В энергетике страны имеется два направления – электрификация и теплофикация. Использование тепловой энергии ограничено зоной деятельности тепловых сетей и конкуренции на рынке теплоснабжения практически нет. Электроэнергия легко превращается в другие виды энергии, хорошо делима и передается на дальние расстояния. Основу электроэнергетики составляют генерирующие и сетевые компании. Возможность передачи электроэнергии на большие расстояния стало основой формирования энергосистем Казахстана, а затем и Единых энергосистем, связывающих бывшие союзные республики. Это позволило обеспечить централизованное электроснабжение потребителей. Неравномерность залегания топлива (угля), расположение крупных промышленных центров на востоке, севере и центральной части Казахстана привело к тому, что на западе Казахстана почти нет собственных электростанций, на юге страны электрических мощностей также на хватает, наличие водных ресурсов на востоке и юго-востоке Казахстана определило места строительства ГЭС. В таких условиях наличие межсистемных линий электропередач и взаимосвязь между электростанциями Казахстана позволяет в настоящее время в условиях рынка электроэнергии осуществлять электроснабжение потребителей.
Переменный режим нагрузки потребителей определил необходимость наличия различных типов станций – базовых, полупиковых и пиковых. У них разные экономические показатели и они наиболее эффективны при работе в своих зонах графика электрической нагрузки. В процессе эксплуатации станций необходимо оптимизировать режим их работы в системе для оптимизации цены на электроэнергию.
С переходом энергетики на рыночные отношения, ситуация взаимосвязей производства, передачи и потребления электроэнергии изменилась. Демонополизация энергетики, акционирование электростанций и энергосистем привела к тому, что технологически энергетика едина, но каждый энергетический объект имеет своего хозяина.
Наличие большого числа хозяйственных субъектов привело к сложностям при осуществлении экономически оптимальной загрузки станций по условиям режима. Каждая станция стремится к максимальной загрузке, что дает ей возможность получить наибольшую прибыль, но это может противоречить оптимальному режиму работы станций и минимизации расходов топлива в общем по энергетике и соответственно минимальным затратам по энергетике в целом. Оптимальные затраты по энергетике в целом не совпадают с суммой оптимумов затрат по электростанциям. Хозяйственная раздробленность энергопредприятий приводит к увеличению затрат на производство энергии и как следствие, к росту тарифов на энергию и увеличению энергетической составляющей в себестоимости продукции.
Ситуация такова, что производители энергии стремятся повысить тарифы, а потребители стремятся снизить их, то есть возникает многомиллионное долларовое столкновение интересов производителей и потребителей электроэнергии на рынке.
Одновременность производства и потребления электроэнергии предполагает их баланс и при его нарушении создаются такие ситуации, что если потребление становится больше выработки, то снижается частота тока и нарушается устойчивость системы. Для восстановления баланса необходимо или запускать новые блоки для покрытия дополнительной нагрузки или проводить отключения потребителей. Экономический, социальный, оборонный ущерб от перерывов в электроснабжении может быть гораздо больше, чем затраты создание резерва мощностей затрат от повреждения оборудования.
Лекция № 2
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
Дата: 2018-12-28, просмотров: 324.
