×
475.51
464.15
8.2
#стрельба в Алматы #вакцинация в Казахстане #коронавирус #Афганистан #назначения
475.51
464.15
8.2

Центрально-азиатское ЧП: что спасёт общую энергосистему

26.01.2022, 21:29
ulysmedia.kz

Очередной «черный вторник» накрыл юг Центральной Азии холодным блэкаутом. Виноватых в многочасовом отключении электроэнергии, тепла, горячей воды, связи и прочих благ цивилизации пока не назвали. Но причина в принципе одна – многолетнее откладывание «на потом» проблем, уже давно наступающих на пятки.

И в Казахстане, и в Узбекистане, и в Кыргызстане, и в оставшемся в стороне Таджикистане не могут прийти к консенсусу по обновлению генерирующих мощностей, которые уже прикончили свой ресурс и работают едва ли не вполсилы.

Что это было, и как избежать повторения ЧС, разбирался обозреватель Ulysmedia.kz Вячеслав Щекунских.

В октябре СМИ, ссылаясь на Казахстанскую компанию по управлению электрическими сетями (Kazakhstan Electricity Grid Operating Company, KEGOC) сообщали, что аварии на электростанциях и резкий рост потребления электроэнергии майнерами привели к тому, что спрос на электричество в Казахстане превысил предложение, то есть выработку.

А в декабре Магзум Мирзагалиев, на тот момент ещё министр казахстанской энергетики, подтвердил, что в октябре и ноябре в дефицит электрической энергии наблюдался в объёме 0,25 млрд кВт/ч. По его словам, закрыли проблему за счёт российских источников энергии.

Каскад падения генерации

25 января KEGOC сообщила, что причина отключения электричества - аварийный дисбаланс энергосистемы Центральной Азии - наброс мощности на транзит электроэнергии 500 кВ «Север-Восток-Юг Казахстана». В результате этого и произошло аварийное разделение транзита.

Ситуация в энергосистеме страны выглядит как каскадный сбой: аварийные ситуации возникали и неделю назад. Так, в январе пресс-служба KEGOC сообщала, что напряженная ситуация в Единой электроэнергетической системе (ЕЭС) Казахстана усиливается в связи с выходом из строя энергоблоков на станциях Павлодарского энергоузла: «19 января в 03:15 аварийно отключен корпус К-4 А на энергоблоке №4 Евроазиатской энергетической корпорации (ЕЭК). Накануне ночью в 23:48 также аварийно отключен энергоблок №2 на Экибастузской ГРЭС-1.

Днем ранее, 18 января 2022 года в 15:07 был аварийно отключен энергоблок №2 на Экибастузской ГРЭС-2. Продолжается ремонт энергоблока №1 на Экибастузской ГРЭС-2 и энергоблока №5 на Экибастузской ГРЭС-1.

Ввиду продолжающегося значительного снижения генерации, в ЕЭС Казахстана происходит увеличение дефицита электроэнергии и мощности. Сложившаяся ситуация может привести к недопустимым отклонениям мощности на границе с энергосистемой России, с перегрузкой межгосударственных линий электропередачи и угрозой возникновения системной аварии.

Оказывается, ещё тогда, чтобы минимизировать последствия снижения генерации и предотвратить системную аварию в ЕЭС и применили утверждённые правила, предупредив министерство и согласовав с местными исполнительными органами, ввели ограничения электропотребления ряда крупных промышленных потребителей.

В едином кольце

В составе Объединённой энергосистемы (ОЭС) ЦА параллельно работают энергосистемы Узбекистана, Кыргызстана и Южного Казахстана. Энергосистема Южного Казахстана является составной частью Единой энергосистемы Казахстана, через которую ОЭС ЦА работает в параллельном режиме с ЕЭС СНГ.

В 2003 году туркменская энергосистема вышла из состава ОЭС ЦА и работает параллельно с энергосистемой Ирана. В 2009 году таджикская энергосистема была отделена от ОЭС ЦА из-за систематических внеплановых отборов электроэнергии. Несмотря на многократные обращения таджикских властей восстановить параллельную работу с ОЭС ЦА, Казахстан и Кыргызстан, ссылаясь на причины нетехнического характера, вопрос не решали.

В декабре 2021 года стало известно, что водно-энергетическая система РТ после почти 15-летнего перерыва скоро вновь станет составной частью общерегиональной ВЭС.

Ещё в 2012 году эксперты Азиатского банка развития провели оценку энергосистемы региона и сделали вывод, что для стран очень выгодна именно тесная энергетическая кооперация.

- Когда эти четыре страны будут управлять своими системами в изолированном режиме, общие ежегодные затраты на топливо, и операционные затраты в регионе, составят, предположительно 4,849 млн долларов США в 2015-м. Если обмен электроэнергией будет проходить во взаимосвязанной системе, затраты на топливо и операционные затраты составят 4,790 млн долларов США, то есть, на 58,6 млн меньше.

Стоит остановиться и на «тонких местах», которые по прогнозам должны порваться.

О чем предупреждали

Эксперты Евразийского банка развития отмечали в прошлом году, что в регионе имеют место нарушения согласованных перетоков между ЕЭК Казахстана и ОЭС ЦА. Дефицит мощности и энергии в энергосистеме Узбекистана в период осенне-зимнего максимума нагрузок приводит к перегрузу сечения Север – Юг Казахстана, срабатыванию автоматики деления по транзиту Север – Юг Казахстана и неплановым отклонениям перетоков между энергосистемами России и Казахстана.

Все эти негативные факторы приводят к тяжелым авариям в энергосистемах стран ЦА, потере многолетней регулирующей способности водохранилищ и нарастанию критического недостатка воды на ирригационные цели даже в многоводные годы.

Также на проблему обратили внимание специалисты Координационно-диспетчерского центра «Энергия» в Ташкенте. Они указывали на «тонкий участок», который в существующей ситуации дефицита мощностей и пиковых зимних нагрузок может проявить себя.

Речь идёт о высоковольтной линии 500 кВ Шу-Фрунзе на приграничных территориях Казахстана и Кыргызстана. При её отключении происходит деление энергообъединения на две несбалансированные части. Для решения проблемы необходимо строительство высоковольтных линий от кыргызской подстанции «Кемин» до ПС «Фрунзе» (обе на территории Кыргызстана) или к ПС «Алма».

Кстати, в Казахстане ПС «Алма» (общей стоимостью 30 млрд тенге) на 500 кВ построена в 2013 году и стала первым подобным объектом за годы независимости.

Также предлагалось альтернативное решение по включению подстанции Шу в кольцо внутри казахстанских сетей, отделив её от внешних контуров.

Можно предположить, что недельная раскачка системы с дефицитом генерации как раз и ударила по проблемной точке. В результате падение мощности в высоковольтных линиях, идущих от Токтогульской ГЭС на север через подстанцию «Фрунзе» к Алматы и Балхашу и на запад через Тараз, Шымкент и Ташкент. И если север Кыргызстана был обесточен вполне логично и по инструкции диспетчерских служб, то каким образом досталось и югу страны – пока непонятно. Судя по схеме ОЭСЦА, Ошская область, по идее, могла сохранять стабильное электроснабжение.

Отметим, что КДЦ «Энергия» многие десятилетия является единым диспетчером энергосетей Центрально-азиатского региона и Казахстана.

Советами ЕАБР не воспользовались

В прошлом году опубликован доклад Евразийского банка развития «Инвестиции в водно-энергетический комплекс Центральной Азии». В нём отмечались негативные факторы энергокомплекса региона:

  • высокий уровень износа и генерирующих мощностей (удельныйвес мощностей возрастом более 30 лет составляет от 44% до 75%);
  • снижение надежности энергоснабжения в Узбекистане и на юге Казахстана в результате нехватки маневренных мощностей и неиспользования ГЭС соседних стран и др.

При этом в докладе сообщается, что инвестиционные потребности стран в инфраструктуру водно-энергетического комплексаЦентральной Азии значительны и оцениваются в 90 млрд долларов до 2030 года. Инвестиционные потребности ВЭК ЦА составляют ежегодно 1% ВВП для Казахстана,5,7% ВВП для Кыргызстана, 7,4% ВВП для Таджикистана, 3,5% ВВП для Узбекистана и 1,7% ВВП для Туркменистана.

Вместе с тем, ожидаемое увеличение объёмов потребления электроэнергии в ЦА в период 2020–2030 годов оценивается Fitch Solutions в 13,6% (25,1 ТВт·ч). Основной вклад в совокупное потребление обеспечат Узбекистан (рост на 10,4 ТВт·ч, или 21%) и Казахстан (на 8,1 ТВт·ч, или 8,7%).Значительный рост потребления ожидается также в Таджикистане (на 3,9 ТВт·ч, или 27,1%).

Проводимая в большинстве стран ЦА активная политика по увеличению генерирующих мощностей (увеличение на 12,4%, или на 6,6 ГВт – до 60 ГВт в 2030 г.) позволит удовлетворить растущий спрос в регионе. Основной вклад внесут Узбекистан (увеличение на 2,1 ГВт) за счёт реализации крупных проектов ТЭЦ и ГЭС (АЭС не включена в прогнозные расчёты), Таджикистан (на 2,1 ГВт) благодаря завершению и модернизации крупных проектов ГЭС, а также Казахстан (на 1,8 ГВт) за счёт обновления оборудования на крупных ТЭЦ. По прогнозам, в результате ввода новых мощностей прирост выработки электроэнергии может составить более 15,1% и увеличить мощность с 222,1 до 255,6 ТВт·ч.

Как получится на самом деле, пока неизвестно. Но авария, в одночасье оставившая без света весь юг Центральной Азии, как раз и есть тот предупреждающий звоночек, который предупредил, что откладывать проблемы в энергетике в долгий ящик не стоит.

Автор: Вячеслав Щекунских

Новости парнеров