,72 0,66 0,68 0,64 1,50 0,58 1,68 1,41
КБРУ 0,80 0,74 0,75 0,71 1,60 0,34 1,77' 1,50
Горэлектросеть, г.Жетыгора 0,90 0,83 0,87 0,81 1,70 0,30 1,86 1,59
ЭЧ и тяга ж/д Костанайс. отд
0,80 0,74 0,75 0,71 1,60 0,37 1,80 1,53
ОГП"Казахстан темир жолы"
Костанайская РЭК 0,80 0,74 0,75 0,71 1,60 0,36 1,80 1,53
Филиал Южных эл. сетей. 0,72 0,66 0,68 0,64 1,60 0,68 1,68 1,41
2. П а в л о д а р с к а я о б л а с т ь
Разрез "Северный" 0,34 0,27 0,30 0,49 0,98 0,42 1,35 1,08
Разрез "Богатырь" 0,35 0,28 0,31 0,49 0,98 0,44 1,36 1,09
КИК 0,35 0,29 0,32 0,53 1,05 0,45 1,37 1,10
ГКГП "Город. электросети" 0,34 0,27 0,30 0,49 0,98 0,42 1,35 1,08
Разрез "Восточный" 0,35 0,29 0,31 0,50 1,00 0,44 1,36 1,09
АО "АЗФ" 0,26 0,32 0,34 0,49 0,98 0,35 1,38 1,11
Разрез "Майкубень" 0,35 0,28 0,31 0,49 0,98 0,44 1,36 1,09
Павлодар, отделение ж/д 0,34 0,27 0,30 0,49 0,98 0,42 1,35 1,08
АО "Павлодарская РЭК" 0,33 0,36 0,30 0,53 1,05 0,41 1,45 1,18

тенге/кВт. ч
П оставщ ик
Регион. А ксуйская
эл.станции ГРЭС
АЭС-СТ
Э кибастуз
ЭГРЭС-2
К араганд.
ГРЭС-2
Ж ам бы л.
ГРЭС
Таблица 4.7.5 (продолжение)
Россия
(граница)
Туркмен.
Узбекист.
ТГРЭ С
К ы ргы зст.
Б и ш кек
500 кВ
3. Восточно-Казахстанская и Семипалатинская области
Медно-химический комбинат 0,50 0,56 0,58 0,75 1,20 0,32 1,59 1,32
АО "Алтайэнерго" 0,53 0,58 0,62 0,76 1,26 0,28 1,62 1,35
4. Акмолинская область
Акмолинская РЭК 0,47 0,40 0,43 0,38 1,18 0,68 1,46 1,19
Акмолинское отделение ж/д 0,54 0,48 0.51 0,46 1,18 0,76 1,52 1,25
5. Северо-Казахстанская область
Северо-Казахстанская РЭК 0,66 0,60 0,61 0,79 1,28 0,32 1,63 1,36
Кокшетауское отделение ж/д 0,65 0,58 0,60 0,79 1,30 0,46 1,53 1,26
Кокшетауская РЭК 0,60 0,54 0,55 0,74 1,25 0,42 1,57 1,30
6. Карагандинская область
Карагандинская РЭК 0,46 0,40 0,42 0,31 0,90 0,85 1,16 0,89
Караганда-Карбид 0,46 0,40 0,43 0,30 0,90 0,84 1,15 0,90
АО "Карагандацемент" 0,46 0,40 0,43 0,30 0,90 0,84 1,15 0,90
ТОО "Агат" 0,49 0,44 0,46 0,31 0,94 0,75 1,15 0,90
Карагандинское отделение ж/д 0,66 0,59 0,63 0,50 0,66 0,94 1,10 0,83
"Борлы" 0,43 0,38 0,39 0,38 0,69 0,79 1,24 0,97
КИК 0,43 0,38 0,39 0,38 0,89 0,79 1,24 0,97
АО "Испат-Кармет" 0,46 0,40 0,43 0,30 0,90 0,84 1,15 0,90
7. Карагандинская область (Жезказганский узел)
БГМК 0,73 0,65 0,67 0,45 0,72 1,22 1,14 0,88
Жезказганская РЭК 0,60 0,54 0,57 0,34 0,66 1,12 1,00 0,76
АО "Жезказганцветмет" 0,70 0,75 0,77 0,64 0,88 1,34 0,97 0,98
8. Уральская область
Западно-Казахстанская РЭК 0,44 | 0,48 | 0,50 | 0,68 | 1,22 | 0,30 | 1.42 1,16

Таблица 4.7.5 (продолжение)
тенге/кВт.ч
Поставщик
Регион. Аксуйская
эл.станции ГРЭС
АЭС-СТ
Экибастуз
ЭГРЭС-2
9. Актюбинская область
Караганд.
ГРЭС-2
Жамбыл.
ГРЭС
Россия
(граница)
Туркмен.
Узбекист.
ТГРЭС
Кыргызст.
Бишкек
500 кВ
Актюбинская РЭК 1,10 1,00 1,03 1,27 1,80 0,34 1,56 1,19
10. Мангыстауская область
Мангыстауская РЭК 1,11 1,06 1,08 1,28 2,00 0,98 2,07 1,80
Н.Атырауская область
Атырауская РЭК 0,69 0,63 0,65 0,81 1,80 0,53 1,66 1,39
12.Южно-Казахстанская область
Южно-Казахстанская РЭК 1,24 1,18 1,21 1,02 0,39 1,90 0,32 0,46
Туркестанская ж/д 1,24 1,18 1,21 1,02 0,42 1,90 0,35 0,51
Центральное рудоуправление 1,19 1,13 1,16 0,99 0,38 1,87 0,31 0,47
Ачполнметалл 1.24 1,18 1,21 1,02 0,43 1,90 0,40 0,53
ІЗ.Жамбылская область
Жамбылская РЭК 1,06 1,00 1,03 0,90 0,26 1,80 0,40 0,37
АО "Нодфос" 1,08 1,02 1,05 0,94 0,29 1,82 0,41 0,38
АО "Химпром" 1,08 1,02 1,05 0,94 0,28 1,82 0,43 0,37
АО "Суперфосфатный завод" 1,08 1,02 1,05 0,94 0,28 1,82 0,40 0,37
14.Кзыл-Ординская область
Кзыл-Ординская РЭК 1,24 1,18 1,21 0,88 0,72 1,81 0,58 0,69
Байконур 1,08 1,01 1,04 0,77 0,72 1,81 0,68 0,80
Рудоуправление № 6 1,24 1,18 1,21 0,92 0,42 1,90 0,40 0,53
15.Алматинская область
АПК 0,95 0,88 0,90 0,68 0,50 1,43 0,67 0,40
Алматинская ж/д 0,90 0,80 0,84 0,54 0,45 1,56 0,53 0,46
Талдыкорганская РЭК 1,08 1,00 1,03 0,68 0,64 1,69 0,80 0,55

Потери при транспорте электроэнергии
процент
П оставщ ик
Регион. А ксуйская
эл.станции ГРЭС
АЭС-СТ
Э кибастуз
ЭГРЭС-2
1. К о с т а н а й с к а я о б л а с т ь
К араганд.
ГРЭС-2
Ж ам бы л.
ГРЭС
Россия
(граница)
Таблица 4.7.6
Туркмен.
Узбекист.
ТГРЭ С
К ы ргы зст.
Б и ш кек
500 кВ
АО"Казогнеупор" 7,02 6,45 7,14 6,15 19,40 1,62 13,62 10,75
ТОО "Кустанайасбес" 9,67 9,03 9,80 9,07 26,68 5,15 17,00 13,85
Лисаковский ГОК 7,41 6,81 7,54 6,69 24,77 2,62 14,47 11,42
ССГПО 11,54 10,58 11,55 11,47 19,70 7,54 22,17 18,91
ТБРУ 12,79 12,30 12,92 11,95 26,79 13,73 18,28 16,21
КБРУ 6,99 6,41 7,12 6,16 20,46 2,02 13,71 10,79
Горэлектросеть, г.Жетыгора 9,22 8,63 9,35 8,49 26,6 14,42 16,23 13,19
ЭЧ и тяга ж/д Костанайс. отд
8,59 8,2 6,72 8,01 26,95 4,09 15,96 12,79
ОГГГКазахстан темир жолы"
Костанайская РЭК 11,68 10,80 11,74 9,76 19,80 8,02 21,17 17,72
Филиал Южных эл. сетей. 13,25 12,65 13,39 12,61 30,04 14,04 19,59 17,40
2. П а в л о д а р с к а я о б л а с т ь
Разрез "Северный" 3,29 2,4 3,04 4,26 15,92 4,52 8,09 5,06
Разрез "Богатырь” 4,05 3,13 3,45 6,46 17,78 6,09 9,94 6,62
КИК 3,65 2,29 3,38 5,44 16,00 5,27 9,06 5,08
ГКГП "Город. электросети" 3,45 2,74 3,22 5,72 17,31 0,42 9,26 5,96
Разрез "Восточный" 3,36 2,47 3,06 4,46 16,52 4,96 9,35 6,33
АО "АЗФ" 1,50 2,96 3,44 5,12 10,33 1,93 14,80 12,06
Разрез "Майкубень" 3,03 2,29 2,91 3,56 12,60 4,60 8,57 5,71
Павлодар, отделение ж/д 3,14 2,17 2,87 5,17 14,94 4,05 13,23 4,62
АО "Павлодарская РЭК" 1,02 5,01 5,74 6,05 17,90 5,62 12,46 9,48

27-277 417
процент
Поставщик
Регион. Аксуйская
эл.станции ГРЭС
АЭС-СТ
Экибастуз
ЭГРЭС-2
Караганд.
ГРЭС-2
Жамбыл.
ГРЭС
Таблица 4.7.6 (продолжение)
Россия
(граница)
Туркмен.
Узбекист.
ТГРЭС
Кыргызст.
Бишкек
500 кВ
3. Восточно-Казахстанская и Семипалатинская области
Медно-химический комбинат 4,25 5,35 6,09 9,19 19,86 7,24 13,04 9,98
АО "Алтайэнерго"
4. Акмолинская область
Акмолинская РЭК 5,26 4,50 5,34 3,62 12,62 5,65 14,51 10,71
Акмолинское отделение ж/д 6,69 ! 5,85 6,67 4,89 15,77 6,99 15,79 12,00
5. Северо-Казахстанская область
Северо-Казахстанская РЭК 8,25 7,44 8,20 9,51 19,41 2,82 13,08 9,80
Кокшетауское отделение ж/д 8,87 7,26 8,00 9,03 20,24 7,28 12,88 9,81
Кокшетауская РЭК 8,24 6,80 8,02 8,49 12,95 7,62 14,28 10,83
6. Карагандинская область
Карагандинская РЭК 1,93 1,28 2,04 4,18 14,16 10,66 7,84 4,53
Караганда-Карбид 4,62 4,00 4,75 1,36 18,93 7,83 9,58 6,39
АО "Карагандацемент" 2,64 2,13 2,87 1,19 11,37 7,97 7,66 4,79
ТОО "Агат” 5,80 4,57 5,31 2,25 19,38 5,33 12,08 9,68
Карагандинское отделение ж/д 4,89 4,27 5,00 7,90 16,94 14,55 8,68 5,25
"Борлы" 2,26 1,70 2,42 4,86 13,86 6,66 15,32 12,37
КИК 3,71 3,12 3,84 4,84 17,67 7,28 16,63 13,59
АО "Испат-Кармет" 4,43 3,65 4,50 1,40 10,67 9,53 10,90 7,32
7. Карагандинская область (Жезказганский узел)
БГМК 7,66 6,97 7,76 4,11 17,67 12,35 9,54 6,05
Жезказганская РЭК 7,04 6,00 6,99 5,90 11,25 10,17 7,37 3,89
АО "Жезказганцветмет" 7,51 6,66 7,56 6,21 14,97 9,46 7,36 4,33
8. Уральская область
Западно-Казахстанская РЭК 4,88 4,15 4,97 8,67 15,41 2,25 13,89 10,17

Таблица 4.7.6 (продолжение)
процент
П оставщ ик
Регион. А ксуйская
эл.станции ГРЭС
АЭС-СТ
Э кибастуз
ЭГРЭС-2
К араганд.
ГРЭС-2
Ж ам бы л.
ГРЭС
Россия
(граница)
Туркмен.
Узбекист.
ТГРЭ С
К ы ргы зст.
Б и ш кек
500 кВ
9. Актюбинская область
Актюбинская РЭК 9,83 9,23 9,95 13,53 24,62 7,65 16,83 13,79
10. Мангыстауская область
Мангыстауская РЭК i l l !
П.Атырауская область
Атырауская РЭК 17,13 16,55 17,23 20,62 29,50 15,00 23,88 20,93
12.Южно-Казахстанская область
Южно-Казахстанская РЭК 16,82 16,60 16,94 20,08 4,77 24,24 0,58 2,76
Туркестанская ж/д 17,62 16,95 17,72 21,11 5,89 25,19 1,94 4,20
Центральное рудоуправление 15,50 14,92 15,59 17,83 3,42 22,02 0,85 2,73
Ачполнметалл 22,13 21,55 22,26 24,74 4,97 22,45 2,20 4,06
ІЗ.Жамбылская область
Жамбылская РЭК 13,33 12,77 13,45 14,35 1,65 18,26 1,31 1,62
АО "Нодфос" 17,31 16,73 17,45 19,49 2,05 21,00 1,44 1,88
АО "Химпром" 12,13 11,50 12,18 12,99 1,59 17,97 1,45 1,79
АО "Суперфосфатный завод" 12,97 12,41 13,14 13,95 1,57 17,91 1,26 1,63
14.Кзыл-Ординская область
Кзыл-Ординская РЭК 12,90 11,90 13,09 18,43 13,23 22,29 10,12 12,82
Байконур 12,03 11,47 12,15 13,71 16,88 17,64 14,09 16,49
Рудоуправление № 6 19,14 17,90 19,37 20,24 6,54 20,04 1,90 6,91
15.Алматинская область
АПК 7,66 6,59 7,41 7,86 9,04 14,26 4,99 1,31
Алматинская ж/д 10,02 9,39 10,14 12,66 6,25 16,98 13,30 9,91
Талдыкорганская РЭК 9,16 8,59 9,34 10,50 14,45 15,40 11,08 8,61

• суточный график каждого потребителя;
• суточный график каждого производителя; »
• сроки и условия формирования сводных суточных графиков;
• условия ограничения (неплатежи, аварии, форс-мажоры);
• резервирование и поставка пиковых мощностей;
• ответственности сторон;
• решение спорных вопросов;
• разработка и согласование условий поставки электроэнергии и ее
транзита через радиальные и закольцованные сети смежных государств.
.. , , Г '• Чі>
4.7.1.3 Оперативно-технологические мероприятия
Разработка и утверждение положения об ОДУ (Ц ДУ) Казахстана. )
Разработка и утверждение границ (таблица 4.7.1) оперативного управления и
ведения для:
• ОДУ Казахстана НЭС "Казахстанэнерго";
• региональных диспетчерских центров (РДЦ) филиалов НЭС
"Казахстанэнерго";
• оперативно-диспетчерских управлений (ОДУ) региональных энергетических
компаний;
• оперативного персонала (ДИС) электростанций;
• оперативно-диспетчерских служб (ОДС) предприятий электрических
сетей;
• оперативно-диспетчерских групп (ОДГ) районных электрических сетей.
Разработка и утверждение инструкции по параллельной работе ЦДУ ЕЭС
России, ОДЦ "Энергия", стран Центральной Азии.
Формирование сквозных коммерческих подразделений на уровне: •
• НЭС "Казахстанэнерго";
• филиалов НЭС "Казахстанэнерго";
• производителей электроэнергии;
• региональных энергетических компаний;
Внедрение коммерческих диспетчеров на всех уровнях.
Разработка и внедрение положений:
• об оптовом электроэнергетическом рынке;
• о проведении торгов;
• расчет за оказанные услуги;
Проведение ежемесячных семинаров с участниками рынка по разным направлениям
с соответствующими исполнителями.
Проведение еженедельных селекторных совещаний с участниками рынка.

4.7.1.4 Технические мероприятия
• Разработка и внедрение принципов противоаварийной автоматики в условиях
выделенной работы энергообъединений Казахстана.
• Ввод в работу в новых условиях:
• автоматической системы регулирования частоты и мощности
(АРЧМ );
• группового регулирования активной мощности (ГРАМ );
• системной автоматики отключения нагрузки (САОН);
» автоматической частотной разгрузки (АЧР).
• Разработка и внедрение устройств (АОПМ) для обеспечения поставки только
контрактного объема электроэнергии по суточному графику потребления.
• Установка системы учета электроэнергии:
• с автоматическим суммированием показателей по узлам, регионам,
стране;
• со снятием показателей в любое необходимое время:
• с записью показателей в архив банка данных;
• с распечаткой показателей;
• с обменом информацией с экспортерами и импортерами электроэнергии,
а также региональными системами учета электроэнергии.
• Разработка и внедрение программы подсчета технических потерь электроэнергии
при ее транспорте (таблицы 3.6.3, 3.6.4, 3.6.5, 3.6.6, 3.6.7, 3.6.8).
• Организация параллельной работы Юга с Севером Казахстана.
• Заключение технических контрактов, условий поставки электроэнергии для
выделенных (изолированных от энергообъединений Казахстана) регионов
(Западные РЭК).
4.7.1.5 Некоторые результаты функционирования оптового рынка
В результате функционирования оптового рынка в 1997 году были в основном
реализованы или реализуются цели, поставленные в п. 4.7.1.1.
Главными причинами достижения цели явились:
• Однозначная и неуклонная экономическая политика Правительства в период
преобразования экономики в Казахстане в отношении программы либерализации
экономики электроэнергетики.
• Полная поддержка принятой концепции и инициативная деятельность субъектов
оптового рынка, бескорыстная работы ключевых работников отрасли.
• Удачная концепция либерализации экономики электроэнергетической отрасли,
основанная на базе:
• изучения мирового опыта либерализации экономики в энергетике;
420

• изучения опыта приватизации тяжелой промышленности Казахстана;
• учета основной научно обоснованной специфики формирования
структуры (размещение электростанций, схемы электрических сетей)
отрасли;
• конструктивного сотрудничества со специалистами Мирового, Европейского,
Азиатского Банков, ЮСАИД, TA SIS, НЭШЭНЕЛ ГРИД
(Англия), SIEM ENS (Германия), ГЭЗ энд ЭЛЕКТРИК (Огайо, СШ А),
' ' ‘ Европейский энергетический Совет (Бельгия);
f . - • сотрудничества со старейшинами Казахстанской энергетики (Батуров
; Т.И ., Чокин Ш .Ш ., Нуржанов Б .Г., Папафанасопуло Г .А ., Коваленко
; Д .К ., Жакутов А .Ж ., Галынчик Б .Г., Криворотов А.Д ., Трофимов A .C .,
Алияров Б .К ., Хмыров В.И ., Мусагалиев Т .Х ., Пастушков В.Н .)
• Возложение внедрения оптового рынка на группу руководителей, состоящих
из: ■ і
• современных менеджеров, хорошо себя проявивших в зарождающемся
бизнесе и владеющих объективными законами экономики;
• профессиональных энергетиков; • 1
• работников, имеющих авторитет в коллективах отрасли. у , ;/■«
4.7.1.5.1 П оложительные результаты ■
• Цены на электроэнергию на шинах поставщиков (электростанций, экспортеров,
Национальной электрической системы) стабилизировались и даже снизились
(таблица 4.7.7).
• Цены на первичные энергоресурсы не повысились и стабилизировались
(таблица 4.7.8)
• В результате внедрения контрактной системы повысились ответственность
участников за выполнение своих обязательств, что отразилось в виде:
• стабилизации частоты электрического тока (таблица 4.7.9) - . у j
• повышения уровня реализации товара (таблица 4.7.10)
• Появилась вера в рынок всех субъектов на его перспективу, что отразилось в
виде резерва мощности, оперативно-коммерческой дисциплины.
• Казахстанские производители электроэнергии и Национальная энергетическая
система в состоянии обеспечить электроэнергией в любом регионе платежеспособный
спрос, чем и обеспечена электроэнергетическая независимость
страны.
• Снизился импорт электроэнергии (таблица 4.7.11) - - - --- —*
• Снизился уровень вмешательства в деятельность отрасли не субъектов рынка:
421

Динамика тарифов на электрическую энергию,
отпускаемую энергопроизводителями оптового рынка
(цент/кВтч)
Энергопроизводители
Периоды
Таблица 4.7.7
01.01.96 01.07.96 01.01.97 01.07.97 01.01.98
Участники оптового рынка
Экибастузская ГРЭС-1 1,01 1,73 2,8 2,8 2,8
Экибастузская ГРЭС-2 0,71 1,76 2 1,96 1,96
Жамбылская ГРЭС 1,44 1,45 1,89 2,01 2,12
Карагандинская ГРЭС-2 0,73 1,3 1,37 2,17 _ 2,17
Аксуйская АС 0,6 0,95 1,35 1,32 1,32
Бухтарминская ГЭС 0,08 0,22 0,18 0,27 0,27
Россия 3,3 3,3 2,7 2,7 2,4
Кыргызстан 4 3 2 2 2
Туркмения 4 3 2,6 1,8 1,8
Узбекистан 4,5 4,5 нет покупки
Участники розничного рынка
Усть-Каменогорская ТЭЦ 1,5 1,67 0,89 3,32 3,32
Карагандинская ТЭЦ-3 1,5 1,6 1,72 1,68 1,72
Павлодарская ТЭЦ-1 1,1 1,01 0,7 0,69 0,69
Павлодарская ТЭЦ-3 1,4 1,49 1,51 1,75 1,75
Акмолинская ТЭЦ-2 1,2 1,31 1,18 1,96 1,99
Петропавловская ТЭЦ-2 1,3 1,42 1,94 2,26 2,26
Шымкентская ТЭЦ-3 2,5 2,67 2,42 2,69 3,06
422

Динамика изменения стоимости топлива
и тарифа на электроэнергию по Казахстану
Таблица 4.7.8
Стоим, топлива,
(доллар СШ А)
180-
і і
Тариф на эл.эн.
(доллар СШ А)
J і
-0,050
0,045
-0,040
0,035
0,025
0,020
1996
Карагандинский уголь, Ітн яшш^шаш— т Тариф , средний по К азахстану
Экибастузский уголь, 1 тн
С редний тариф для населения
Газ, 1000 м3
Мазут, 1 тнт

Частота, Гц
График изменения частоты в период осенне-зимнего max ЕЭС Республики Казахстан
Таблица 4.7.9
Октябрь___________ Ноябрь_____________ Декабрь____________Январь____________ Февраль____________Март

Д и н а м и к а объем а услуг (электроэнергия,
транспорт электроэнергии) и уровня реализац и и
Объем услуг и уровень Т а б л и ц а 4.7 .1 0
реализации, млрд. тенге
80-.....-...— ................................................................... і и ........... .....
01/01/96 01/01/97 01/09/97 01/01/98 01/01/99
425

Структура поставки электроэнергии в Казахстане
Таблица 4.7.11
Наименование
П отреблепис э. іск гроэнері и и
Собственное производство э/э
м лрд.кВ т .ч
Из России, всего
в т о м ч и с л е :
* в Северный Казахстан
* в Западны й Казахеган
Из Ср.А зии в Ю жный
Казахстан____________
И з Узбек истина
* И з Туркмении
Из Тадж икистана
1997 1998 1999 2000
■ Потребление электроэнергии
I Собственное производство
— >Из Узбекистана
_ Из 7 уркмении
■ Импорт, всего
шИз России
—■■Из Кыргызстана
pjj Таджикистана
426

• Министерства энергетики;
• Комитета антимонопольной и ценовой политики;
• Административных органов территориального уровня;
• Некоммерческого "давления" отраслей других государств.
• Поднялся авторитет концепции и наш опыт начал изучаться специалистами
США, России, Украины.
• Появилась большая группа молодых специалистов:
• инженеров;
• менеджеров;
• финансистов;
• экономистов;
• юристов,
выбравших как точку приложения своих знаний, здоровых амбиций, именно электроэнергетический
рынок.
• Заметно улучшились и приняли здоровое и определенное направление взаимоотношения
с другими отраслями как:
• железнодорожный транспорт;
• связь;
• нефтяные и угольные предприятия;
• финансовые органы;
• водохозяйственные комплексы.
• Увидели свою потребность специализированные электроэнергетические предприятия.
4.7.1.5.2 Главные препятствия на пути формирования оптового рынка
• Отставание по времени приватизации власти от приватизации активов.
• Устойчивый стереотип мышления ряда руководителей, особенно на уровне
производственных объединений энергетики (энергосистем).
• Попытка отдельных руководителей или группы работников использовать в
собственных интересах решение коммерческих вопросов.
• Попытка отдельных руководителей территориального уровня распоряжаться
потоком денежной массы у энергопредприятий.
• Внедрение бартерной системы и отчаянной борьбы за ее сохранение на уровне
распределительных сетей.
• Потеря специалистов (особенно технических) в ходе становления экономики
суверенного государства.
• Необоснованное, непродуманное и протекционное выдвижение работников на
руководящие должности ряда компаний по принципу личной преданности.
• Попытки формировать энергетические компании с монопольными функциями
производства, транспорта, продажи электроэнергии (тепла, пара, горячей воды)
в Алматинской, Восточно-Казахстанской, Жамбылской областях.
427

• Разные формы реструктуризации экономики в разных странах, имеющих общий
энергетический рынок (Россия, Казахстан, Узбекистан, Кыргызстан,
Туркменистан, Таджикистан).
4.7.2 Формирование розничных рынков электроэнергии в Казахстане
Организация оптового рынка позволила решить вопросы культуры контрактных
отношений, уровня реализации оказанных услуг, стабилизации цен, но
зону действия оптового рынка целесообразно ограничить на уровне шин опорных
подстанций РЭК.
Как показала практика, оптовый рынок решил вопросы культуры контрактных
отношений, уровня реализации оказанных услуг, стабилизации цен, но
до уровня шин опорных подстанций РЭК. Поэтому отдельные платежеспособные
мелкие потребители, особенно зарождающийся средний и мелкий бизнес, да и
население, стремились к статусу субъекта оптового рынка. Причиной тому было
невыполнение РЭК функций координатора перепродавца электроэнергии на
уровне территории. Поэтому РЭК, как участник оптового рынка, не имел авторитета
перед производителями как партнер. Нельзя было решать вопросы неплатежей
на уровне мелких потребителей и, как следствие, поднять технический уровень
мелких производителей электроэнергии и распределительных сетей без внедрения
розничных рынков электроэнергии в пределах территорий областей.
Однако, было много дискуссий по поводу количества уровней рынка (*):
• государственный (аорта);
• областной (артерии);
• районный (капилляры),
или только
• государственный (аорта);
• районный (капилляры).
Экспериментальные работы по решению данного вопроса показали, что
не существует универсальной схемы по определению количества уровней.
Например, Атырауская область, получившая развитие электрификации
только в последнее время на базе нефтяных комплексов, развивалась на основе
магистральных сетей 220 кВ и распределительных сетей 10 кВ и 0,4 кВ, что предполагает
2-х уровневую схему.
Акмолинская область, расположенная в центре Казахстана,, является
электросетевой, имеет сети напряжением 0,4, 10, 35, 110, 220, 500, 1150 кВ и в
двухуровневую схему никак не вписывается.
Да и нет необходимости в догматическом подходе, поэтому этот вопрос в
каждой области решается индивидуально.
Примечание (*): Параллель проводится с сосудами человеческого организма.
428

4.7.2.1 Необходимость создания розничных рынков
Причинами необходимости создания розничных рынков электроэнергии
являются следующее:
• Неплатежи за оказанные услуги, сохраняющиеся на уровне мелких и бюджетных
потребителей.
• Стремление многих платежеспособных потребителей в рынок.
• Положительный опыт оптового рынка электроэнергии по стоимости товара и
качеству электроснабжения.
• Необходимость избирательной поставки электроэнергии платежеспособному
потребителю.
• Координация действий участников в секторе энергоснабжение-энергопотребление
в регионах.
• Остановить рост цен на транспорт электроэнергии в распределительных сетях.
• Создать ценовую конкуренцию на уровне районных электрических сетей
(РЭС) (таблица 4.7.12).
• Стимулировать РЭС в снижении затрат на выполнение функций:
• потери (технические, коммерческие) в сетях;
• оптимизация схемы собственности и обслуживания распределительных
сетей;
• оптимизация развития сетей;
• наращивание объема услуг;
• поднятие качества услуг;
• Формирование реальных отпускных цен для стимулирования альтернативных
источников электроэнергии.
• Формирование объективного соотношения цен для различных структур потребителей
(таблица 4.7.13).
4.1.2.2 Предпосылки розничных рынков
Созданы предпосылки для формирования розничных рынков электрической
энергии в регионах Казахстана:
• Изменился менталитет производителей и потребителей на всех уровнях движения
товара.
• Отошли на второй план руководители и исполнители, не сумевшие воспринять
рыночную экономику.
• Разработано большое количество инструкций и положений, приемлемых для
розничных рынков.
• Определились направления технических средств:
• по средствам связи;
• по учету электроэнергии;
• по средствам ПА, РЗА;
• по программам ЭВМ.
429

Д инам ика тариф ов на электрическую энергию
в розничном ры нке
Таблица 4.7.12
Области и структура
потребления
Период
01.01.96 01.07.96 01.01.97 01.07.97 01.01.98
Акмолинская
Промышленные потребители 1,25 1,7 2,93 2,93 2,57
Бюджетные организации 1.15 1,5 3,23 3,23 2,89
Население 1,67 1,67 2,08 2,08 2,41
Актюбинская
Промышленные потребители 1,45 ЗД 3,1 4,1 4,1
Бюджетные организации 1,5 3 3 4,15 4,15
Население 1,67 2,5 2,5 2,75 2,75
Алматинская
Промышленные потребители 1,7 2,3 2,3 3,5 3,5
Бюджетные организации 1,7 2,3 2,3 3,5 3,5
Население 1,67 1,67 1,67 3,33 3,33
Атырауская
Промышленные потребители 1,42 1,86 2,3 2,55 2,55
Бюджетные организации 1,6 2,16 2,69 2,4 2,4
Население 1,67 1,67 1,67 1,67 1,67
Восточно-Казахстанская
Промышленные потребители 0,72 0,96 0,8 1,15 1,15
Бюджетные организации 1,16 1,61 1,45 1,93 1,93
Население 1,67 1,67 1,67 1,93 1,93
Жамбылская
Промышленные потребители 1,65 2,02 3,15 3,15 3,21
Бюджетные организации 3 3 3 3 3
Население 1,67 1,67 2,04 2,04 2,58
Западно-Казахстанская
Промышленные потребители 1,45 3,56 3,56 3,9 3’9
Бюджетные организации 1,5 4,1 4,1 3,85 3,85
Население 1,67 1,67 2,08 2,92 2,92
430

Таблицы 4.7.12 (продолжение)
Области и структура
потребления
Период
01.01.96 01.07.96 01.01.97 01.07.97 01.01.98
Карагандинская
Промышленные потребители 1,85 2,05 2,78 2,83 2,83
Бюджетные организации 1,9 2 2 зд 3,1
Население 1,67 1,67 2,17 2,5 2,5
Кзылординская
Промышленные потребители 1,73 2,4 4,57 4,04 4,04
Бюджетные организации 2,72 3,46 3,5 3,5 3,5
Население 1,67 2,08 2,08 3,33 4,04
Костанайская
Промышленные потребители 1,23 1,84 2,83 4 4
Бюджетные организации 1,29 1,93 1,93 4 4
Население 1,67 1,67 1,67 2,5 2,5
Мангыстауская
Промышленные потребители 2,5 2,6 2,7 2,86 2,86
Бюджетные организации 2,5 2,6 2,7 2,86 2,86
Население 1,67 1,67 2,08 2,63 2,63
Павлодарская
Промышленные потребители 1,35 2 2,84 1,74 1,74
Бюджетные организации 0,4 0,5 0,8 2 2
Население 1,67 1,67 1,67 2 2
Северо-Казахстанская
Промышленные потребители 1,23 1,3 2,6 3,25 3,8
Бюджетные организации 1,29 1,13 2,6 3,55 4
Население 1,67 1,67 1,67 2,5 3,33
Южно-Казахстанская
Промышленные потребители 1,65 2,07 2,11 3,2 2,74
Бюджетные организации 3 3,25 зд 3,4 3,77
Население 1,67 1,67 2,15 2,58 2,58

Д инам ика тариф ов в разрезе структур в Е вропе, России, К азахстане
Т аблица 4.7.13
(центы/кВт.ч)
Страны 1995 1996 1997
Пром. Быт Пром Быт Пром Быт
Европа:
Г ермания 12,4 21,7 12,3 22
Италия 10,5 17,3 11 19,2
Бельгия 9,5 22 10,3 24
Испания 8,9 18,5 9,7 20,2
Великобритания 8,46 14,8 8,46 14,8
Франция 7,7 19 8,3 21,4
Дания 6,1 18,6 7,2 22
Финляндия 6 10,6 6,9 12,5
Швеция 4,4 13,4 5 13,6
Россия 5,73 1,45
Казахстан
в том числе по обл.:
Акмолинская 2,94 2,3 1,94 2,6 3,92 2,78
Актюбинская 2,94 2,3 2,26 2,6 4,15 3,35
Алматинская 2,94 2,3 1,56 2,6 3,1 2,24
Атырауская 2,94 2,3 2,21 2,6 3,08 2,24
Восточно-Казахстанская 2,94 2,3 1,12 2,6 1,07 2,24
Жамбылская 2,94 2,3 2,57 2,6 4,22 2,73
Западно-Казахстанская 2,94 2,3 2,26 2,6 4,77 2,78
Карагандинская 2,94 2,3 2,88 2,6 3,72 2,9
Кзылординская 2,94 2,3 2,69 2,6 6,12 2,78
Костанайская 2,94 2,3 1,91 2,6 3,79 2,24
Мангыстауская 2,94 2,3 2 2,6 3,79 3,48
Павлодарская 2,94 2,3 2,1 2,6 3,8 2,24
Северо-Казахстанская 2,94 2,3 1,91 2,6 3,48 2,24
Южно-Казахстанская 2,94 2,3 2,57 2,6 2,82 2,88
432

Начались инициативные действия со стороны низовых коллективов по
внедрению розничного рынка для достижения целей, указанных в п.4.7.2.1, в
Алматинской, Талдыкорганской, Кустанайской, Западно-Казахстанской областях.
В таблице 4.7.14 показано типовое юридическое оформление РЭС, как
самостоятельных субъектов. Представляются поучительными первые самостоятельные
шаги Кустанайской РЭК по наведению порядка в поставке электроэнергии
(оплата оказанных услуг, контрактная адресная поставка электроэнергии
потребителям, оплатившим услуги энергетиков) и по повышению авторитета
товара. Внимательное изучение таблицы 4.7.15 (организация энергоснабжения в
разрезе районов) и таблицы 4.7.16 (в разрезе мелких и бытовых потребителей
внутри розничного рынка) наглядно показывают, как налаживались рыночные
отношения между поставщиками и потребителями электроэнергии у самого
"края" отрасли.
4.7.2.3 Рекомендуемая схема формирования розничных рынков
4.7.2.3.1 Двухуровневый (оптовый и розничный рынки)
При непосредственном схемном и коммерческом контакте с оптовым
рынком каждый перепродавец (РЭС) покупает электроэнергию по цене, соответствующей
точке покупки как от производителя, субъекта оптового рынка, так и от
электростанции, интегрированной с территорией. Затраты перепродавца (РЭС)
регулируются теркомами.
4.7.2.3.2 Трехуровневый
При трехуровневой системе покупка электроэнергии происходит по схеме,
указанной в таблице 4.7.17 и по ценам, рекомендованным в Таблицах 4.7.18 и
4.7.19.
Второй уровень (артерии) РЭК:
• покупает на оптовом рынке электроэнергию в объеме своих контрактных
обязательств по цене соответствующего времени и места покупки;
• продает электроэнергию прямым потребителям розничного рынка;
• защищает стоимость своих транспортных услуг в территориальном комитете
в показателях тенге/кВтч с учетом потерь в сетях;
• предъявляет стоимость своих услуг, как плата за вход, розничному
рынку (РЭС) одинаковой в любой точке.
Третий уровень (капилляры) РЭС:
• покупает электроэнергию у производителей розничного рынка и заключает
контракт с РЭК на их транспорт;
• покупает у РЭК электроэнергию по ценам оптового рынка и заключает
контракт с РЭК на их транспорт;
2 8 -2 7 7 433

Таблица 4.7.14.
і
РЕСПУБЛИКА КАЗАХСТАН
* ■ МИНИСТЕРСТВО
ФИНАНСОВ
ДЕПАРТАМЕНТ УПРАВЛЕНИЯ
ГОСУДАРСТВЕННЫМ
ИМУЩ ЕСТВОМ И АКТИВАМИ
, , , АЛМАТИНСКИЙ ТЕРРИТОРИАЛЬНЫЙ
КОМИТЕТ УПРАВЛЕНИЯ
ГОСУДАРСТВЕННЫМ
__________________________________________________________________ ИМУЩ ЕСТВОМ И АКТИВАМИ
№217 от 18 декабря 1997 г.
"О реорганизации акционерного
общества " Талдыкорская
растительная электросетевая
компания"
490002, г.Алматы, ул.Емелева, 6
; _ . тел.: 30-21-51,30-21-78
П О С Т А Н О В Л Е Н И Е
Во исполнение постановления Правительства Республики Казахстан от
31 июля 1997 г. № 1193 "О дополнительных мерах по выполнению программы
приватизации и реструктуризации в электроэнергетике и дальнейшему реформированию
электроэнергетического рынка" и на основании предложения АО
"KEGOC" № 11-19-2289 от 5 декабря 1997 года, Алматинский территориальный
комитет по управлению госимуществом и активами,
ПОСТАНОВЛЯЕТ:
1. Реорганизовать акционерное общество открытого типа "ТРЭК".
2. Вывести магистральные линии электропередачи и гшущественный
комплекс 10 существующих электросетевых районов из уставного фонда АО
"Талдыкорганская распределительная электросетевая компания" в соответствии
с разделительным балансом по состоянию на 01.01.98.
3. Учредить на базе магистральных линий электропередачи Акционерное
общество "Талдыкорганская распределительная компания по транспортировке
электроэнергии ".
4. На базе имущественных комплексов электросетевых районов создать
самостоятельные акционерные общества открытого типа:
- "Аксуйский район по эксплуатации и обслуживанию распределительных
сетей";
434

-"Алаколъский район по эксплуатации и обслуживанию распределительных
сетей
-"Жаркенский район по эксплуатации и обслуживанию распределительных
сетей";
-"Карабулакский район по эксплуатации и обслуживанию распределительных
сетей";
-"Коксуйский район по эксплуатации и обслуживанию распределительных
сетей";
-"Саркандский район по эксплуатации и обслуживанию распределительных
сетей";
-"Сарыозекский район по эксплуатации и обслуживанию распределительных
сетей";
-"Талдыкорганский район по эксплуатации и обслуживанию распределительных
сетей";
-"Текелийский район по эксплуатации и обслуживанию распределительных
сетей
-"Уштобинский район по эксплуатации и обслуживанию распределительных
сетей".
5. Государственный пакет100% акций вновь созданных самостоятельных
акционерных обществ передать на правах владения , пользования и управления
АО"KEGOC".
6. Акционерным обществам в месячный срок подготовить учредительные
документы и произвести регистрацию вновь созданных акционерных обществ
в установленном законом порядке.
7. Контроль за выполнением настоящего Постановления возложить на
заместителя председателя комитета Шуйкебаева К.Е.
Первый заместитель
Председателя комитета
Т.Боранбай

Суточный график поставки электроэнергии по Костанайской РЭК
Таблица 4.7.15
436
Наименование
районов
Электропотребление с потерями
За сутки по графику
С начала месяца
(1-18)
План Факт Оплачено Факт
МВт МВт тыс.кВт.ч тыс.кВт.ч
План Факт
тыс.кВт.ч тыс.кВт.ч
Оплачено с начала месяца, млн.тенге
Пред.
В том
оплата Начислено
Оплачено числе
за объем
оплата
тыс.кВт.ч
населения
г. Костанай 1088,9 1855 45,4 77,3 19599,84 29129 19575 106,35 25,90 12,451
Карабалыкский 258,7 316 10,8 13,2 4656,96 6655 6004 27,74 7,77 3,126
Федоровский 207,1 336 8,5 14,0 3728,16 5651 4471 18,95 8,16 3,891
Наурзумский 81,8 119 3,4 5,0 1473,12 2216 1949 9,45 2,35 1,313
Мендыкаринский 97,2 166 78,9 4,1 1749,68 3530 2768 9,72 1,18 5,023
Узунжольский 45,1 121 1,9 5,0 812,16 2309 1109 8,01 1,45 2,800
Сарыкольский 94,6 160 3,9 5,7 1702,86 3022 2128 9,76 4,72 2,610
Карасуский 109,7 261 4,5 10,9 1974,24 5852 3678 18,27 0,48 4,282
Алтынсаринский 135,8 167 5,7 7,0 2445,12 3008 2515 10,67 21,56 1,019
Кустанайский 296,9 483 12,4 20,1 5343,84 8645 6317 28,10 10,48 7,198
Тарановский 134,9 197 5,6 8,2 2427,84 3643 2541 20,91 5,50 2,998
Денисовский 85,4 176 3,6 7,3 1537,92 3860 2195 13,22 3,44 2,555
Камустинский 128,9 114 5,4 4,8 2319,64 2595 3177 9,44 4,69 1,930
Житикаринский 69,1 151 2,9 6,3 1244,16 2394 1064 13,60 -0,10 2,462
Карт, отделение ж/д 192,0 75 8,0 зд 3456,00 2204 13,50
Потери 360,0 249 15,8 10,4 6488,00 10785
Филиал НЭС 432,0 550 18,0 27,1 7775,00 9779 21,59 10,20
ИТОГО по КРЭК 4478,1 5776 163,8 240,8 70670,88 108330 62148 359,00 110,40 59,357