Теоретические основы, сущность и принципы формирования рынка
Содержание лекции:
- место энергетики в национальном хозяйстве Казахстана.
Цели лекции:
– изучение особенностей энергетики и специфика ее работы в рыночных условиях.
Энергетика в системе национального хозяйства
Энергетическое хозяйство РК представляет собой комплекс устройств и процессов, необходимых для обеспечения национального хозяйства ТЭР в виде топлива, электрической и тепловой энергии, холодной и горячей воды, кондиционированного воздуха.
В энергетике выделяются два направления: 1- энергодобывающие (угольная, газовая, нефтяная, атомная..) и энергопроизводящие (электро и теплоэнергетика) и 2- энергопотребляющие.
Электроэнергетика и теплоэнергетика являются базовыми отраслями экономики РК и являются основой развития отраслей экономики страны и фактором обеспечения комфортных условий населения. ТЭК – очень капиталоемкая отрасль, на развитие топливной промышленности и электроэнергетики расходуется до 40% суммарных капитальных вложений в промышленность.
Топливно-энергетический комплекс (ТЭК) представляет собой сложную и развитую систему добычи природных энергоресурсов, их обогащение, преобразование, передачу, потребление, распределение полученных видов энергии и потребление ее в народном хозяйстве.
Неразрывная цепочка добычи, преобразования, передачи, распределения, потребления энергии определяет технологическое единство ТЭК.
Технологическое единство ТЭК делает субъектов энергорынка взаимозависимыми, что способствует развитию естественной монополии.
Монополизм электроэнергетики затрудняет развитие рыночных отношений между производителями и потребителями энергии. Для решения этой проблемы в Республике Казахстан создан КОРЭМ, в задачи которого входит:
- развитие конкуренции между производителями и поставщиками и свобода выбора поставщиков;
- государственное регулирование тарифа на передачу и распределение энергии;
- централизованное, оперативное, техническое и коммерческое диспетчерское управление.
1.2 Специфические особенности энергетики
Отличительные особенности энергетики от других отраслей национального хозяйства заключаются в следующем:
1. Невозможность запасать электроэнергию, в связи с чем возникает постоянное единство производства и потребления.
2. Зависимость объёмов производства от потребителей и невозможность наращивания объёмов производства энергии по желанию только энергетиков.
3. Необходимость оценки объёмов производства и потребления не только в расчёте на год, но и часовых нагрузок.
4. Необходимость бесперебойного энергоснабжения потребителей.
5. Планирование энергопотребления на каждый час и сутки в течение года.
6. Взаимозаменяемость топливно-энергетических ресурсов.
Энергетические ресурсы РК
Содержание лекции:
- природные невозобновляемые топливно-энергетические ресурсы РК.
Цели лекции:
- изучение природных запасов угля, нефти и природного газа, объемы их добычи и перспективы развития топливной промышленности и электроэнергетики Казахстана.
2.1 Твёрдое топливо: классификация, запасы, месторождения
С точки зрения изученности, ТЭР принято делить на категории:
А-разведанные, изученные, подготовленные к добыче (освоенные промышленной разработкой);
В- подготовленные к промышленной разработке (геологически обоснованные, предварительно опробованные);
С1- установленные с помощью геологического изучения и разведанные с помощью бурения;
С2- определённые на основании геологических прогнозов.
Промышленные (доказанные) запасы –А+В+С1
Балансовые запасы- А+В+С1+ С2
Есть ещё геологические запасы- ориентировочные, расчётные запасы, но не изученные и неапробированные.
В Казахстане имеется 3,3% от мировых запасов угля, по объёмам добычи угля РК занимает 8-е место в мире и 3-е в СНГ.
В Казахстане около 100 угольных месторождений с геологическими запасами 176,7 млрд.т. Балансовые запасы-38,63; промышленные-34,14,т.е. 4,49 приходится на С2- геологические прогнозы.
Угли делятся на 2 категории- каменные- 
>5700 ккал/кг и выход летучих >9% и бурые < 5700 ккал/кг и содержание рабочей влаги 30-40%, выход летучих >40% на горючую массу.
Марки углей: бурого угля по рабочей влажности: Б1>40%, Б2-30-40%, БЗ-до 30%; каменного угля- по выходу летучих в условной горючей массе: длиннопламенный – D(>35%); газовый Г (> 35); жирный Ж (27-32), коксовый К (18-22), слабоспекающийся ОС (14-22), тощий Т (8-17); антрациты А и полуантрациты ПА- массовый выход летучих <9%.
Классы углей по размеру куска- каменные- плитный П-100-300 мм; крупный К-50-100 мм; орех 0-25-50; мелкий М-13-25; семечко С 6-13; штыб Ш < 6 мм. Бурый- обозначаются аналогично каменным, но впереди стоит буква Б-БК, БО,БМ,БР,Ш. По этим буквам описывается любой уголь и его смеси. Например: БОМ- бурый орех с мелочью, АСШ- антрацит с семечком и штыбом.
Структура балансовых запасов топлива РК: уголь-80%, газ-7%, нефть-13%.
Таблица 1. Структура запасов угля по регионам Казахстана, млрд.т.:
| Геологические | Балансовые | |
| Западный Казахстан | 2,9 | 1,79 |
| Северный Казахстан | 81,8 | 18,52 |
| Центральный Казахстан | 54,5 | 14,8 |
| Южный Казахстан | 33,0 | 0,48 |
| Восточный Казахстан | 4,5 | 3,04 |
| По РК | 176,7 | 38,63 |
Наиболее крупные месторождения (балансовые запасы угля в млрд.т.):
Мамытское месторождение - 1,32
Экибастузский бассейн -9,7
Майкюбенское месторождение – 1,8
Торгайский бассейн - 6,5
Карагандинский бассейн –15,8
Шубаркольское месторождение – 1,7
Ленгерское месторождение -0,75
Теплотворная способность некоторых углей: Экибастузский – в целом по бассейну –4050 ккал/кг, Ленгерское- 3850 ккал/кг, Кушмурунское – 3230 ккал/кг; Карагандинское, по бассейну в целом, – 5320 ккал/кг.
При укрупнённых расчётах, коэффициенты перевода натурального топлива в условное принимаются: каменный уголь- 0,726; бурый (лёгкий) -0,398; газ природный – м3 -1,15; газ сжиженный -1,57; дрова -0,266; нефть -1,43; бензин -1,49; мазут -1,43; 1 тонна нефтяного эквивалента (10000 ккал/кг) - 1,43 тут.
Если добыча угля (каменного и бурого) в 1991 году составила 130,4 млн. т., то в 1995г. снизилась до 83,3 а в 2000 г. упала до 74,8 млн.т.
Таблица 2. Добыча угля в Казахстане
| 2002 | 2003 | 2004 | 2005 | |
| Добыча угля и лигнита | 73,7 | 84,9 | 86,8 | 86,6 |
| уголь каменный, млн.т | 70,7 | 80,6 | 82,9 | 82,1 |
| Лигнит (бурый), млн.т | 3,0 | 4,3 | 3,9 | 4,5 |
К 2010 году намечается рост добычи угля до 121 млн.т. а к 2020 году – до 138 млн.т., т.е. почти до уровня 1991 года.
Следует отметить, что добыча угля открытым способом в 3-5 раз дешевле, чем его подземная добыча.
2.2 Природный газ- запасы, месторождения
Потенциальные ресурсы газа в Республике Казахстан оцениваются в 8616 млрд. м3, из которых 1862 млрд. м3 – это разведанные запасы А+В+С, и категории С2 -94,5 млрд. м3, перспективные и прогнозные запасы – 5656 млрд. м3.
Запасы газа категорий А+В+С распределяются на начальные и остаточные запасы (начальные – добыча = остаточные запасы) и составляют 2400 млрд. м3.
Распределение запасов газа по областям следующее: ЗКО –и 1470 млрд. м3; Актюбинская область – 200; Атырауская – 450; Мангыстауская – 210; Южный Казахстан – 37; Центральный Казахстан – 10 млрд. м3.
В настоящее время на территории Казахстана имеются магистральные газопроводы: Средняя Азия – Центр; Оренбург – Новопсков; Бухара – Урал; Газли – Чимкент – Бишкек – Алматы. Общая протяжённость ≈ 10 тыс. км., 27 компрессорных станций с насосами общей мощности 2,4 млн. кВт., 85 газораспределительных станций и 2 подземных газохранилища – Базойское и Акыр- Тюбинское, ёмкостью 4 млрд. м3.
По данным “Вестник ФЭК России” прогноз добычи газа в РК – 95-5,9; 2000-15-18; 05-16-24; 2010-22-31 млрд. м3.
Месторождения делятся на: газовые, газонефтяные, нефтегазовые, газоконденсатные, нефтегазоконденсатные. В Казахстане:
газовые: Чатырлы – Чум (Мангыстауская область);
газонефтяные: Узень, Каламкас (Мангыстауская область);
газоконденсатные: Имашевское (Атырауская), Амангельды (Жамбыл), Ракушечное (Мангыстауская область);
нефтегазоконденсатные: Жанажол, Урихтауское (Актюбинск), Карачаганак, Чинаровское (ЗКО), Тасбулат, Жетыбай, Прорва Западное (Мангистауская область).
По данным Казахстанского института стратегических исследований при Президенте РК наличие газа и газового конденсата составляет:
Таблица 3. Запасы природного газа в Казахстане
| Разведанные запасы | Разрабатываемые запасы | |||
| Геологические | Извлекаемые | Геологические | Извлекаемые | |
| Природный газ, трлн. м3 | 1,9 | 1,83 | 1,65 | 1,56 |
| Газовый конденсат, млн. т | 944 | 688 | 890 | 655 |
Практически все запасы газа находятся в растворённом состоянии в нефтегазовых и нефтегазоконденсатных месторождениях. Почти 50% остаточных запасов разрабатываемых нефтегазовых месторождений относятся к трудноизвлекаемым.
Характеристики наиболее крупных месторождений:
1. Карачаганакское- 1,2 млрд.т. нефти и газоконденсата и > 1,35 трлн. м3 газа
2. Тенгизское – 3 млрд.т. нефти и > 1,8 трлн. м3 газа
3. Жалажольское-100 млн.т. нефти, 100 млрд. м3 газа и 26,5 млн. т газового конденсата
4. Жетыбайское – 70 млн. т. нефти, 17 млрд. м3 газа и 0,3 млн. т конденсата
5. Каламкаское- 100 млн. т нефти и 20 млрд. м3 газа,
В 2002 году в Казахстане добыто 11 млрд. м3 газа, из которых около 20% полезно используется, остальные 80% сжигаются.
Основные магистральные газопроводы Казахстана:
1. «Средняя Азия – Центр»
Связывает Туркменистан и Узбекистан с Россией. В нём 5 ниток, L (длина) -5215 км, пропускная способность 820 млн м3/сут. Связан с газопроводами “Макат – Северный Кавказ” и “Окарем - Бейпеу” – характеристики: “Макат – Северный Кавказ”– 371 км, 70 млн м3/сут, “Окарем - Бейпеу” – 473 км и 70 млн м3/сут.
2. “Бухара- Урал”:
Связывает Узбекистан и Россию. В нём 2 нитки, L -1175 км, пропускная способность 400 млн м3/сут. С ним связаны газопроводы Жалажол – Октябрьск – Актобе и Карталы – Рудный – Кустанай. Жалажол – Октябрьск – Актобе- 270 км, Карталы – Рудный – Кустанай -154 км.
3. “Оренбург - Новопсков”:
Проходит через север РК. L -382 км, пропускная способность 170 млн м3/сут.
4. “Бухарский газоносный район – Ташкент – Бишкек – Алматы”:
Узбекский газ идёт на юг РК. Имеет 2 нитки, L -1585 км, пропускная способность 36 млн м3/сут.
5. Газопровод “Газли - Шымкент” соединяет БГР – ТБА с магистралью Бухара- Урал. L -314 км и также обеспечивает газом Южноказахстанскую область. Этот газопровод идет через территорию Киргизии и чтобы исключить хищения газа со стороны соседей, нужно строить перемычку в обход братской страны (L – 150 км, 100 млн.$).
Основной источник доходов газовой отрасли Казахстана – это международный транзит газа, что является важным геополитическим рычагом, особенно при снижении добычи газа в России (с 92 до 72 млрд. м3).
Объём внутренней транспортировки газа в РК – 4,2 млрд. м3 в год.
Добыча природного газа: 2002г – 14,1; 2003г-16,6; 2004г-22,1; 2005г-25,0 млрд м3.
Динамика потребление газа в республике – 91 год-12,2; 99-5,1; 2002- 5,4; к 2015-15 млрд. м3/год.
Добыча природного газа в перспективе оценивается: в 2010 г. - 47 и в 2015 году - 50 млрд. м3, из которых 2/3 нужно будет экспортировать. Регионы поставки – рынки Россия, Европа, Азиатско- Тихоокеанский регион. Наиболее вероятна доставка по газопроводу “Средняя Азия - Центр” и системам “Газпрома”. Транзитом через Россию на экспорт может идти 15-20 млрд. м3 газа. Сейчас на границе с Россией, Казахстан продаёт 5 млрд. м3. Выход на Европу возможен через “Союз”- магистральный газопровод России.
Приоритетные направления газовой отрасли:
- строительство ГТУ в районах с избытком попутного газа (сжигается в факелах);
- строительство ГПЗ для производства сжиженного газа;
- развитие сети магистральных распределительных газопроводов в Западном и Северном Казахстане;
- развитие нефтегазовой промышленности.
Начато и предполагается строительство газотурбинных установок (Шнос – 55 МВт. Актобе…-48 МВт, Тенгизшевройл – 480 МВт и т. д.), что решает проблемы зависимости Запада РК от импорта электроэнергии из России и улучшает экологию Западного региона.
Попутный нефтяной газ можно транспортировать только после очистки, а затраты на неё таковы, что транспорт газа уже не рентабелен.
Сейчас в РК три газонефтеперерабатывающих завода по производству сжиженного газа – Казахский ГПЗ (Мангыстау), Тенгизский (Атырау), Жанажольский (Актюбинск), общей мощностью 6,2 млрд. м3/год. Освоение Тенгиза потребует переработки 8-10 млрд. м3/год и Карачаганака – 14 млрд. м3/год. Это требует расширения этих заводов и строительство новых, ожидаемой мощности.
Таблица 4. Производительность газоперерабатывающих заводов
| ГПЗ | По природному газу, млрд. м3 | По сжиженному газу, млн.т |
| Жанажольский | 2,5 | 0,3 |
| Тенгизский | До 10,0 | 2,3 |
| Карачаганакский | 25,5 | 1,1 |
| Кумколь р-н | 0,5 | - |
| Кашаган р-н | До 10,0 | 1,6 |
| Итого | До 33,0 | До 4,8 |
Экспорт газа устойчив в мировой коньюктуре (это не нефть), цена газа на Европейском рынке – 150-200 $ за 1000 м3, а стоимость добычи ≈ 15-20 $ за 1000 м3, то есть в цене основное- транспорт газа.
Структура потребления природного газа – 58% преобразовано в другие виды энергии; 40% - в качестве топлива; 2% - сырьё для нефтехимии и нетопливные нужды. Структура потребления сжиженного газа: 80% - в качестве топлива; 13% на преобразование в другие виды энергии, 7%- на нетопливные нужды.
Таблица 5. Потребление природного и сжиженного газа в 2001г (по ранжиру):
| Высокий спрос | Природный газ млн. м3 | Сжиженный газ тыс.т | |
| г. Алматы | 1522 | 11,6 | |
| Мангистауская обл. | 1422 | 7,0 | |
| Атырауская обл. | 1017 | 7,1 | |
| Актюбинская обл. | 947 | 1,9 | |
| Карагандинская обл. | - | 27,3 | |
| Костанайская обл. | Средний спрос | 460 | 14,0 |
| ЗКО | 446 | 8,8 | |
| ЮКО | 113 | 27,8 | |
| Алматинская обл. | 27 | 17,8 | |
| Жамбылская обл. | 283 | 4,8 | |
| Акмолинская обл. | Низкий спрос | - | 20,9 |
| ВКО | - | 20,0 | |
| Павлодарская обл. | - | 12,9 | |
| СКО | - | 9,3 | |
| г.Астана | - | 6,3 | |
| Кзылординская обл. | - | 5,9 |
Проблемы газовой отрасли:
-падение объёмов потребления газа в Казахстане с 13,0 в 1991г. до 5,4 млрд.м3 в 2001 по природному газу, и по сжиженному газу – с 853 до 350 тыс т.
- неразвитость внутреннего рынка и газотранспортной инфраструктуры;
- несоответствие запасов и потребителей по территории;
- отсутствие выходов на внешние рынки;
- износ оборудования;
- малые мощности ГПЗ;
- отсутствие нефтегазовых производств.
Направления развития газовой отрасли в Казахстане:
1. Модернизация системы магистральных газопроводов.
2. Увеличение международного транзита газа до 150 млрд. м3
3. Строительство новых газопроводов для экспорта газа РК.
4. Развитие газового передела – энергетика, газохимия.
2.3 Нефть – запасы, месторождения
Прогнозные геологические запасы нефти составляют 7 млрд.т, разведанные извлекаемые – 2,1 млрд. т.
В Атырауской, Мангыстауской, Актюбинской, ЗКО сосредоточено 113 из 122 месторождений, где сосредоточено 95% начальных и 98% остаточных запасов нефти. В Жезказганской области – 92.3 млн.т, Кзылординской области – 38.3 млн.т. На Западе Казахстана (Прикаспийская впадина) сосредоточено около 64% всех запасов нефти. Самые крупные – Тенгиз, Карачаганак, Жанажол, остальные месторождения имеют запасы более 100 млн.т. В Прикаспийской впадине, 90% нефти, 98% газа и 100% конденсата расположены в подсолевом слое на глубине 5-7 км. Порядка 60-70% запасов нефти РК являются трудноизвлекаемыми, затраты на добычу высокие, много парафина. Для добычи нефти закачивают горячую воду и пар для поддержания пластового давления.
Извлекаемые запасы нефти: Ирак – 5,5; Кувейт-8,9; Ливия- 3,2; ОАЭ – 4,3 млрд. т.
Нефть – горючая маслянистая жидкость, представляющая собой смесь жидких углеводородов (парафиновых, нефтяных, ароматических) в которых растворены газообразные и твёрдые углеводороды. Состав и свойства нефтей зависят от месторождений и обычно в нефти содержится 82-87% углерода, 10-14% водорода и до 0,5-5% прочих элементов. Плотность – от 0,65 до 1,05 кг/см3. Температуру застывания от +26 до -60 ˚С, температуру вспышки – ниже 0 ˚С, температура самовоспламенения - > 500 ˚С, тепловыделения при сгорании - 10500-11000 ккал/кг.
В зависимости от массовой доли серы нефти делятся на три класса – малосернистые (до 0,6%), сернистые (0,61-1,8%), высокосернистые (> 1,8%). Каждый класс по плотности делится на три типа – лёгкие (до 850 кг/м3), средние – (851-885 кг/м3), тяжёлые (> 885 кг/м3).
Процессы нефтепереработки принято делить на две группы:
- при первичной переработке нефть разделяют на две части, выкипающие в определённом интервале температур путём её испарения и последующего разделения паров на фракции (атмосферная или вакуумная перегонка). При этом состав нефти не изменяется.
- при вторичной переработке высококипящих фракций нефти под действием высоких температур происходит расщепление больших углеводородных молекул на менее крупные, входящие в состав лёгких топлив (термический и каталитический крекинг) . Применение вторичных процессов переработки увеличивает количество светлых нефтепродуктов, отбираемых из нефти. Для повышения стабильности и качества светлых дистиллятов применяют очистки фракций прямой перегонки или гидроочистки.
До 1993 года в Европе и США доля вторичной переработки нефти была невысока - 40%, но нефтяной кризис заставил углубить переработку из нефти. В результате цены на нефть снизились до прежнего предела, на 20-30% снизились общие объёмы переработки нефти.
Глубина переработки нефти в развитых странах составляет порядка 91%, а на НПЗ бывшего Союза доходила до 65%.
В Казахстане имеется три НПЗ:
- Атыраусский НПЗ с объемом переработки нефти 4,5 млн. т/год и глубиной переработки 55%, после реконструкции завода объем переработки возрастет до 6 млн.т.
- Казахстан Петролеум Продактс (ШНОС) с объемом переработки нефти 8, затем 12 млн. т/год глубиной переработки, соответственно, 59-85%.
- Павлодарский НПЗ – объем переработки нефти до 13 млн.т/год, глубина переработки 82%.
По данным Казахстанского института стратегических исследований при Президенте РК доказанные запасы нефти оцениваются: Ближний восток – 90 млрд.т; Северная Америка- 12,0; Латинская Америка – 9,3; Африка – 7,8; Азия – 6,2; Европа (без СНГ) – 2,5; СНГ – 22,7; Казахстан – 4,0 млрд.т (2,6%).
Таблица 6. Динамика добычи нефти в РК:
| 1995 | 1996 | 1997 | 1998 | 2000 | 2015 | |
| Добыто нефти и газ.конденсата,млн.т | 20,6 | 22,.9 | 25,8 | 25,9 | 40,0 | 120-140 |
| Внутреннее потребл., млн.т | 20 | 20 | 20 | 20 | 20 | 30-35 |
| Переработка на НПЗ, млн.т | 10,8 | 11,1 | 8,8 | 8.0 | 6,0 | 10-13 |
| На экспорт, млн. т | 13 | 13 | 17 | 20 | 25 | 80-92 |
Таблица 7. Динамика добычи нефти и газового конденсата:
| 2002 | 2003 | 2004 | 2005 | |
| Сырая нефть, млн. т | 42,0 | 45,3 | 50,6 | 50,9 |
| Газовый конденсат, млн.т | 5,2 | 6,1 | 8,8 | 10,6 |
Таблица 8. Действующие нефтепроводы:
|
| ввод | L, км | Диаметр, мм | Производит-ть, млн.т/год | |
| проект | Факт. | ||||
| 1.Узень-Актау | 1996 | 142 | 500 | 8 | 3,2 |
| 2.Узень-Атырау | 1970 | 683 | 1000 | 30 | 9,1 |
| 3.Каламкас-Актау | 1979 | 62 | 500 | 8/15 | 8,5 |
| 4.Тенгиз-Грозный | 1990 | 678 | 1000 | 30 | - |
| 5.Прорва-Кульсары | 1986 | 103 | 500 | 5 | 3 |
| 6.Павлодар-Шимкент | 1983 | 1636 | 800 | 25 | 13 |
| 7.Кумколь-Каракалы | 1990 | 200 | 500/700 | 15 | 5 |
| 8. Кенкияк -Орск | 1968 | 400 | 300 | 5 | 3 |
Перспективные нефтепроводы:
1. Тенгиз-Новороссийск (Каспийский трубопроводный консорциум-(КТК). Создан в 1992 году. В составе- Россия и Казахстан - по 25 %, Оман-50%. Протяженность 1450 км, объем транспортировки 50 млн. т/год, стоимость 2,2 млрд.$.
В 2001 году введена первая очередь до Новороссийска, что позволило экспортировать из Казахстана и России 15 млн. т/год. После ввода 2-ой очереди возрастёт до 60-75 млн.т (в том числе из Азербайджана). В 1996 году в Алматы были перераспределены доли участия в акциях КТК: Россия -24%, Казахстан-19%, Оман-7, Шеврон-15, Лукойл-12,5, Мобил-7,5; Роснефть-7,5; Аджин-2,4; Бритишгаз – 2%.
2. Тенгиз-Актау- Баку-Джейхан. Турция, заинтересованная в прикаспийской нефти, ограничила проход танкеров через Босфор в связи с опасностью аварий и загрязнения своих курортов (значительная часть дохода страны) и предлагает новый вариант транспортировки. Предлагаемый вариант: чтобы нефть Казахстана, Азербайджана, Армении поступала бы в нефтепровод Азербайджан- Грузия (работает), а далее по новой трассе через Турцию в порт Джейхан. Эта трасса идёт через горы, где часты землетрясения, нестабильная политика на Кавказе и у курдов в Турции.
3. Западный Казахстан – Иран (Персидский залив). Поток: месторождение Тенгиз→Актау→танкерами через Каспий→Иранский порт Рашти→нефтепровод 1500км→терминалы на остров Харг в Персидском заливе. Не очень привлекательный проект, так как в Персидском заливе 75% мировых запасов нефти с готовой добычей 900 млн.т и 10-20 млн.т нашей нефти не составляют конкуренции. Но эта нефть идёт на азиатский рынок, который сильно растет; удобный транспорт морем (дешевый); большой интерес Ирана.
4. Западный Казахстан – Западный Китай, протяженностью 3000 км; пропускной способностью 50 млрд.т/год, стоимостью 3,5 млрд $. Есть еще шанс по проекту- Западный Казахстан – Синьзян – Уйгурсукий автономный округ и входит в Китайский трубопровод. Для Китая очень важен, так как будет питать НПЗ в городе Урумчи. Они будут контролировать Казахстанский рынок даже в ущерб собственному производству. Китай владеет Актобемунайгаз и Озенмунайгаз, что может обеспечить перекачку 20 млн.т/год. Учитывая собственные потребности Казахстана в нефти на переработку 42-51 млн.т/год, то в этот трубопровод может пойти нефть Карачаганака и Кумколя. Здесь кроме экономических интересов есть факторы политического характера. Трубопровод находится в стадии строительства.
5. Порт Актау→Каспий (танкерами), Баку→ Поти, Новороссийск → Чёрное море (танкерами) →порт Констанца. Его терминалы (24 млн.т/год) обеспечат доставку нефти в Словению, Италию, Югославию. Румыны хотят перерабатывать нашу нефть на своих НПЗ. Объём экспорта ≈30 млн.т/год.
К 2010 году Казахстан может экспортировать 56-58 млн.т/год.
2.4 Основные показатели электроэнергетики РК
В 2000 году установленная мощность электростанций Казахстана составляла 17935,6 МВт, а располагаемая мощность - 13139 МВт. По типам станций, соответственно, ТЭС – 15700, и 11040 МВт и ГЭС 2227,6 и 2099 МВт. На период 2003-2004 годов мощности станций почти не изменились, и их структура была следующая: суммарная электрическая мощность 18100,6 МВт, в том числе ТЭС – 15873 МВт, из них паротурбинные 15541 МВт (на угле 12362,5, на газе и мазуте -3178,5 МВт); газотурбинные -332 МВт; ГЭС-2227,6 МВт. Общая располагаемая мощность: зима -13416, лето-11815 МВт.
На 01.01.08 года установленная мощность электростанций Казахстана составила 18981,3 МВт. За последнее время введена в строй Тенгизская ГТЭС-3, суммарной мощностью 242 МВт (два агрегата по 121 МВт). Годовой максимум нагрузок за 2007 год составил 11988 МВт. За период 2007 года производство электроэнергии в Казахстане составило 76,36 млрд. кВтч, в том числе от ТЭС-64,39; ГЭС-8,15 и ГТЭС-3,82 млрд. кВтч. Потребление же электроэнергии за 2007 год составило 76,44 млрд. кВтч. В 2007 году отремонтировано 53 котла на ТЭС с поперечными связями и 38 единиц генерирующего оборудования; аварийная остановка котлов производилась 1098 раз на 65458 часов; аварийная остановка турбин производилась 272 раза на 41270 часов; энергоблоки аварийно останавливались 137 раз на 4364 часа.
В результате приватизации станций и перехода их части в иностранное пользование, электростанции сменили форму собственности и название. Наиболее крупные станции Казахстана теперь носят следующие наименования:
Акмолинская ТЭЦ-1 и ТЭЦ-2→АО “Астанаэнергосервис”
Усть-Каменогорская ТЭЦ→АЕС У-К-ТЭЦ
Карагандинская ГРЭС-1→ Карагандинская ГРЭС-1 “АБС-Энерго”
Карагандинская ГРЭС-2→ Карагандинская ГРЭС «Казахмыс»
Карагандинская ТЭЦ-1 и 2→ТЭЦ 1 и 2 “Испат-Кармет”
Рудненская ТЭЦ → ТЭЦ ОАО ССГПО
Экибастузская ГРЭС-1→ТОО “АЕС - Экибастуз”
Экибастузская ГРЭС-2→ ЗАО “Экибастузэнергоцентр”
Ермаковская ГРЭС→ОАО “ЕЭК”
Петропавловская ТЭЦ-2→ ТОО “Аксесс-Энерго ПТЭЦ-2”
Шымкентская ТЭЦ-1,2,3→ ОАО “Энергоцентр 1,2,3”
Установленные мощности крупнейших станций:
ТЭС: АЕС Экибастуз – 4000 МВт; ЗАО “Экибастузэнергоцентр»-1000 МВт; ОАО “ЕЭК”-2100 МВт; Карагандинская ГРЭС Казахмыс – 608 МВт; АПК ТЭЦ-2 -510 МВт;
ГЭС: Шульбинская ГЭС – 702 МВт; Бухтарминская ГЭС – 675 МВт; Усть-Каменогорская ГЭС – 312 МВт; АПК Капчагайская ГЭС – 364 МВт.
Протяжённость ЛЭП по классам напряжений составляет 417,6 тыс. км., в том числе:
0,4 кВ-110,5 тыс. км
6-10 кВ -180,0
35 кВ - 60,0
110 кВ - 43,0
500 кВ - 4,8
1150 кВ - 1,4
Производство и потребление электроэнергии
В энергетике есть такие понятия, как производство и потребление электроэнергии. Производство электроэнергии означает, какое количество энергии произведено станциями области, региона, республики. Потребление: какое количество электроэнергии использовано потребителями различных категорий не только от собственных электростанций, но и полученных по перетокам из других областей, регионов и стран.
В целом по Казахстану, динамика производства и потребления электроэнергии за последние двадцать пять лет следующая (млрд. кВтч):
Таблица 9. Динамика электропотребления в Казахстане
| 1980 | 1985 | 1990 | 1995 | 2000 | 2005 | 2007 | |
| Производство | 79,4 | 61,3 | 51,6 | 67,8 | 76,36 | ||
| Потребление | 68,4 | 87,6 | 100,4 | 73,9 | 54,4 | 67,7 | 76,44 |
По отчетным данным видно, что производство электроэнергии на электростанциях Казахстана в 2007 году составило 76,36 млрд. кВтч, а отпуск электроэнергии составил 69,02 млрд. кВтч, т.е. разница в 7, 34 млрд. Квтч составляет расход электроэнергии на собственные нужды станций (9,6% от выработки).
Таблица 10. Структура электропотребления по данным К. Дукенбаева на перспективу составляет (млрд. кВтч):
| 1990 | 1995 | 2000 | 2005 | 2010 | 2020 | 2030 | |
| Всего по РК | 100,4 | 73,9 | 54,4 | 62,2 | 72,1 | 98,2 | 114,3 |
| Промышл. | 63,0 | 34,4 | 36,24 | 39,06 | 42,16 | 50,01 | 57,15 |
| Население (с-х, мал. бизнес) | 7,3+10,4 | 8,1+7,4 | 8,16 | 12,4 | 18,28 | 32,46 | 50,2 |
| Транспорт | 19,8 | 24,0 | 3,07 | 3,72 | 4,76 | 6,9 | 9,14 |
| Непроизв. потери | 6,9 | 6,82 | 7,2 | 8,83 | 9,14 |
Таблица 11. Структура электропотребления по данным Агентства по статистике РК: млрд. кВтч
| 1999 | 2000 | 2001 | 2002 | 2003 | 2004 | 2005 | |
| Производство | 47,5 | 51,6 | 55,4 | 58,3 | 63,8 | 66,9 | 67,8 |
| Получено из-за пределов РК | 6,7 | 6,0 | 3,4 | 2,4 | 2,4 | 3,5 | 3,5 |
| Потребление: | 50,3 | 54,4 | 56,8 | 58,2 | 62,1 | 65,0 | 67,7 |
| - т.ч. промышл. и строит. | 32,6 | 33,6 | 37,1 | 37,4 | 40,2 | 42,6 | 44,0 |
| - сельское хозяйство | 2,3 | 2,6 | 2,8 | 2,8 | 2,9 | 2,2 | 2,3 |
| - транспорт | 1,6 | 3,1 | 2,7 | 2,9 | 3,7 | 3,4 | 3,4 |
| - другие отрасли | 7,5 | 8,2 | 7,4 | 7,8 | 8,1 | 9,9 | 11,0 |
| - потери в ЛЭП | 6,3 | 6,9 | 6,8 | 7,2 | 7,1 | 6,8 | 6,9 |
| Отпуск за пределы РК | 2,9 | 3,3 | 2,2 | 2,5 | 4,1 | 5,3 | 3,6 |
| Производство тепла, млн. Гкал | 63,3 | 65,5 | 76,4 | 78,6 | 85,7 | 87,3 | 90,8 |
По данным Министра ИиНТ РК Турганова Д. 2010 производство-потребление: 84,7-82,2; 2014: 97,9-96,8; 2020: 120,2-116,0 млрд. кВтч. Установленная -располагаемая: 2010: 19272-15216; 2014: 20958-17914; 2020: 24253-22793 МВт.
Определение перспективных потребностей в тепле, топливе и электроэнергии представляет собой очень сложную комплексную задачу, основанную на прогнозных показателях развития каждой отрасли национального хозяйства и отраслей промышленности, общих тенденциях развития экономики республики, ценовой политики, динамики мировых цен на топливно-энергетические ресурсы и т.д. Поэтому, в зависимости от постановки задачи, информативной базы, методического подхода к вопросам прогнозирования результаты перспективного потребления Казахстана на перспективу могут быть различны. Так, по данным А. Искакова, Б. Оспанова и Н. Утегулова перспектива производства и потребления (в скобках) электроэнергии в республике оценивается следующими показателями: 2008г.- 78,3 (80,8); 2009г. – 81,5 (83,4); 2010г.-85,0 (91,5) и 2015 год – 94,5 (113,0) млрд. кВтч.
Лекция № 3
Лекция № 4
Нормирование труда
Нормы труда должны соответствовать требованиям научной организации труда, эффективному использованию оборудования и рабочего времени, рациональной технологии, организации и обслуживания рабочих мест передовым методом работы, т.е. должны быть технически обоснованы.
Нормы труда устанавливаются следующими методами:
1) аналитически-исследовательский – это изучение затрат рабочего времени на рабочих местах;
2) аналитически-расчетный – это по нормативам на отдельные элементы трудового процесса;
3) расчетно-сравнительный.
Способы изучения затрат рабочего времени:
1) фотография рабочего дня – это замеры затрат времени в течении одной или нескольких смен;
2) хронометраж – это наблюдение за выполнением технически повторяющиеся операций.
Норма выработки определяется: Нв = Т/tштуч.
Лекция № 5
Лекция № 7
Задачи и виды ремонта
Интенсивность физического износа оборудования зависит от:
1. продолжительности работ;
2. режима работы;
3. параметров и качества энергоносителей и энергоресурсов;
4. качества материала;
5. условий эксплуатации;
6. качества обслуживания.
Износ электрических и тепловых сетей зависит от условий эксплуатации (пыль, влага, кислоты). Коррозия внутри и снаружи тепловых и кабельных сетей, ускоряет их износ.
Износ электродвигателей, электрооборудования зависит от наличия в воздухе пыли, влаги, паров кислот и т.д.
Износ оборудования ведет к снижению его надежности, экономичности и авариям.
Задачи ремонта – поддержание оборудования в рабочем состоянии с сохранением его нормальных эксплуатационных характеристик.
Сущность ремонта – чистка оборудования, замена изношенных деталей.
В основе организации ремонта лежит два принципа: профилактика и плановость.
Межремонтное обслуживание включает мелкий ремонт, наблюдение за эксплуатацией, технический осмотр, чистка, смазка.
Ремонт делится на 2 вида:
· текущий;
· капитальный.
Текущий ремонт – это замена быстроизнашиваемых деталей, промывка и чистка масляных охлаждающих систем, испытание агрегата, проверка деталей требующих замены, составление дефектной ведомости.
Капитальный ремонт – полная разборка, осмотр всех деталей, их замена, исправление всех дефектов, испытание оборудования.
Задачи текущего ремонта – обеспечение работоспособности оборудования до очередного планового ремонта.
Задачи капитального ремонта – полное восстановление производственной мощности и начальных технико-экономических показателей.
Ремонтный цикл – это период между двумя капитальными ремонтами, или от ввода до 1-го капитального ремонта.
Межремонтный период – это время между плановыми ремонтами, которые проводятся через определенные промежутки времени в зависимости от вида оборудования и условий эксплуатации.
Построение дерева целей
При развертывании общей цели по условиям управления они развертываются на ряд подцелей, образуя дерево цели.
Общие правила построения дерева цели:
1. Ясная и четкое формирование каждой цели без производных толкований;
2. Цели каждого уровня управления должны быть сопоставимы по значениям и масштабам;
3. Формулирования цели должны обеспечить возможность количественной и качественной оценки степени достижения цели;
4. Цели нижнего уровня должны иметь физическое или экономическое содержание и быть неделимы.
Построение дерева цели не только обеспечивает увязку и согласование цели в качественном отношении, но и позволяют провести оценку их важности и значимости.
Требования к структуре управления
Система управления предприятием включает в себя орган управления, построенный в виде определенной структуры, людей занятых в этих органах, технику и технологию управления, включая информационные ресурсы.
Аппарат управления: это совокупность органов управления предприятием наделенных определенными правами и осуществляющая руководство работы производственными подразделениями.
Организационная структура управления: это состав всех ступеней и органов управления находящихся во взаимосвязи и соподчиненности и осуществляющие различные функции управления.
Требования к организационной структуре управления:
1. оптимальность – это подбор числа ступеней управления, состав управленческих подразделений, взаимосвязь между ними и оптимальность численности персонала;
2. оперативность принятия решений. Структура управления должна быть гибкой, чтобы быстро реагировать на изменения в управляемой системе;
3. надежность аппарата управления – аппарат должен гарантировать передачу всей информации управления и обеспечить бесперебойную связь в системе управления.
Лекция № 11
Литература
1.Экономика и управление в энергетике: Учеб. Пособие под ред. Н.Н. Кожевникова.- М.: Изд. Центр «Академия». 2003г.
2.Экономика электроэнергетики: рыночная политика: Сб./ Отв. Ред. Э.Хоуп и д.р. Сибирское отделение Российской академии наук, 2001 г.
3.Самсонов В.С., Вяткин М.А. Экономика предприятий энергетического комплекса: М.: Высш школа, 2003 г.
4. Е.М. Шабалин. Финансы энергетики. Учебник. М. Высшая школа. 1989г. 240 стр.
5. Чернухин А.А. Флаксерман Ю.Н. Экономика энергетики СССР. учебник. М. Энергия 1980г.
6. Прузнер С.Л., Златопольский А.М., Некрасов А.И. Экономика энергетики СССР Учебник М. , «Высшая школа». 1984г.
7. Падалко Л.П. Пекелис Г.Е. «Экономика энергосистем». Учебное пособие. Минск, «Высшая школа» , 1976г.
8.Экономика энергетики СССР, под ред. А.Н. Шишова. Учебник, М. «Высшая школа», 1986г.
9.Багиев Г.Л. идр., Организация планирование энергохозяйства промышленных предприятий. «Энергоиздат » ,1988г.
10.Лапицкий В.И. «Организация и планирование энергетики». М. «Высшая школа»1975г.
11.Синягин и др. Система предупредительных плановых ремонтов энергооборудования промышленных предприятий. М. «Энергия» 1975г.
12.Организация и планирование и управление деятельностью промпредприятий. под ред. С.Каменицера - М. , «Высшая школа» , 1984г.
13.Самуэльсон и В.Нордхаус. Экономика, М., «Прогресс»,1989г.
14.Окороков В. Р. и др. Основы управления энергетическим производством. М. Высш. школа, 1987, 335 стр.
15.Златопольский А. Н., Прузнер С. Л. и др. Экономика, организация и планирование теплосилового хозяйства промышленного предприятия. М. Энергоатомиздат, 1995, 320 стр.
16.Дукенбаев К. Энергетика Казахстана и пути ее интеграции в мировую экономику.Алматы, 1996, 532 стр.
17.Дукенбаев К., Нурекен.Е. Энергетика Казахстана. Технический аспект. Алматы, 2001, 312 стр.
18. Парамонов С.Г. методические указания к выполнению курсовой работы для студентов всех форм обучения специальности 050717 – Теплоэнергетика специализаций Тепловые электрические станции и Технология воды и топлива. Алматы: АИЭС, 2007.-16с.
19. Парамонов С.Г. методические указания к выполнению курсовой работы для студентов всех форм обучения специальности 050717 – Теплоэнергетика специализаций Промышленная теплоэнергетика, Энергетика теплотехнологий, Энергооборудование и энергохозяйство предприятий и организаций. Алматы: АИЭС, 2007.-19с.
20. Парамонов С.Г., Таранова Г.А. Методические указания к выполнению лабораторных работ для студентов всех форм обучения специальностей 050717 – Теплоэнергетика, 050702 – Автоматизация и управление. Алматы: АИЭС, 2007, -30с.
21. Парамонов С.Г., Таранова Г.А. Методические указания к выполнению расчетно-графических работ для студентов всех форм обучения специальности 050702 – Автоматизация и управление. Алматы: АИЭС, 2007, -19с
Теоретические основы, сущность и принципы формирования рынка
Содержание лекции:
- место энергетики в национальном хозяйстве Казахстана.
Цели лекции:
– изучение особенностей энергетики и специфика ее работы в рыночных условиях.
Дата: 2018-12-28, просмотров: 373.
