О программе развития электроэнергетики Западно-Казахстанской области на 2001-2003 годы по достижению энергетической независимости региона от 05.07.2001 г. № 13-4 (Аймақты энергетикалық тәуелсіздікке жеткізудің Батыс Қазақстан облысы бойынша электр энергетикасын өркендетудің 2001-2003 жылдарға арналған бағдарламасы туралы)

О программе развития электроэнергетики Западно-Казахстанской области на 2001-2003 годы по достижению энергетической независимости региона
📌 Сноска. Утратило силу
решением Западно-Казахстанского областного маслихата от 20.02.2004 № 6-11.
В соответствии со статьей 6 Закона Республики Казахстан "О местном государственном управлении в Республике Казахстан", постановлением Правительства Республики Казахстан N 789 от 25 мая 2000 года "Об утверждении Правил разработки программ в Республике Казахстан" областной маслихат РЕШИЛ:

1. Утвердить Программу развития электроэнергетики Западно-Казахстанской области на 2001-2003 годы по достижению энергетической независимости региона.

ЗАПАДНО-КАЗАХСТАНСКАЯ ОБЛАСТЬ
ПРОГРАММА
развития электроэнергетики Западно-Казахстанской области на 2001-2003 годы по достижению энергетической независимости региона
г. Уральск, 2001 год
СТРУКТУРА
Программы развития электроэнергетики
Западно-Казахстанской области на 2001-2003 годы
по достижению энергетической независимости региона

1. Паспорт Программы.

2. Введение.

3. Анализ существующего положения в электроэнергетике области.

4. Цель и задачи Программы.

5. Основные направления и механизм реализации Программы.

6. Необходимые ресурсы и источники финансирования мероприятий.

7. Ожидаемый результат от реализации Программы.

8. План мероприятий по техническому перевооружению и реконструкции электрических сетей ОАО "Западно-Казахстанская РЭК".

1. Паспорт Программы

1. Наименование.
Программа развития электроэнергетики Западно-Казахстанской области на 2001-2003 годы по достижению энергетической независимости региона.

2. Исполнители.

1) ОАО "Западно-Казахстанская РЭК";

2) ОАО "Жайыктеплоэнерго".

3. Цель.

1) обеспечение энергетической независимости;

2) адаптация системы энергоснабжения области к рыночным условиям, разработка мер технического и организационного порядка для улучшения энергоснабжения потребителей области.

4. Объемы и источники финансирования.
Собственные средства хозсубъектов, кредиты по строительству новых источников.

5. Ожидаемые конечные результаты Программы. Ввод новых энергомощностей и устойчивое энергоснабжение потребителей области.

2. Введение

6. В соответствии с Программой приватизации и реструктуризации в электроэнергетике предполагается реализация государственных пакетов акций региональных электросетевых компаний (РЭК) стратегическим инвесторам.
Предлагавшиеся ранее пути приватизации РЭК не дали ожидаемых результатов. В связи с этим, в соответствии с протокольным решением Правительства Республики Казахстан N 7 от 27 марта 2001 года принято решение о передаче госпакета акций в доверительное управление местным исполнительным органам путем заключения соответствующих договоров.
Учитывая специфику Уральского энергоузла, который не имеет электрической связи с Единой энергосистемой Казахстана и зависит от перетоков электроэнергии из России, возникла необходимость разработки Программы развития электроэнергетики Западно-Казахстанской области на 2001-2003 г.г. по достижению энергетической независимости региона и адаптации ее к рыночным условиям с тем, чтобы исключить негативный опыт, имевший место в других регионах Республики.
Для получения нормального эффекта от приватизации РЭК требуется реализация ряда мер технического и организационного порядка, которые нашли отражение в настоящей краткосрочной Программе.
Это в частности:

1) развитие собственных энергетических мощностей, что приведет к снижению межсистемных перетоков из России и будет влиять на улучшение региональных тарифов;

2) реализация программы рационализации электрических сетей, что даст снижение технических потерь в целом по энергосистеме и создаст предпосылки для снижения тарифов;

3) реконструкция сетей для обеспечения адресного отключения неплательщиков и внедрение дилерской системы энергообеспечения, что позволит не ущемлять прав платежеспособных потребителей и обеспечит полную оплату потребляемой электроэнергии.
Реализация данных мер создаст реальные предпосылки для нормальной работы РЭК после осуществления ее приватизации.

3. Анализ существующего положения в электроэнергетике области

7. Западно-Казахстанская область расположена в западной части Республики Казахстан и занимает площадь 151,2 тыс. кв. км.

8. В связи с тем, что ОАО "Западно-Казахстанская РЭК" не имеет электрической связи с Единой энергетической системой Казахстана, электроснабжение области осуществляется по высоковольтным линиям (ВЛ) 220кВ от энергосистемы РАО "ЕЭС России" по ВЛ-500 "БАЭС-Степная" N 503, работающей на напряжении 220 кВ и по двум ВЛ-220кВ ОЭС "Средней Волги". В аварийном режиме, с ограничением перетока мощности до 70 МВТ на подстанции (ПС) "Уральская", может быть использована межсистемная линия 220 кВ "МАЭК-Атырау-Уральская", протяженностью около 1500 км.
Перечень питающих межгосударственных ВЛ всех классов напряжений, приведен в таблице:
N п/п
Наименование ВЛ
Наименование
Энергосистемы
Класс
напряжения
Допустимый переток мощности
Примечание
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
8.
9.
10.
11.
12.
13.
14.
"БАЭС-Степная"
"Озинки-Каменка"
"Новоузенск-Богатырево"
"Новоузенск-Богатырево"
"Алгай-Казталовка"
"Кинель-Уральск"
"Головная-Степная"
"Паласовка-Джаныбек"
"Баскунчак-Сайхин"
"С. Илецк-Чингирлау"
"Линевка-Чингирлау"
"Индер-Правобережная"
"Индер-Джангала"
"Индер-Калмыково"
Саратовэнерго
Саратовэнерго
Саратовэнерго
Саратовэнерго
Саратовэнерго
Самараэнерго
Самараэнерго
Волгоградэнерго
Астраханьэнерго
Оренбургэнерго
Оренбургэнерго
Атырауэнерго
Атырауэнерго
Атырауэнерго
220
110
35
35
35
220
220
110
110
110
35
220
35
35
250
15
2
2
2
180
160
10
10
15
3
70
5
5
В аварийном режиме
В аварийном режиме
-”-
-”-
-”-
-”-

9. В настоящее время, кроме питающих ВЛ, область имеет Уральскую теплоэлектроцентраль (ТЭЦ), мощностью 30 МВТ, вырабатывающую в год около 130 млн. кВт. ч. Уральская ТЭЦ (ОАО "Жайыктеплоэнерго") построена и введена в эксплуатацию в 1960 году. Электроэнергию вырабатывают 3 турбины с общей установленной мощностью 30 МВТ.
Типы основного оборудования: ПР-10-35/10/42; ПТ-12-35/10М; ПТ-8-35/10/1,2.
Располагаемая мощность в зимний период до 30 МВТ, в летний - до 28 МВТ.
Коэффициент использования установленной электрической мощности 44%.
Годовая выработка электроэнергии - 115-132 млн. кВт. ч.
Тепловую энергию вырабатывают 5 энергетических котлов установленной мощностью 375 тонн пара в час и 7 водогрейных котлов установленной мощностью 600 Гкал/ч.
Типы основного оборудования котлоагрегатов: БКЗ-75-39-ГМ - 5 шт.
Типы основного оборудования водогрейных котлов: ПТВМ-100 - 4 шт; КГВМ-100 - 3 шт.
Располагаемая мощность тепловой энергии - 785 Гкал/ч.
Коэффициент использования установленной тепловой мощности - 75%.
Годовая выработка и отпуск тепловой энергии составляет - 991 тыс. Гкал.
Потребление основного топлива - природного газа составляет 181 млн. куб. м. год

10. Область обладает большими запасами углеводородного сырья, на Карачаганакском месторождении ведется промышленная добыча газового конденсата. В области, преимущественно в северной и центральной ее части, достаточно развита газовая инфраструктура, что создает предпосылки для строительства газотурбинных электрических станций.

11. Анализ существующего состояния электроснабжения области показывает его сильные и слабые стороны.

1) сильные стороны:
область имеет надежное электроснабжение по сетям 220кВ от РАО "ЕЭС России" со 100% резервированием;
стабильность частоты электрического тока, которая поддерживается системой неограниченной мощности ЕЭС России;
наличие углеводородного сырья и газовой сети на территории области создает предпосылки для проектирования и строительства сети газотурбинных электрических станций;
электрические сети высокого напряжения сформированы и по пропускной способности без реконструкции готовы к передаче мощности от новых генерирующих источников.

2) слабые стороны:
отсутствие собственных источников электроэнергии полностью покрывающих дефицит электроэнергии области;
изолированность электросетей Западно-Казахстанской области от Национальной сети ЕЭС Казахстана;
ненадежная схема передачи электроэнергии от резервного источника РГП "МАЭК", ввиду большой протяженности (более 1,3 тыс. км), линия нерезервируемая (одноцепное исполнение) и большие потери при передаче электроэнергии (25-30%);
стоимость покупной электроэнергии от РГП "МАЭК" значительно выше, чем от РАО "ЕЭС России";
неразвитость электросетей западных районов области (Бокейординский, Джаныбекский), которые жестко привязаны к электросетям РАО "ЕЭС России" (Астраханьэнерго, Волгоградэнерго, Саратовэнерго) и отсутствие электрических связей с центральными электросетями ОАО "Западно-Казахстанская РЭК"; низкий уровень платежеспособности потребителей, особенно по группе - население, который ставит под угрозу подачу электроэнергии от энергоисточников ввиду необеспеченности 100% оплаты.

4. Цель и задачи Программы

12. Целью настоящей Программы является оценка существующего состояния электроэнергетики Западно-Казахстанской области. На основании оценки существующего положения определены задачи в развитии электроэнергетического сектора экономики Западно-Казахстанской области, основными из которых являются:

1) ввод новых мощностей энергоисточников;

2) развитие электрических сетей Западно-Казахстанской области;

3) дальнейшее развитие рынка энергетики.

5. Основные направления и механизм реализации Программы

13. Ввод новых мощностей является главным направлением настоящей Программы по развитию собственных энергетических мощностей на перспективу до 2003 года.
Реализация проекта предполагает производство дополнительной электроэнергии на ОАО "Жайыктеплоэнерго" в объеме 340 млн. кВт. ч. в год, снижение себестоимости 1 кВт/час. на 20-30%.
Алматинским институтом "КазНИПИэнергопром" подготовлено технико-экономическое обоснование строительства газотурбинной электростанции (ГТЭС) на Уральской ТЭЦ с установкой двух газовых турбин общей электрической мощностью 56 МВТ (37 и 19 МВТ), строительство которой намечено осуществить в два этапа.
На первом этапе намечается провести установку газовых турбин с сопутствующим оборудованием. Второй этап предусматривает строительство котлов-утилизаторов и сопутствующих трубопроводов для работы турбин и котлов-утилизаторов, что может поднять КПД установки до 60-65%.

14. ОАО "Жайыктеплоэнерго" ведутся переговоры с японской компанией "Тохоку Электрик Пауэр" по строительству газотурбинной электростанции мощностью 14 МВТ.
На данный момент подписан протокол о намерениях по реализации Модельного проекта внедрения энергосберегающей технологии между акимом ЗКО и Компанией "Тохоку Электрик Пауэр".

15. Намечается ввод газотурбинной электростанции на Карачаганаке мощностью 120 МВт.

16. Таким образом, покрытие дефицита электроэнергии в области может быть осуществлено от следующих источников:

1) существующая Уральская ТЭЦ - 30 МВт

2) проектируемые ГТЭС - 56 на УТЭЦ - 56 МВт

3) ГТЭС -14 на УТЭЦ - 14 МВт

4) ГТЭС на Карачаганакском месторождении - 120 МВт
ИТОГО: - 220 МВт

17. Покрыть дефицит электроэнергии и обеспечить сохранение устойчивой системы предполагается за счет сохранения поставок электроэнергии из России.
При этом прогноз потребности в электроэнергии на перспективу до 2003 года представлен в следующей индикативной таблице:
2000 год млн. кВт.
2001 год млн. кВт.
2002 год млн. кВт.
2003 год млн. кВт.
Потребление электроэнергии в том числе от:
1) РАО "ЕЭС России"
2) Уральской ТЭЦ
3) ГТУ-56
4) ГТУ "Карачаганак"
655
538
117
-
-
755
552
117
-
86
847
580
117
-
150
990
423
117
160
290

18. Развитие электрических сетей Западно-Казахстанской области по линиям всех классов напряжений. При этом протяженность линий электропередачи по трассе, находящихся на балансе ОАО "Уральскэнерго", всего составляет 27643 км, в том числе по напряжениям:
ВЛ-220кВ - 59 км.
ВЛ-110кВ - 2092 км.
ВЛ-35кВ - 4332 км.
ВЛ-10кВ - 14710 км.
ВЛ-0,4кВ - 6003 км.
КЛ-10кВ - 276 км.
КЛ-0,4км. - 171 км.
Техническое состояние действующих электрических сетей по акционерному обществу ОАО "Западно-Казахстанская РЭК" на 01.01.2001 года

19. Строительство основных линий электропередачи и подстанций осуществлялось в 1960-1970 годы. Из общего количества линий электропередачи, находящихся в эксплуатации по 30 лет, 7358 км. не соответствуют требованиям эксплуатации и требуют проведения срочных работ по реконструкции. Техническое состояние электрических сетей 0,4-110кВ, не соответствующих требованиям эксплуатации по причинам полного амортизационного износа, несоответствия фактическому району климатических условий, выполнения строительства с отступлением от проекта и прочим причинам, выявленным в процессе эксплуатации, оценивается по линиям 0,4кВ 1823 км, 10кВ - 4357 км, 35кВ - 806 км и 110кВ - 372 км. (Схема сетей 35кВ и выше ОАО "Уральскэнерго". Приложение N 1).

20. Стратегия развития линий электропередачи напряжением 0,4-110кВ определяется на принципах рыночной экономики. Структурные изменения в промышленности, в сельском хозяйстве, развитие малого предпринимательства в настоящее время предполагают новый подход при разработке схем электроснабжения потребителей. Разработанные энергоснабжающей компанией и согласованные с акиматами районов мероприятия по реконструкции электросетей, не соответствующих требованиям технической эксплуатации, будут способствовать улучшению электроснабжения потребителей области. При этом в Программе предусмотрена возможность перевода отдельных потребителей на электроснабжение по линиям электропередачи, переведенными в другой класс напряжения, где передача электроэнергии по ВЛ является нерентабельной, сопряженной с большими потерями.

21. Дальнейшее развитие рынка энергетики направлено на повышение качества работы и обеспечение эффективных мер по преодолению неплатежей за потребление электроэнергии в жилищном секторе. ОАО "Западно-Казахстанская РЭК" изучило и приняло к внедрению, направленный руководителем канцелярии Премьер-Министра РК, опыт работы Жанааркинского района, Карагандинской области по обеспечению электроэнергией населения. За 1999-2000 годы в сельской местности создавались, при активном участии акимов районов, решениями сходов населения сел общественные организации электропотребления, которые рассчитываются по общему групповому учету. Групповым учетом охвачено в сельской местности 57% абонентов, что позволило увеличить сбор денежных средств с 68% в 2000 году до 77% в марте 2001 года (Динамика платежей за потребленную электроэнергию из РАО "ЕЭС России" в тысячах долларов США. Приложение N 2.). После проведения разъяснительной работы среди населения совместно с работниками районных электрических сетей, произведен подворный обход. В ходе обхода произведена ревизия приборов учета, наличие пломб госповерителя и сбыта, соответствие ввода в дом согласно ПТЭ и ПУЭ, а также платы за электроэнергию. При выявлении нарушений, замечаний выдаются предписания под личную подпись абонента и устанавливаются сроки исполнения. Силами районных электрических сетей устанавливаются головные приборы учета на вводе в КТП-10/0,4кВ. Показания счетчиков на КТП и у потребителей фиксируются и оформляются актом при передаче в общественные организации электропотребления.
Подача электроэнергии ОЭП осуществляется без ограничения, что позволило увеличить сбор денежных средств. В результате этого сбор средств в 2000 году составил 545079 тысяч тенге, что больше по сравнению с 1999 годом на 61486 тыс. тенге. Разработанные мероприятия по внедрению группового учета для бытовых потребителей, монтаж группового учета на отходящих фидерах подстанций, внедрение современных приборов учета, реконструкция электрических сетей предполагают возможность полного охвата бытовых потребителей организациями энергопотребления. Это позволит наладить более точный учет электроэнергии, исключить факты самовольного подключения абонентов к сетям подачи электроэнергии после отключения за неуплату и достичь полной оплаты.

6. Необходимые ресурсы и источники финансирования

22. Перечень мероприятий по программе развития электроэнергетики Западно-Казахстанской области на 2001-2003 годы по достижению энергетической независимости с указанием объемов и источников финансирования.
N п/п
Планируемые мероприятия
Сроки реализации
Ориентировочная
стоимость работ
млн. тенге _________________
млн. $. США
Предполагаемые источники финансирования
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
8.
9.
10.
11.
12.
13.
14.
15.
Строительство газотурбинной электростанции Карачаганакского месторождения.
Газотурбинная электростанция (Расширение Уральской ТЭЦ). Постановление Правительства 19 N 1700 от 13.11.2000 года.
Газотурбинная электростанция по модельному проекту фирмы "Тохоку 22 Японской Электрик Пауэр".
Газотурбинная электростанция на Северной площадке города Уральска.
ВСЕГО по строительству новых источников: млн. тенге (курс 150 тенге / 1 $ США) млн. $ США
Реконструкция изношенных воздушных линий электропередачи, не соответствующих требованиям технической эксплуатации.
Техническое перевооружение электросетей: замена физически изношенного и морально устаревшего оборудования подстанций.
Реконструкция и развитие средств диспетчерского и технологического управления.
Замена физически устаревших устройств релейной защиты и автоматики.
Совершенствование системы учета по ОАО "Западно- Казахстанская РЭК" (установка трансформаторов тока и напряжения)
Обновление автотракторного парка и спецмеханизмов.
Реконструкция и развитие автоматизированной системы управления по ОАО "Западно-Казахстанская РЭК".
Демонтаж воздушных линий и подстанций 10/0,4кВ.
Реконструкция электросетей по городскому филиалу ОАО "Западно-Казахстанская РЭК".
Внедрение группового учета электроэнергии на трансформаторных подстанциях 10/0,4кВ для развития розничного рынка электроэнергии.
Замена индукционных счетчиков на электронные для внедрения прогрессивных методов учета электроэнергии.
ВСЕГО по реализации мероприятий по электрическим сетям ОАО "Западно- Казахстанская РЭК" (млн. тенге).
ИТОГО
необходимо средств по реализации
Программы (млн. тенге) в т. ч.: - на строительство новых источников
(млн. тенге)
(млн. $ США)
- на развитие электрических сетей (млн. тенге)
из них: - собственные источники (млн. тенге)
- средства областного бюджета (млн. тенге)
Август
2001 года.
2001-2004
годы
2004 год
Протокол
намерений
2001-2003
годы
2001-2003
годы
2001-2003
годы
2001-2003
годы
2001-2003 годы
2001-2003
годы
2001-2003
годы
2001-2002
годы
2001-2003
годы
2001-2002
годы
2001-2002
годы
251,7
36401,7
251,7
192,7
59,0
КИО
Германская
кредитная линия
Смешанное финансирование Японской и Казахстанской сторонами
КазТрансГаз
Собственные средства
Собственные средства
Собственные средства
Собственные
средства
Средства облбюджета
Собственные
средства
Средства
облбюджета
Собственные
средства
Собственные
средства
Средства
облбюджета
Средства
облбюджета
Инвестиции

23. Развитие собственных источников электроэнергии по Западно-Казахстанской области до 2003 года и на перспективу
Проек
тируе
мая
мощ
ность
МВт
Смет
ная
стои
мость
млн.
$ США
Наличие
ТЭО
или
начало
проек
тиро
вание
Начало
строи
тельства
Окончание строительства
Ввод мощности
Источник
финан
сирования
Газотурбинная электростанция Карачаганакского месторождения (КНГКМ)
Газотурбинная электростанция (расширение Уральской ТЭЦ) Постановление Правительства N 1700 от 13.11.2000 года
Газотурбинная электростанция по модельному проекту японской фирмы "Тохоку Электрик Пауэр"
120
56
14
120
19
22
Есть
Есть
2001 год
ноябрь 1999 года
Август 2001 года
Срок строительства 3 года
Срок строительства 4 года
I очередь 40 МВт май 2001 г.
КИО
Германская кредитная линия
Смешанное финансирование Японской и Казахстанской сторонами
Газотурбинная электростанция на Северной площадке города Уральска
до 160 МВт
80
Протокол намерений
КазТрансГаз

7. Ожидаемый результат от реализации Программы.

24. Опыт работы распределительных электросетевых компаний отдельных регионов Республики Казахстан в условиях процесса приватизации показал необходимость разработки программы адаптации энергосистемы к рыночным условиям, что позволит стабилизировать экономику и снизить социальную напряженность.
В настоящее время ОАО "Западно-Казахстанская распределительная электросетевая компания" обслуживает 27643 км. линий электропередачи напряжением 0,4-110кВ, 158 понизительных трансформаторных подстанций напряжением 35-110кВ и 4816 трансформаторных подстанций напряжением 10-0,4кВ.

25. Покупка электрической энергии от источников и отпуск ее потребителям производится на договорных условиях по согласованным планам-графикам. Объемы отпущенной электроэнергии определяются по 171,733 тыс. счетчикам, по которым ведутся расчеты с потребителями.
Результаты финансово-хозяйственной деятельности ОАО "Западно-Казахстанская РЭК" за прошедший 2000 год, по сравнению с предыдущим годом, характеризуются следующими показателями:
1999 год
млн. тенге
2000 год
млн. тенге
Чистый доход (убыток) по балансу
из них получено за отчетный период
в т.ч. убытки по основной деятельности
- 691,8
- 143,1
- 287,5
- 700,98
- 9,1
- 67,9
Они сложились из-за недоотпуска электроэнергии в сеть, в связи с неплатежеспособностью потребителей электроэнергии, повлекшей несвоевременные расчеты с поставщиками электроэнергии и по услугам за транзит по сетям ОАО "KEGOC" и, соответственно, вводимыми ограничениями, а также наличием коммерческих потерь.

26. Для своевременной оплаты покупной электроэнергии и услуг по транзиту необходимо соблюдать следующие условия:

1) контроль за отпуском электроэнергии, которая должна продаваться только платежеспособным потребителям, регулярно оплачивающим свое потребление;

2) снижение технологических и коммерческих потерь с целью снижения затрат по объемам покупной электроэнергии.
Характеристика технологических затрат такова, что вместо нормируемых потерь для РЭК 19,7-20,24%, фактические потери составляют 25,9-30,4%. (Динамика потерь электроэнергии за период 1998-2000 годы по ОАО "Западно-Казахстанская РЭК". Приложение N 3).

27. Основные пути снижения потерь электроэнергии компания видит:

1) в замене средств измерений, работающих с большой погрешностью на новые современные, электронные средства измерений;

2) в приведении средств измерений и электросхем в соответствии с нагрузками потребителей;

3) в реконструкции электросетей и техническом перевооружении электросетевого хозяйства;

4) в совершенствовании системы учета, работы с дебиторами, подготовка к переходу на систему АСКУЭ.

28. По структуре потребления потребители разделены на 7 условных групп, включая население.
По количественному составу наиболее крупными группами являются:

1) население - 155760 абонентов;

2) промышленность - 434 абонентов;

3) бюджет - 693 абонентов;

4) с/х производство - 362 абонентов.

29. В состав непроизводственных потребителей входят 1786 абонентов. Объем потребленной электроэнергии за 2000 год составил 409,74 млн. кВт. ч. (Полезный отпуск за 2000 ОАО "Уральскэнерго" в %. Приложение N 4), что меньше на 3,8% по сравнению с 1999 годом (Полезный отпуск за 1999 год по ОАО "Уральскэнерго" в %. Приложение N 5). При этом наблюдалась тенденция снижения полезного отпуска по промышленной группе потребителей - выход крупного потребителя "АксайГазПромЭнерго" и приравненных к ним потребителей на прямые поставки электроэнергии от России и частично переход их на прямые договора с местным энергоисточником. Значительное снижение объемов потребления произошло по группе "сельскохозяйственных потребителей" из-за спада объемов производства и объявления предприятий банкротами.

30. Существующие схемы электроснабжения затрудняют адресную подачу электроэнергии платежеспособным потребителям и оперативное отключение потребителей, своевременно не оплативших за потребленную электроэнергию. Для повышения надежности электроснабжения потребителей, снижения технологических потерь электроэнергии на ее транспорт и совершенствования методов работы по реализации электроэнергии разработаны следующие мероприятия:

1) реконструкция изношенных воздушных линий электропередачи, не соответствующих требованиям технической эксплуатации;

2) техническое перевооружение электросетей: замена физически изношенного и морально устаревшего оборудования подстанций;

3) реконструкция и развитие средств диспетчерского и технологического управления;

4) замена физически устаревших устройств релейной защиты и автоматики;

5) совершенствование системы учета по ОАО "Западно-Казахстанская РЭК" (установка трансформаторов тока и напряжения);

6) обновление автотракторного парка и спецмеханизмов;

7) реконструкция и развитие автоматизированной системы управления по ОАО "Западно-Казахстанская РЭК";

8) демонтаж воздушных линий и подстанций 10/0,4кВ;

9) реконструкция электросетей по городскому филиалу ОАО "Западно-Казахстанская РЭК";

10) внедрение группового учета электроэнергии на трансформаторных подстанциях 10/0,4кВ для развития розничного рынка электроэнергии;

11) замена индукционных счетчиков на электронные для внедрения прогрессивных методов учета электроэнергии.

31. Разработанные мероприятия рассчитаны на выполнение до 2003 года. При этом затраты, необходимые на их реализацию составляют 251,7 млн. тенге, в том числе за счет собственных средств - 192,7 млн. тенге, за счет средств областного бюджета в пределах 59 млн. тенге.
Год
Снижение
недоотпуска
эл. энергии
тыс. кВт. ч
Снижение
коммерческих
потерь,
тыс. кВт. ч
Суммарный
эффект
тыс. кВт. ч.
Средний
отпускной
тариф
тенге/кВт. ч
Экономич.
эффект
в тыс. тенге
2001 год
2002 год
2003 год
Всего:
125
130
130
385,0
5594
5874
6167
17635
5719
6004
6297
18020,0
4,23
4,23
4,23
х
24191
25397
26636
76225
Ожидаемый экономический эффект от внедрения составит 76,2 млн. тенге, остальные мероприятия направлены на повышение надежности работы оборудования и линий электропередачи, обеспечение стабильного электроснабжения области.

32. Одновременно с планируемыми мероприятиями по повышению надежности работы оборудования представлены мероприятия, направленные на обновление системы учета электроэнергии, внедрение новых электронных приборов учета, для последующего внедрения системы АСКУЭ (автоматическая система коммерческого учета электроэнергии), которая будет составляющей частью республиканской системы АСКУЭ.
Объемы затрат на выполнение мероприятий взяты в минимальных размерах и рассчитаны в основном на собственные источники финансирования, что позволит в дальнейшем обеспечить стабильное электроснабжение потребителей Западно-Казахстанской области.

8. План мероприятий по техническому перевооружению и реконструкции электрических сетей ОАО "Западно-Казахстанская РЭК".

33. Реконструкция изношенных воздушных линий электропередачи, не соответствующих требованиям технической эксплуатации.
N п/п
Наименование ВЛ
Протяженность
км.
в том числе по годам:
2001 год
2002 год
2003 год
км.
Капит.
вложения
тыс.
тенге
км.
Капит.
вложения
тыс.
тенге
км.
Капит.
вложения
тыс.
тенге
1.
2.
3.
ВЛ-35кВ "Чапаево - Конекеткен""
ВЛ-35кВ "Федоровка - Покатиловка"
ВЛ-35кВ "Новоузенск - Джаксыбай"
6,4
21,0
10,0
6,4
-
-
6100
-
-
-
-
10
-
-
18200
-
21,0
-
29100
Итого, км.
37,4
6,4
-
10
-
21,0
-
Итого затраты, тыс. тенге
53400
-
6100
-
18200
-
29100

34. Техническое перевооружение электросетей: замена физически изношенного и морально устаревшего оборудования подстанций.
N п/п
Наименование мероприятий
Кол-во
км. шт.
Стоимость единицы оборудования
в том числе по годам:
2001 год
2002 год
2003 год
шт.
тыс.тенге
шт.
тыс.тенге
шт.
тыс.тенге
1.
2.
Замена устаревших выключателей на вакуумные на ПС 35-110кВ:
ВК-10
ВМП-10
ВМГ-10
Всего: затрат на оборудование, тыс. тенге
Модернизация шкафов КТП 10/0,4кВ:
- "- КТП 25-40 кВА
- "- КТП-63 кВА
- "- КТП-100 кВА
- "- КТП-160 кВА
Всего затрат, тыс. тенге
Суммарные затраты, тыс. тенге
24
24
32
24000
120
30
30
30
30
12531,6
36531,6
300
300
300
-
-
70
94
111,72
142
-
-
8
8
8
-
-
10
10
10
10
-
-
2400
2400
2400
7200
-
700
940
1117,2
1420
4177,2
11377,2
8
8
8
-
-
10
10
10
10
-
-
2400
2400
2400
7200
-
700
940
1117,2
1420
4177,2
11377,2
8
8
16
-
-
10
10
10
10
-
-
2400
2400
4800
9600
-
700
940
1117,2
1420
4177,2
11377,2

35. Реконструкция и развитие средств диспетчерского и технологического управления.
N п/п
Наименование
Характеристика
Стоимость по годам:
2001 год
тыс. тенге
2002 год
тыс. тенге
2003 год
тыс. тенге
Всего
тыс. тенге
1.
2.
3.
4.
Средства
радиорелейной
связи
Средства
телеконтроля,
телеизмерения
и телеуправления
Средства
радиосвязи
Средства ВЧ
связи
Всего: в тыс. тенге
Строительство РРЛ "ЦДП-Чапаево ПС Чапаево" на аппаратуре комплекс М-01 с ИКМ-30
Строительство РРЛ "ЦДП-ПС Казахстан" на аппаратуре комплекс М-01 с ИКМ-30
Развитие телеметрического комплекса "Гранит" в количестве 15 комплектов КП и обновление версии программного обеспечения ПУ, в том числе приобретение измерительных преобразователей.
Замена морально и физически устаревших радиостанций для линейно-эксплуатационной связи в количестве 60 штук.
Замена морально и физически устаревшей аппаратуры ВЧ связи в РЭС - 40 комплектов.
3000
450
300
3750
750
750
1500
450
300
3750
750
750
1500
450
300
3750
1500
1500
6000
1350
3900
11250

36. Замена физически устаревших устройств релейной защиты и автоматики.
N
п/п
Наименование
Количество комплектов
Затраты
на 1
комплект
в том числе по годам:
2001 ж.
2002 ж.
2003 ж.
к-ов
т.тенге
к-ов
т.тенге
к-ов
т.тенге
1.
2.
Демонтаж изношенных ПЗ, монтаж, наладка панелей РЗА типа ШДЭ-2802-22 2.
Внедрение и эксплуатация приборов системы РЕТОМ 41 для наладки, испытаний сложных устройств РЗА
Всего: тыс. тенге
4
1
4330
885
790
-
2
-
-
1770
-
1770
-
1
-
790
790
2
-
-
1770
-
1770

37. Совершенствование системы учета по ОАО "Уральскэнерго" (установка трансформаторов тока и напряжения).
N
п/п
Наименование ВЛ
Необходимое
количество
комплектов
Затраты
на 1 комплект
тыс.тенге
Всего
затрат
тыс.тенге
по годам
2001 год
2002 год
2003 год
шт.
т. тенге
шт.
т. тенге
шт.
т. тенге
1.
2.
3.
4.
Установка трансформаторов напряжением НКФ-110
Установка трансформаторов тока ТФЗМ-110
Установка трансформаторов напряжением ЗНОМ-35
Установка трансформаторов тока ТФЗМ-35кВ
Итого комплектов
Итого затрат, тыс. тенге
3
3
14
14
34
-
62
65
34
37
-
-
186
195
476
518
-
1375
-
-
6
6
-
-
-
-
204
222
-
426
1
1
4
4
-
-
62
65
136
148
-
411
2
2
4
6
-
-
124
130
136
148
-
538

38. Обновление автотракторного парка и спецмеханизмов.
N п/п
Наименование
Необходимое
количество
шт.
Стоимость
тыс. тенге
по годам:
2001 год
2002 год
2003 год
шт.
тыс. тенге
шт.
тыс. тенге
шт.
тыс. тенге
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
8.
9.
Ямобуры
Автокраны
Телевышки
Автобусы
Автотранспортные средства повышенной проходимости Грузовые машины ГАЗ-53, КАМАЗ
Тракторы (МТЗ, ДТ, Т-170)
Опоровоз (КАМАЗ, Урал, Кразы, МТЗ)
Прицепы
Итого: единиц техники
в тыс. тенге:
3
3
2
2
3
2
3
1
1
20
-
5400
4500
3000
2100
2700
3600
3600
2700
300
-
27900
1
1
1
1
1
1
1
1
1
9
-
1800
1500
1500
1050
900
1800
1200
2700
300
-
12750
1
1
-
1
1
1
1
-
-
6
-
1800
1500
-
1050
900
1800
1200
-
-
-
8250
1
1
1
-
1
-
1
-
-
5
-
1800
1500
1500
-
900
-
1200
-
-
-
6900

39. Реконструкция и развитие автоматизированной системы управления по ОАО "Уральскэнерго".
N п/п
Наименование
мероприятий
Всего
тыс. тенге
2001 год тыс. тенге
2002 год тыс. тенге
2003 год тыс. тенге
1.
2.
3.
4.
5.
Оснащение компьютерами рабочих мест
Приобретение серверов локальной сети
Оборудование удаленного доступа к локальной сети с использованием радиомодемов
Развитие телеметрического комплекса "Гранит" ОАО "Уральскэнерго"
Развитие телеметрического комплекса и АСУ городского филиала
Обновление компьютерной техники (компьютеры, коммутаторы)
Всего:
2220
2850
2250
1800
15000
2925
27045
740
-
750
600
5000
810
7900
740
2850
750
600
5000
990
10930
740
-
750
600
5000
1125
8215

40. Демонтаж воздушных линий и подстанций 10/0,4кВ.
Наименование
Общее количество
Всего затрат
тыс. тенге
по годам:
2001 год
2002 год
км.
тыс.тенге
км.
тыс.тенге
Воздушные линии:
- ВЛ-10кВ
- ВЛ-0,4кВ
Комплектные подстанции:
- 74 КТП-10/0,4 кВ
км.
236
40
шт
193
2360
860
1490
116
20
98
1160
430
760
120
20
95
1200
430
730

41. Реконструкция электрических сетей по городскому филиалу ОАО "Уральскэнерго".
N
п/п
Наименование объектов
Единицы
измерения
Количество
2001 год тыс. тенге
2002 год тыс. тенге
2003 год тыс. тенге
1.
2.
3.
4.
Реконструкция кабельных линий 10кВ
Реконструкция кабельных линий 0,4кВ
Реконструкция ВЛ-10кВ
Реконструкция ВЛ-0,4кВ
Всего: км.
тыс.тенге
км.
км.
км.
км.
9
6
6
3
24
54600
9000
6000
2000
1200
-
18200
9000
6000
2000
1200
-
18200
9000
6000
2000
1200
-
18200
42. Внедрение группового учета электроэнергии на трансформаторных подстанциях 10/0,4кВ для развития розничного рынка электроэнергии.
N
п/п
Наименование
районов электросетей (РЭС)
2001 год
2002 год
Всего
затрат
тыс.тенге
Примечание
количество
шт.
затраты
тыс.тенге
количество
шт.
затраты
тыс.тенге
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
8.
9.
10.
11.
12.
13.
14.
15.
16.
17.
Аксайский
Акжаикский
Бокейординский
Джаныбекский
Джангалинский
Жалпакталский
Зеленовскиий
Казталовский
Каратобинский
Сырымский
Тайпакский
Приуральный
Таскалинский
Чапаевский
Чингирлауский
Город Уральск
Теректинский
ВСЕГО по ОАО
36
13
20
30
35
13
11
45
12
43
28
37
35
50
50
600
23
1081
288
104
160
240
280
104
88
360
96
344
224
236
280
400
400
4800
184
8588
24
11
10
45
55
28
10
50
5
50
30
50
50
50
50
1008
7
1533
992
88
80
360
440
224
80
400
40
400
240
400
400
400
400
8064
56
13064
21652

43. Замена индукционных счетчиков на электронные для внедрения прогрессивных методов учета электроэнергии.
N
п/п
Наименование районов электросетей (РЭС)
2001 год
2002 год
Примечание
Количество шт.
затраты тыс.тенге
Количество шт.
затраты тыс.тенге
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
8.
9.
10.
11.
12.
13.
14.
15.
16.
17.
18.
Аксайский
Акжаикский
Бокейординский
Джаныбекский
Джангалинский
Жалпакталский
Зеленовскиий
Казталовский
Каратобинский
Сырымский
Тайпакский
Приуральный
Таскалинский
Чапаевский
Чингирлауский
Итого по РЭС:
Город Уральск
Теректинский РЭС
Итого по Городскому филиалу:
ВСЕГО по ОАО
17
-
10
11
2
-
12
12
6
-
11
1
12
-
8
102
51
11
66
168
483,28
-
284,28
312,71
56,86
-
341,14
341,14
170,57
-
312,71
28,428
341,14
-
227,43
2899,69
1449,84
312,71
1762,55
4662,24
5
3
-
-
1
-
2
-
-
-
-
1
2
1
1
16
117
3
120
136
157,87
94,72
-
-
31,57
-
63,15
-
-
-
-
31,57
63,15
31,57
31,57
505,17
3694,12
94,72
3788,84
4294,01
1. Счетчики устанавливаются на вводах 10 кВ подстанций и расчетных линиях 10 кВ.
2. Стоимость приборов учета на 2001 год взята по Счет-фактуре N 286 от 16.02.2001 года.
3. Стоимость приборов учета на 2002 год - по прейскуранту Нижегородского завода имени Фрунзе от 01.09.2000 года (217,3 долларов США).
РАЗРАБОТАЛИ:
ОАО "Западно-Казахстанская РЭК" Ж.Ж.Утарбаев
ОАО "Жайыктеплоэнерго" К.А.Мухамбеткалиев

Приложение N 1

Приложение N 2
Динамика платежей за потребленную электроэнергию из РАО «ЕЭС России» (в тыс.долларах США)

Приложение N 3
Динамика потерь электроэнергии за период 1998-2000 года по ОАО «Западно-Казахстанская РЭК».
% потерь

Приложение N 4
Полезный отпуск за 2000 год по ОАО «Уральскэнерго» (%).

Приложение N 5
Полезный отпуск за 1999 год по ОАО «Уральскэнерго» (%).