Электросетевые активы

1. Характеристика электросетевого хозяйства

Общая протяженность линий электропередачи напряжением 35–1150 кВ составляет 23321,967 км (по цепям), в том числе:

• ВЛ 1150 кВ — 1421,225 км;
• ВЛ 500 кВ — 5323,262 км;
• ВЛ 220 кВ — 15975,912 км;
• ВЛ 110 кВ — 558,668 км;
• ВЛ 35 кВ — 42,9 км.

На балансе филиалов МЭС находится 74 электрических подстанций напряжением 35 — 1150 кВ с установленной мощностью трансформаторов 32209,05 МВА, в том числе:

• 1150 кВ — 3 шт. мощностью 9384,1 МВА;
• 500 кВ — 15 шт. мощностью 11828 МВА;
• 220 кВ — 53 шт. мощностью 10971,25 МВА;
• 110 кВ — 1 шт. мощностью 2,5 МВА;
• 35кВ — 2 шт. мощностью 23,2 МВА.

1. Филиал «Акмолинские межсистемные электрические сети» АО КЕGОС (г. Астана) образован в сентябре 1997 года. В имущественный комплекс филиала входят высоковольтные линии электропередачи 220–1150 кВ общей протяженностью 4225,519 км (по цепям); в состав филиала входят 10 подстанций напряжением 220–1150 кВ, суммарной мощностью 7606,6 МВА.

2. Филиал «Актюбинские межсистемные электрические сети» АО КЕGОС образован в октябре 1997 года. В имущественный комплекс филиала входят высоковольтные линии электропередачи 220–500 кВ общей протяженностью 1200,02 км (по цепям); в состав филиала входят 6 подстанций напряжением 220–500 кВ, суммарной мощностью 875 МВА.

3. Филиал «Алматинские межсистемные электрические сети» АО КЕGОС образован в сентябре 1997 года. В имущественный комплекс филиала входят высоковольтные линии электропередачи 35–500 кВ общей протяженностью 2412,82 км (по цепям); в состав филиала входят 9 подстанций напряжением 35–500 кВ, суммарной мощностью 2559,35 МВА.

4. Филиал «Восточные межсистемные электрические сети» АО КЕGОС образован в декабре 1997 года. В имущественный комплекс филиала входят высоковольтные линии электропередачи 110–500 кВ общей протяженностью 1039,2 км (по цепям); в состав филиала входят 5 подстанций напряжением 220–500 кВ, суммарной мощностью 3026,5 МВА.

5. Филиал «Западные межсистемные электрические сети» АО КЕGОС образован в июле 1998 года. В имущественный комплекс филиала входят высоковольтные линии электропередачи 220 кВ общей протяженностью 1679,5 км (по цепям), а также 5 подстанций напряжением 220 кВ, суммарной мощностью 950 МВА.

6. Филиал «Сарбайские межсистемные электрические сети» АО КЕGОС образован в августе 1997 года. В имущественный комплекс филиала входят высоковольтные линии электропередачи 110 -1150 кВ общей протяженностью 2416,481 км (по цепям), а также 8 подстанций напряжением 220 — 1150 кВ, суммарной мощностью 6569,9 МВА.

7. Филиал «Северные межсистемные электрические сети» АО КЕGОС образован в сентябре 1997 года. В имущественный комплекс филиала входят высоковольтные линии электропередачи 110–1150 кВ общей протяженностью 3216,389 км (по цепям), а также 8 подстанций напряжением 110–1150 кВ, суммарной мощностью 3518,1 МВА.

8.Филиал «Центральные межсистемные электрические сети» АО КЕGОС образован в 1997 году. В имущественный комплекс филиала входят высоковольтные линии электропередачи 220–500 кВ общей протяженностью 2918,518 км (по цепям) и 10 подстанций напряжением 220–500 кВ, суммарной мощностью 3832,1 МВА.

9. Филиал «Шымкентские межсистемные электрические сети» АО КЕGОС образован в сентябре 1997 года. В имущественный комплекс филиала входят высоковольтные линии электропередачи 220–500 кВ общей протяженностью 4213,458 км (по цепям), а также 13 подстанций напряжением 220–500 кВ, суммарной мощностью 3252,6 МВА.

2. Использование линий электропередачи

Уровень использования линий электропередачи характеризуется величиной коэффициента использования их пропускной способности, значение которого определяется количеством пропущенной по каждой линии электрической энергии в зависимости от уровня готовности этих линий к работе.

В таблице приведены среднегодовые и максимальные значения коэффициентов использования пропускной способности и их готовность по линиям электропередачи филиалов МЭС за 2007 год.

Наименование филиала	Коэффициент готовности линий электропередачи, (мин-макс), %	Средневзвешенный коэффициент использования пропускной способности линий электропередачи, %
		среднегодовой	максимальный
Алматинский	92,9-99,5	53,3	92,3
Акмолинский	88,2-99,9	28,9	73,4
Актюбинский	93,0-99,0	44,0	60,0
Восточный	85,0-99,0	27,0	99,0
Западный	96,0-99,3	17,0	85,0
Центральный	95,0-100	71,0	114
Сарбайский	86,7-100	20,7	100
Северный	87,8-99,6	49,0	101
Шымкентский	81,8-99,8	26,3	86,1

В 2007 году готовность к работе большей части линий электропередачи была обеспечена на уровне — 89,6–99,6%. Исключение составляют дублирующие линии напряжением 35–110 кВ.

Наибольшее количество электроэнергии передано по линиям электропередачи напряжением 500 кВ:

• ВЛ № 5120 (АЕS Экибастуз — Нура) — 6 914,0 млн.кВтч,
• ВЛ № 5817 (Эк. ГРЭС-2 — Экибастузская 1150) — 5 026,9 млн.кВтч,
• ВЛ № 5138 (Нура — Агадырь) — 5 923,0 млн.кВтч,
• ВЛ № 5300 (Агадырь — ЮКГРЭС) — 4 083,1 млн.кВтч,
• ВЛ № 5313 (ЮКГРЭС — Алматы-500) — 3 709,9 млн.кВтч,

напряжением 220 кВ:

• ВЛ № 3454 (ШГЭС — ПС 18) — 883,8 млн.кВтч,
• ВЛ № 5032 (БАЭС — Степная) — 1 346,0 млн.кВтч,
• ВЛ № 2238 (Кар. ГРЭС-2 — Карамурун) — 1 190,8 млн.кВтч,
• ВЛ № 3077 (ЕЭК — Павладарская) — 823,3 млн.кВтч,
• ВЛ № 2013 (Алматы 500 — АТЭЦ-3) — 921,1 млн.кВчтч,
• ВЛ № 2773 (Алматы 500 — ПС Медеу) — 905,5 млн.кВтч,
• ВЛ № 2163 (Шу — Главная) — 930,8 млн.кВтч,

Среднегодовой коэффициент использования линий электропередачи в АО «КЕGОС» составляет 35–40%, а в часы максимума нагрузок ЕЭС Казахстана достигает 87–100%. При этом наиболее высокий коэффициент использования в филиалах Центральные МЭС и Северные МЭС обусловлен ростом электропотребления в этих регионах и передачей мощности в Южные регионы Казахстана по транзиту 220–500 кВ Север-Юг Казахстана. В часы максимума нагрузок высокий коэффициент использования в филиале Сарбайские МЭС связан с экспортом (продажей) электроэнергии электростанциями Казахстана в Россию и передачей мощности по транзиту Сибирь-Урал через национальные сети Казахстана.

3. Надежность работы электрических сетей

Состояние аварийности в электрических сетях

В 2007 году общее количество аварийных отключений в электрических сетях АО «KEGOC» увеличилось на 8% (с 416 до 451), количество отключений с успешным автоматического повторного включения АПВ осталось на уровне прошлого года, количество отключений с неуспешным АПВ увеличилось на 16% (с 210 до 244).

Учтено 119 технологических нару¬шений, из них 2 аварии, 6 отказов I степени. В 2006 году учтено 93 технологических нарушения, из них 2 аварии, 2 отказа I степени и 89 отказов II степени. Общее число технологических нарушений, в сравнении с 2006 годом увеличилось на 28%. В Компании отмечен рост количества технологических нарушений, произошедших из-за воздействия стихийных явлений на 43% (до 50 против 35). Причинами технологических нарушений являются воздействия ветровых нагрузок и гололёдных, из-за воздействия грозовых перенапряжений.

Технологические нарушения на ВЛ

В 2007 году на линиях электропередачи произошло 70 (51) технологических нару¬шений, что составляет 58 (55)% от общего количества технологических нарушений. Увеличение количества данного вида технологических нарушений по сравнению с 2006 годом на 37%.

Технологические нарушения на ПС

В 2007 году на подстанциях произошло 49 (42) технологических нарушений, что составляет 42 (45)% от общего количества технологических нарушений. Увеличение количества данного вида технологических нарушений по сравнению с 2006 годом на 16%.

Повышение надежности

В 2007 году с целью обеспечения надежности электрических сетей было запланировано и выполнено 1202 мероприятия.

По актам проверок, проведенных Комгосэнергонадзором, Госпожнадзором и УГК ЧС, расследования технологических нарушений и УТК и ОТ в 2007 году предписано к выполнению 1349 мероприятий, выполнено 1215, не подошли сроки выполнения 134 мероприятий.

4. Технологический расход (потери) электроэнергии на передачу электроэнергии по сетям АО «KEGOC»

Фактические потери электроэнергии в сетях АО «KEGOC»

Потери электроэнергии в электрических сетях АО «KEGOC» подразделяются на переменные и условно-постоянные.

К переменным относятся нагрузочные потери в линиях электропередачи и в силовых трансформаторах и автотрансформаторах, которые определяются потоками электрической энергии в сети.

Условно-постоянные потери практически не зависят от потоков энергии и включают следующие составляющие:

• потери на «корону» в воздушных линиях электропередачи,
• потери холостого хода трансформаторов и автотрансформаторов,
• потери в реакторах и синхронных компенсаторах подстанций,
• расход электроэнергии на собственные нужды подстанций.

Нагрузочные потери

Величина нагрузочных потерь зависит от объемов передачи электроэнергии потребителям Казахстана, объемов электроэнергии на экспорт, режимов работы сети. Ежегодный прирост нагрузочных потерь электроэнергии в линиях составляет 4–8%, что соответствует приросту объема передачи электроэнергии потребителям Казахстана.

Потери на «корону»

Потери на «корону» в воздушных линиях электропередачи имеют значительную зависимость от погодных условий и определяются не столько температурой, сколько видом погоды — хорошая погода, погода с повышенной влажностью (>90%), сухой снег, туман, дождь и мокрый снег, изморозь. Существенные отличия наблюдаются в объемах потерь на «корону» по годам. При этом диапазон изменения потерь на «корону» по месяцам может колебаться от 22 млн.кВтч в июле до 137 млн.кВтч в январе.

Потери холостого хода трансформаторов и автотрасформаторов, а так же потери в реакторах определяются техническими характеристиками оборудования и зависят от рабочего напряжения и времени работы оборудования.

На 2008 год составляющая норматива потерь холостого хода трансформаторов и автотрансформаторов определена в объеме 126 млн. кВтч, при утвержденном нормативе на 2007 год 133,2 млн.кВтч, в реакторах — 159 млн.кВтч (норматив 2007 года 170,6 млн.кВтч).

Расход электроэнергии на собственные нужды подстанций необходим для обеспечения работы технологического оборудования подстанций, участвующего в общем процессе передачи электроэнергии и зависит от его типов и количества. Объем этих составляющих потерь достаточно стабилен, как по годам так и в течение года, и изменяется при изменении состава оборудования.

Величина расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций АО «KEGOC» в 2007 году составила 89,98 млн.кВтч.

В процентном соотношении структура потерь по сети АО «KEGOC» следующая:

• нагрузочные потери в линиях и трансформаторах — 50–60%,
• потери на «корону» — 20–30%,
• потери в реакторах — 8–9%,
• потери холостого хода трансформаторов — 6%,
• расход на собственные нужды подстанций — 4–5%.

В сети АО «KEGOC» отсутствуют коммерческие потери, обусловленные хищениями электроэнергии, несоответствием между показаниями счетчиков и оплатой за электроэнергию и другими причинами в сфере организации контроля за потреблением электроэнергии. Отчетные (фактические) потери электроэнергии в АО «KEGOC» определяются на основании показаний счетчиков по поступлению и отпуску электроэнергии из сети. Все точки поступления и отпуска электроэнергии из сети АО «KEGOC» как на собственных подстанциях, так и в точках подключения к сети АО «KEGOC» субъектов энергорынка Казахстана оснащены коммерческими комплексами учета электроэнергии.

По фактическим данным с 2003 г. по 2007 г. технологический расход электроэнергии на её передачу, в сетях АО KEGOC не превышает уровня 7% (~6,5%) к отпуску электроэнергии в сеть.

Динамика технических потерь электроэнергии в сетях АО «KEGOC» (млн.кВтч)

	2003 г.	2004 г.	2005 г.	2006 г.	2007 г.	Норматив (план) 2008 г.
Отпуск в сеть	28 721,6	32 248, 3	30 850,5	33 426,8	34 774,4	36 296,2
потери	1 961,2	2 058,3	2 119,7	2 014,9	2 230,8	2 299,4
%	6,83	6,38	6,87	6,03	6,42	6,34

Суммарные потери электроэнергии за 2007 год составили 2 447,0 млн.кВтч или 5,17% от объема электроэнергии поступившей в сеть АО «KEGOC» (47 287,8 млн.кВтч), состоящего из передачи электроэнергии для казахстанских потребителей, на экспорт, транзитных перетоков электроэнергии соседних государств и обменных перетоков электроэнергии.

Потери электроэнергии при её передаче по сетям АО «KEGOC» для собственных потребителей Республики Казахстан (без учета транзитов соседних государств через сети АО «KEGOC») с учетом поставки электроэнергии на экспорт составили 2 230,8 млн.кВтч или 6,42% от поступившей в сеть электроэнергии (34 768,6 млн.кВтч).

Относительная величина потерь по факту 6,42% при нормативе 6,52%.

Увеличение нагрузочных потерь в линиях электропередачи связано с увеличением объемов передачи потребителям Казахстана по сравнению с планируемыми объемами в среднем на 5%.

За счет колебания числа часов плохой погоды (повышенная влажность, изморозь, дождь) по факту произошло незначительное увеличение потерь электроэнергии на корону в целом по АО KEGOC на 2,8%.

Снижение прочих составляющих потерь электроэнергии обусловлено более экономичным режимом работы от запланированного, а также уменьшением времени работы реакторов при увеличении перетоков электроэнергии по линиям.

Выполнение мероприятий по снижению потерь электроэнергии в сетях АО «KEGOC»

Эффект от выполнения технических мероприятий по снижению расхода электроэнергии на её передачу в электрических сетях АО «KEGOC» за 2007 год составил 18,6 млн.кВтч, в том числе:

• 9,2 млн. кВтч — от отключения силовых трансформаторов в режимах малых нагрузок;
• 7,9 млн. кВтч — от снижения расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций;
• 1,5 млн. кВтч — от отключения линий в режимах малых нагрузок.