4bd54sf7b8dfc4gbs89fcv4er8

Центр || Юг Юг | | Северо-Запад Северо-Запад | |Дальний ДальнийВосток Восток| Сибирь | Сибирь| УРАЛ | Урал || Приволжье Приволжье Центр

№ 8 (49), август, 2013 год

Алексей РЮМКИН, главный энергетик ОАО «Уралкалий»:

Мы с особым вниманием относимся к вопросам энергоэффективности с. 13

На правах рекламы

Журнал «ЭНЕРГОНАДЗОР» ежемесячное издание Главный редактор Виталий Капустин Обозреватели Роза Ибрагимова, Владимир Кузьмин, Наталья Полькина, Павел Цереня Выпускающий редактор Наталья Грачева Дизайн и верстка Дарья Портнова Корректор Лилия Коробко Редакционный совет СЕРЕБРЯКОВ Дмитрий Владиславович, исполнительный директор СРО НП «Союз «Энергоэффективность» ЩЕЛОКОВ Яков Митрофанович, заслуженный изобретатель РСФСР, заслуженный энергетик РСФСР, кандидат технических наук, доцент Коммерческий директор Юлия Вострикова Руководители проектов Анастасия Бушмелева, Мария Девятых, Анастасия Мосеева, Оксана Панькова, Елена Чаплыгина Коммерческая служба Ирина Морозова (руководитель), Владимир Ефремов, Анастасия Каримова, Елена Малышева, Татьяна Полякова, Евгения Тагильцева, Рауль Такиуллин

Содержание Стратегия отрасли События, факты, комментарии.........................................................................2 Как остановить рост тарифов............................................................................6 Результаты реформы электроэнергетики.......................................................9

Клуб главных энергетиков Основной принцип – энергоэффективность..................................................14 Энергосберегающие технологии под землей................................................18 Энергоэффективные трансформаторы мирового уровня............................20

Энергоэффективность Преображение города N...................................................................................21 Промышленность: вызываются добровольцы..............................................22

Энергоэффективные решения в стройиндустрии Темпы перевооружения отрасли растут........................................................24

Энергия региона: Нижнее Поволжье Как бороться с дефицитом..............................................................................26 Лидеры и аутсайдеры....................................................................................... 28 Большому проекту – большое плавание........................................................30

Отдел продвижения: pr@tnadzor.ru Отдел подписки Юлия Вострикова (руководитель), Евгения Бойко, Юлия Колегова, Елена Кононова, Наталья Королева, Татьяна Купреенкова, Галина Мезюха, Вероника Чепурина Тел. +7 (343) 253-89-89, +7 (967) 633-95-67 E-mail: podpiska@tnadzor.ru Свидетельство о регистрации ПИ № ФС 77-43797 от 7 февраля 2011 г. выдано Федеральной службой по надзору в сфере связи, информационных техно­ логий и массовых коммуникаций. Учредитель ООО «Издательский дом «Информ-медиа»

Редакция журнала «ЭНЕРГОНАДЗОР» 121099 Москва, Смоленская пл., 3 Тел. 8 (800) 700-35-84, (495) 662-49-17 E-mail: moscow@tnadzor.ru 620017 Екатеринбург, пл. Первой пятилетки Тел./факс (343) 253-89-89 E-mail: еnadzor@tnadzor.ru, tnadzor@tnadzor.ru www.tnadzor.ru Представительство в Омске E-mail: omsk@tnadzor.ru Представительство в Тюмени Тел. +7(967) 633-95-58, +7(967) 636-67-13 E-mail: region@tnadzor.ru Представительство в Челябинске 454000 Челябинск, пл. Революции, 7, оф. 1.14, 5.60 Тел. (351) 246-87-34, 266-69-59, моб. +7 (909) 002-61-27, +7 (965) 545-04-64 Факс (351) 246-87-34, 266-66-78 E-mail: tnadzor@tnadzor.ru, 74@tnadzor.ru Подписано в печать 2 августа 2013 г. Выход из печати 9 августа 2013 г. Отпечатано в ООО «Астер-Ек+» г. Екатеринбург, ул. Черкасская, 10 ф Тел. +7 (343) 310-19-00 Заказ №14063 от 2 августа 2012 г. Тираж 5 000 экз. Редакция не несет ответственности за содержание рекламных материалов. Р Мнение редакции может не совпадать с мнением авторов.

№ 8 (49), август, 2013 г.

Технологии и оборудование Достойная замена.............................................................................................. 31 Ветро-солнечная электростанция на Байкале..............................................32 Нулевой сброс.................................................................................................... 34 Предотвращение образования накипных отложений.................................36 РЗА подстанций предприятия.........................................................................38 По вихревой технологии..................................................................................41

Электрические сети Реконструкция ВЛ начинается с диагностики.............................................42 Стипль-чез к техприсоединению....................................................................43

Финансовые инструменты Концессионные перспективы..........................................................................44

Энергетика и право Энергосервис в России и в мире......................................................................47 Обзор нормативных документов....................................................................50

Стандартизация и нормирование Работа над ошибками....................................................................................... 52 Энергетический паспорт: заполняя, проверяй.............................................55

Служба надзора Обзор аварий и несчастных случаев..............................................................58

Бизнес-предложение Справочник предприятий................................................................................60

1

Стратегия отраСли | События, фаКты, Комментарии ПЛАНОВыЕ ПРОВЕРКи

ПРЕССА и ЗАММиНиСТРА

Федеральная служба по экологическому, технологическому и атомному надзору (Ростехнадзор) провела плановую проверку МЭС Центра, МЭС Северо-Запада, МЭС Западной Сибири, МЭС Урала, МЭС Волги. В ходе проверки выявлено более 9 тыс. нарушений обязательных требований нормативных правовых актов, привлечено к административной ответственности 24 юридических и 526 должностных лиц. Большая часть нарушений касается ведения технической и исполни-

тельной документации, оформления организационно-распорядительных документов, эксплуатации электротехнического хозяйства, порядка проведения технического освидетельствования электрооборудования электроустановок и порядка организации производственного контроля. Проверка указанных филиалов ОАО «ФСК ЕЭС» проводилась инспекторским составом 10 территориальных органов Ростехнадзора с непосредственным участием Управления государственного энергетического надзора Ростехнадзора.

НОВиНКи ДиАГНОСТиКи В ОАО «Татнефть» успешно прошли испытания ноу-хау – нового технического устройства: селективной защиты от однофазного замыкания на землю на работающих подстанциях. Вопросы, связанные с однофазными замыканиями на землю, в распределительных сетях специалистам «Татнефти» удалось эффективно решить с помощью микропроцессорного контроллера, автоматически определяющего зону повреждения.

повреждения для его устранения. Это существенно сокращает время отключения фидера. Оперативность и селективность определения конкретного места повреждения позволяет повысить надежность электроснабжения объектов нефтедобычи, безопасность жизни людей, а также сохраняет ресурс работающего электрооборудования.

Однофазное замыкание на землю – один из самых распространенных типов повреждения в сетях, снабжающих электроэнергией объекты нефтедобычи. Благодаря новой разработке диспетчер на своем рабочем месте может сразу определить, на каком конкретном фидере произошло замыкание на землю, и направить группу конкретно к месту

Заместитель министра энергетики РФ Михаил Курбатов встретился с журналистами в пресс-центре РБК. Во время брифинга он ответил на актуальные вопросы по проблеме реформирования рынка электроэнергетики, обсудил решения, связанные с перекрестным субсидированием и прокомментировал текущую ситуацию с гарантирующими поставщиками. Особое внимание было уделено решению проблемы перекрестного субсидирования. Заместитель министра энергетики РФ отметил, что по законодательству с 1 января 2014 года отменяется действие механизма «последней мили», а это лишь часть перекрестного субсидирования, которого формально у нас сегодня нет, а реально оно достигло уже размеров 232 млрд. рублей. «Точки зрения на способы решения проблемы «последней мили» разошлись. Существует несколько позиций. Есть крайние позиции сетевых компаний: сохранить «последнюю милю», продлить ее на бесконечный период времени. Есть позиция потребителей энергии, особенно крупных, которые несут на себе это бремя и говорят: «Давайте всю «последнюю милю» разом отменим и с 1 января как-то поднимем тариф для прочих потребителей». На мой взгляд, истина где-то посередине. Нам придется найти законодательно непростой компромисс между потребителями и сетевыми компаниями. Я надеюсь, что мы до сентября такой компромисс выработаем», – сказал Михаил Курбатов.

ПРОГНОЗ РАЗВиТиЯ ЭНЕРГЕТиКи МиРА и РОССии ДО 2040 ГОДА* Потребление первичной энергии по регионам мира, базовый сценарий млн. т н.э.

20 000

Африка Ближний Восток

18 000 16 000

Южная и Центральная Америка

14 000 СНГ

12 000 10 000

Развивающиеся страны Азии

8 000 Развитые страны Азии

6 000 4 000

Европа

2 000 0

2

Северная Америка 2000

2005

2010

2015

2020

2025

2030

2035

2040

ЭНЕРГОНАДЗОР

Политику диктует общественность

О смене поставщиков электроэнергии

Австрия в 2030 году полностью перей­ дет на возобновляемую энергетику. Первым преимуществом Австрии по развитию ВИЭ являются ее природные условия; так, в Австрии имеются значительные территории, пригодные для установки ветрогенерирующих станций, – это те территории, где годовая скорость ветра на высоте более 10 м существенно превышает 5,5 м/с.

Также Австрия имеет довольно хорошие климатические условия для установки солнечных батарей и производства биогаза. Но кроме природных преимуществ Австрия имеет не менее важное преимущество – это экологический настрой своих жителей и необходимость для политических деятелей поддерживать политику развития альтернативной энергетики. Австрия полностью отказалась от программы ядерной энергетики. Также в Австрии имеются и финансируются различные учреждения, организации и научные группы, основной целью деятельности которых являются исследования в сфере развития альтернативной энергетики.

Компания «Россети» с 15 августа этого года упростит смену поставщика электроэнергии для потребителей. Во всех субъектах РФ, где сетевые организации ОАО «Россети» обладают статусом гарантирующего поставщика, клиенту отныне потребуется не более 15 календарных дней для смены энергосбытовой компании, при условии заключения прямого договора на оказание услуг по передаче электроэнергии. Это сопоставимо со сроками смены поставщика электроэнергии в странах Евросоюза. При этом потребитель не понесет никаких дополнительных расходов. Ранее для смены поставщика необходимо было пройти большое количество процедур и согласований, как с гарантирующим поставщиком электроэнергии, так и с сетевой организацией, чтобы реализовать свое право выбора, что занимало в конечном итоге от 2 месяцев до 1 года и делало смену провайде-

ра экономически нецелесообразной. Многие потребители отказывались от смены поставщика именно в связи со сложностью данной процедуры, которая теперь станет минимум в четыре раза быстрее. С 15 августа упрощенный порядок будет действовать для потребителей Брянской, Мурманской, Омской, Орловской, Пензенской, Тульской, Ивановской, Курской, Новгородской, Тверской областей и Республики Бурятия.

Экспертное сообщество и министр В рамках визита в Красноярский край 12 июля Александр Новак встретился с представителями Национальной экспертной сети (НЭС), формируемой при участии Открытого Правительства. Во встрече приняли участие представители общественных объединений, бизнеса и предпринимателей, а также профильных органов власти края. Участники заседания обсудили самый широкий круг тем, от вероятности развития рецессии экономики до решения

конкретных вопросов по условиям ведения бизнеса. Наиболее обсуждаемой темой встречи стало регулирование тарифов для частных потребителей и производственных предприятий, перекрестного субсидирования и сравнения этих характеристик с зарубежными экономиками. По итогам встречи представители НЭС поддержали предложения главы Минэнерго России подготовить экспертные заключения по разработке мер тарифного регулирования.

Изменение доли стран в мировом ВВП Рейтинг по ВВП (ППС ) на 2040 г.

Рейтинг по ВВП (ППС ) на 2010 г.

Доля в ВВП в 2040 г.

Доля в ВВП в 2010 г. ЕС -27

20 %

1

Китай

20 %

2

США

19 %

ЕС - 27

14 %

1

США

19 %

2

Китай

14 %

3

Япония

6%

3

Индия

6%

4

Индия

5%

4

Бразилия

5%

5

Германия

4%

5

Россия

4%

Япония

3%

6

Россия

3%

6

7

Великобритания

3%

7

Германия

3%

8

Бразилия

3%

8

Великобритания

3%

9

Франция

3%

9

Мексика

3%

10

Италия

2%

10

Франция

2%

* По материалам доклада Института энергетических исследований РАН, Аналитического центра при Правительстве РФ

№ 8 (49), август, 2013 г.

3

Стратегия отраСли | События, фаКты, Комментарии НА ПЕРВОМ МЕСТЕ ЖАЛОБы НА ЭЛЕКТРОСЕТи

НАЗНАЧЕНиЯ

Во 2 квартале 2013 года в Ростехнадзор поступило 5 279 обращений граждан, что на 11,6 % больше, чем во 2 квартале 2012 года (4 730 обращений). В территориальные органы Ростехнадзора во 2 квартале 2013 года поступило 3 764 обращения граждан. Из них наибольшее количество обращений получено в следующих территориальных органах: в Западно-Уральском управлении – 499 (13,3%); в Центральном управлении – 475 (12,6%); в Уральском управлении – 344 (9,1%); в Северо-Западном управлении – 283 (7,5%); в Северо-Кавказском управлении – 274 (7,3%). Проведенный анализ поступивших обращений в Ростехнадзор дает следующую картину: наибольшее количество обращений граждан касается неудовлетворительного технического состояния электрических сетей, соблюдения требований законодательства

при строительстве (реконструкции) объектов капитального строительства, низкого качества обслуживания лифтов в жилых домах, нарушений требований законодательства по безопасной эксплуатации газопроводов, регистрации и страхования опасных производственных объектов, обучения и аттестации персонала. По 381 обращению граждан проведены проверки с выездом на место с целью объективного анализа законности обращений граждан, принятия мер и проведения профилактических мероприятий, привлечения к ответственности виновных лиц.

Председатель Правительства Российской Федерации Д.А. Медведев подписал распоряжение о назначении Алексея Леонидовича Текслера заместителем министра энергетики РФ. До назначения на должность в Минэнерго Алексей Текслер руководил Красноярской бизнес-единицей ЗАО «Полюс», был главой администрации г. Норильска. Новый заместитель министра энергетики РФ будет курировать финансовоэкономическую деятельность министерства, вопросы корпоративного управления организаций топливно-энергетического комплекса с государственным участием, а также реализацию государственных программ и общие для всех отраслей топливно-энергетического комплекса вопросы налоговой, таможенной, земельной, инвестиционной и иной политики, модернизации и инновации в ТЭК.

ПРО ЭНЕРГОВОРОВ За первые шесть месяцев текущего года специалистами ОАО «МРСК Северного Кавказа» (входит в Группу компаний ОАО «Россети») в результате проверок и рейдов составлено 10,3 тыс. актов на безучетное и бездоговорное потребление электроэнергии в объеме 90,13 млн. кВт•ч. Такого объема похищенной электроэнергии достаточно для электроснабжения в течение полугода таких крупных городов, как Ессентуки или Кисловодск.

Проверяющими по выявленным фактам безучетного потребления составлен 1 561 акт на юридических лиц в объеме 41,32 млн. кВт•ч. и 7 443 акта в отношении физлиц на 29,12 млн. кВт•ч электроэнергии. В отношении бездоговорного потребления составлено 389 актов на юридических и 907 актов на физических лиц, допустивших незаконное пользование электроэнергией. За первое полугодие с энерговоров взыскано 45,38 млн. рублей.

ПРОГНОЗ РАЗВиТиЯ ЭНЕРГЕТиКи МиРА и РОССии ДО 2040 ГОДА* Структура потребления первичной энергии по видам топлива в мире на 2010 и 2040 гг., базовый сценарий 6%

1% 2%

10%

6%

3%

4%

10% 25 %

32 % 25 %

28 %

25 %

21 %

2010 г. Нефть Газ

4

2040 г. Атомная энергия

Гидроэнергия Другие ВИЭ

Биоэнергия Уголь

ЭНЕРГОНАДЗОР

ПРО «АЛьТЕРНАТиВНУю КОТЕЛьНУю»

ПРО ЭНЕРГЕТиЧЕСКий НАДЗОР Правительством РФ принято Постановление от 20 июля 2013 года № 610 «О федеральном государственном энергетическом надзоре». Постановление направлено на регламентацию деятельности органов, осуществляющих государственный надзор, и устранение избыточных административных барьеров.

В аналитическом центре при Правительстве РФ состоялся круглый стол по теме обсуждения подпрограммы «Государственная политика по развитию систем теплоснабжения в России» в рамках государственной программы «Энергоэффективность и развитие энергетики». В ходе совещания представители федеральных органов исполнительной власти обсудили приоритеты, задачи и ожидаемые результаты государственной политики в сфере реализации подпрограммы «Государственная политика по развитию систем теплоснабжения в России». В качестве ключевых задач подпрограммы Минэнерго России обозначило создание условий для модернизации тепловых сетей и генерирующих мощностей с использованием современных и энергоэффективных технологий, созда-

ние условий для реализации принципа приоритета комбинированной выработки тепловой и электрической энергии, достижение «справедливой цены» на тепловую энергию, создание прозрачной и сбалансированной системы нормативных правовых актов вплоть до уровня муниципальных образований. Представители Минэнерго России отметили, что во всех муниципальных образованиях, для которых есть требование по разработке схем теплоснабжения, необходимо разработать новую модель теплоснабжения, базирующуюся на методе «альтернативной котельной». Кроме этого, по мнению представителей министерства, в перспективе предстоит достигнуть экономии топливных ресурсов за счет модернизации сетей и генерирующих объектов, а также минимальной дифференциации тарифов на тепло для населения между регионами.

Документ подготовлен Ростехнадзором в соответствии со статьей 48 Федерального закона от 18 июля 2011 года № 242-ФЗ «О внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации по вопросам осуществления государственного контроля (надзора) и муниципального контроля» и статьей 291 Федерального закона от 26 марта 2003 года № 35-ФЗ «Об электроэнергетике» в части реализации полномочия Правительства Российской Федерации по установлению порядка осуществления федерального государственного энергетического надзора. В Положении устанавливается порядок осуществления государственного надзора в отношении субъектов электроэнергетики Ростехнадзором и иными уполномоченными федеральными органами исполнительной власти в соответствии с их компетенцией.

Потребление ВИЭ по видам, базовый сценарий

Балансовые цены нефти по трем сценариям

млн. т н.э.

3 500

долл.

2010/барр.

140

3 000 2 500

130

2 000

120

1 500

110

1 000

100

500 0

2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 Дрова, отходы и прочее Жидкие биотоплива Другие мощности для производства электроэнергии и тепла Гидроэнергия

90 0 2010 2015 2020 Сланцевый провал Сланцевый прорыв Базовый сценарий

2025

2030

2035

2040

* По материалам доклада Института энергетических исследований РАН, Аналитического центра при Правительстве РФ

№ 8 (49), август, 2013 г.

5

Стратегия отрасли | От первого лица

Как остановить рост тарифов

Интервью главы Минэнерго Александра Новака журналу «Профиль» управляющей компании становится проведение единой корпоративной и технической политики, повышение эффективности всего электросетевого комплекса, привлечение инвестиций, в том числе и частных. При первой модели это было бы невозможно. Кроме того, вторая модель предусматривает конкуренцию между сетевыми организациями за тариф, возможность сравнения затрат – как операционных, так и капитальных – между собой. По сути, это должно привести к формированию более эффективных расходов за счет сравнения и учета лучших практик. Такая соревновательность при переходе на единую акцию также была бы невозможна. Так что, на наш взгляд, второй вариант в значительно большей мере отвечает задачам, поставленным президентом в плане повышения эффективности и надежности сетевого комплекса.

– Когда и как мы поймем, оказался ли выбранный вариант верным?

– Александр Валентинович, вокруг реформирования сетевого комплекса кипели нешуточные страсти: глава «Роснефти» Игорь Сечин продвигал вариант слияния сетевых компаний – ФСК и МРСК – в единую компанию, а вице-премьер Аркадий Дворкович отстаивал более мягкий вариант создания управляющей компании. Почему в итоге была выбрана вторая концепция?

Перед нами стоят амбициозные задачи по снижению операционных расходов

6

– Если говорить упрощенно, то первый вариант предполагал объединение под единую акцию, что, по сути, являлось возвратом к модели, существовавшей еще в советское время. Однако на сегодня в электросетевом комплексе много акционеров, а это значит, что на выкуп их акций нужно было бы потратить огромные средства, по нашим оценкам, от 400 млрд. до 1 трлн. рублей. Второй вариант, на наш взгляд, эффективнее по многим показателям. «Российские сети» превращаются в стратегического управленца, отвечающего за комплекс структур, которые в него входят. Объединяются и федеральная сетевая компания, которая является собственником магистральных сетей, и дочерние зависимые общества, включающие в себя распределительные сети. Основной функцией

– Эти параметры четко задокументированы. Распоряжением правительства в апреле была утверждена стратегия развития электросетевого комплекса, где указаны конкретные показатели, которые должны быть достигнуты в конкретные сроки. А в июне советом директоров «Россетей» одобрена стратегия развития компании. В обоих документах достаточно показателей, на которые мы можем ориентироваться. Например, перед нами стоят весьма амбициозные задачи в плане снижения операционных расходов – они должны быть сокращены уже в 2015 году на 15%, а в последующем – на 40%. Довольно жесткие требования касаются повышения эффективности инвестиционных расходов, здесь цель – минус 30%. Кроме того, существует показатель, который влияет на эффективность отрасли и на развитие инвестиционного климата, – это доступность подключения к инфраструктуре.

– Это тот индикатор, который использует Всемирный банк для своего рейтинга Doing Business?

– Именно. По этому показателю мы сегодня находимся в самом конце рейтинга. Задача, которая перед нами стоит, – сократить количество дней, которые уходят на подключение с момента подачи заявки, с 280 дней до 45 в 2015 году. Также необходимо сократить количество этапов процедуры подключения – с десяти до шести в 2015 году, и до четырех – в 2018 году. Есть еще два широко применяемых в мировой практике индикатора, которые позволяют оценить качество услуг в электросетевом комплексе.

ЭНЕРГОНАДЗОР

Это количество отключений на число жителей и длительность отключения. У нас пока такой учет ведется только в «МРСК-Центре». В 2011 году там проводились исследования, которые показали, что мы значительно отстаем от других стран. Мы понимаем, что этот индикатор крайне важен для оценки работы всего сетевого комплекса, поэтому наша задача – наладить систему мониторинга и перейти к ней с 2017 года по всей стране.

– А кто будет контролировать выполнение этих задач? И есть ли план, которому нужно следовать, чтобы уложиться в установленные сроки?

– Регулятором электросетевого комплекса является государство, оно и будет следить, как выполняются поставленные задачи. Для этого существует план-график принятия нормативноправовых актов. В III–IV кварталах этого года будет принят документ, в котором прописаны три группы необходимых мер. Первая предусматривает проведение обязательного технологического и ценового аудита инвестпрограмм сетевых организаций. Вторая связана с утверждением критериев соответствия территориальных сетевых организаций понятию сетевой организации, которая получает тариф. Дело в том, что в последние годы у нас появилось большое количество территориальных сетевых организаций. Зачастую они работают неэффективно, у них нет необходимой технологической базы, квалифицированного персонала. При этом они вытягивают на себя из котлового тарифа значительную часть средств, становясь инструментом заинтересованных лиц, работающих в субъекте или муниципальном образовании. Поэтому мы ставим задачу по сокращению территориальных сетевых организаций к 2017 году на 50% и затем еще на 50% по отношению к уровню, который останется в 2017 году. Третий комплекс мер касается регулирующих функций. Это переход на формирование тарифов на основе сравнительного анализа операционных и инвестиционных затрат – так называемый бенчмаркинг. Внутри «Россетей» работает 14 зависимых дочерних обществ, среди которых должна быть конкуренция, борьба за тариф с точки зрения снижения затрат. Cравнение разных практик также коснется инвестиционных расходов: мы планируем определять эталонный расход инвестиционного параметра. Это значит, что затраты на строительство подстанций и ЛЭП будут приводиться в соответствие с лучшими практиками. Надо будет анализировать и смотреть, у кого этот опыт наилучший. Сейчас все строят по-своему, и разница в стоимости похожих объектов составляет разы. Так что здесь есть огромный резерв для повышения эффективности.

– Гендиректор «Россетей» Олег Бударгин просит увеличить инвестпрограммы

№ 8 (49), август, 2013 г.

сетевых компаний ни много ни мало на 450 млрд. рублей. Как вы считаете, нужно это делать?

– У нас инвестиционные программы росли достаточно высокими темпами, но сегодня они могут формироваться только на основе долгосрочного тарифообразования – RAB-регулирования, поэтому возможностей для увеличения инвестпрограммы нет. Электросетевой комплекс и так занимает в составе стоимости одного киловаттчаса электроэнергии достаточно высокую долю. В этом есть, конечно же, и чисто российская специфика (в других странах доля электросетевого комплекса ниже), которая связана с размерами страны, высоким износом оборудования. В электросетевом комплексе России 50% оборудования имеет износ более 50%. Это требует огромных инвестиций в модернизацию. Фактически эта работа активизировалась только в последние годы, за счет чего удалось остановить наращивание темпов износа. В том числе это стало возможным за счет роста инвестпрограмм. Однако сегодня требует решения еще и другая проблема – перекрестного субсидирования. И мы полагаем, что, если решить эту проблему, в долгосрочной перспективе вопрос с необоснованным ростом тарифов и инвестиционных расходов будет исчерпан.

– В чем главный минус перекрестного субсидирования и каковы перспективы отказа от этой системы?

– Минусы очевидны: из-за сдерживания тарифов для отдельных категорий потребителей на промышленные предприятия фактически переложены расходы малого и среднего бизнеса, населения. Это снижает конкурентоспособность наших предприятий по сравнению с иностранными и вынуждает их строить собственную, малую генерацию. У нас существует план, согласно которому решено снизить «перекрестку» с 220 млрд. рублей в 2012 году до 50 млрд. рублей в течение десяти лет. Конечно, это плавный график, но и он требует серьезных усилий.

– В последнее время много говорится о том, что сетевикам надо дать возможность заниматься сбытовым бизнесом. Каково ваше отношение к этому предложению?

– Мы эту идею не поддерживаем. В процессе реформы электроэнергетики произошло разделение на конкурентные виды деятельности – это генерация и сбыт, и неконкурентные – это сетевой бизнес, который регулируется государством и тарифы в котором устанавливаются государством. Сегодня законом запрещено совмещение конкурентного и неконкурентного вида деятельности. Причина проста: когда эти виды деятельности совмещаются, ликвидируется мотивация к сокращению издержек, поскольку затраты, которые можно было бы сокращать,

Рыночная модель должна приводить к снижению, а не к росту тарифов

7

Стратегия отрасли | От первого лица

перекладываются на неконкурентный вид деятельности. В итоге это может привести к увеличению тарифов, что мы не приветствуем. Есть и второй фактор – борьба за потребителя. Сегодня потребитель может прийти к любой сбытовой организации и заключить с ней договор. Если же сбытовая организация будет принадлежать сетевому комплексу, велика вероятность того, что потребитель будет вынужден приходить к сетевику. Тогда в этом секторе конкуренция полностью исчезнет со всеми вытекающими последствиями.

– Существует мнение, согласно которому цели энергореформы не были достигнуты, поскольку на розничном рынке по-прежнему отсутствуют прямые договора между генераторами и потребителями.

– Сегодня договора между потребителями и генераторами могут заключаться напрямую на оптовом рынке. Здесь задача, которая ставилась реформой, по большей части решена. Что касается розницы, то здесь мы поддерживаем и инициируем аналогичную систему, поскольку уверены, что возможность заключения долгосрочных договоров между потребителями и поставщиками повысит конкурентоспособность на рынке. Задача, которая перед нами стоит, – согласовать эту модель уже в текущем году и подготовить необходимые изменения нормативно-правовой базы.

– Есть ли риск необоснованно высоких цен при внедрении этой модели?

Я полагаю, что реализовывать инвестпрограмму в рамках инфляции реально

8

– Такой риск на рынке есть всегда, но мы считаем, что в целом такая система, наоборот, сформирует систему конкуренции за потребителя. При заключении долгосрочных договоров появляется стимул для проведения модернизации старого оборудования. Это приведет к снижению затрат, что, в свою очередь, должно вызвать и снижение тарифов. Рыночная модель должна приводить к снижению, а не к росту тарифов, хотя, конечно, риск роста существует. Государство

должно использовать инструменты, которые позволяли бы нивелировать такие ситуации. Например, антимонопольное законодательство. Также должен работать механизм гарантированных инвестиций. Например, в местах, где есть дефицит электроэнергии и мощности и нет инвестора, который готов был бы строить соответствующую генерацию либо сети, государство должно обеспечивать специальные механизмы привлечения инвестиций под гарантию возврата капитала на конкурсной основе.

– А на оптовом рынке системой прямых договоров вы довольны?

– В целом да, хотя модель, бесспорно, несколько недоработана. Договора заключаются напрямую, однако на короткий период, что не создает мотивации для инвестирования средств. Надо переходить к более долгосрочному конкурентному отбору мощности и к созданию условий для привлечения рыночных инвестиций.

– Насколько, по-вашему, реально выполнить озвученное президентом требование ограничить рост тарифов уровнем инфляции? Где компании будут брать средства на выполнение инвестпрограмм?

– Мы считаем, что при том порядке тарифо­ образования, который определен на ближайшую перспективу, в существующие инвестпрограммы уложиться возможно. Понятно, что какие-то разовые расходы, как, например, строительство к чемпионату мира по футболу либо Олимпиаде, а перед этим – саммиту АТЭС во Владивостоке, требуют поддержки. Такие проекты должны финансироваться в том числе и с помощью федерального бюджета. Однако в целом тарифы, на наш взгляд, уже и так достаточно высоки. В последние годы они существенно выросли, что, как я уже сказал, создало у потребителей мотивацию заниматься малой генерацией. Этот период закончен. Я полагаю, что продолжать реализовывать инвестпрограмму в рамках инфляции реально.

ЭНЕРГОНАДЗОР

Стратегия отрасли | Аналитика

Результаты реформы электроэнергетики Воздействие реформы на потребителей Реформирование электроэнергетики, официально завершившееся в 2008 году, с прекращением функционирования РАО ЕЭС, сегодня вступает в новую фазу. Причина проста – почти ни одна из целей реформы не была достигнута: нет роста эффективности предприятий отрасли, развитие отрасли происходит не на основе стимулирования инвестиций, создать конкуренцию в секторе генерации и на розничном рынке не получилось, цены на электроэнергию для конечных потребителей достигли мирового уровня, а в некоторых случаях даже превзошли его, что поставило ряд отраслей промышленности на грань выживания. Небывалый рост цен на электроэнергию для конечных потребителей – главный и самый ощутимый итог реформы. Структура этого роста на протяжении постреформенного периода испытывала значительный перекос: доля электросетевой составляющей цены росла опережающими темпами по сравнению с другими секторами – генерацией и сбытом – и на сегодня в среднем составляет почти половину в конечной цене электроэнергии. Из механизма, гарантирующего обеспечение выполнения обязательств инвесторов, механизм договоров на предоставление мощности (ДПМ) превратился в порочный для нашей электроэнергетики инструмент, исключающий предпринимательские риски для генераторов, гарантируя им окупаемость инвестиций в рекордно короткие сроки. Сегодня преобладают две основных идеи по изменению текущего механизма взаимоотношений в генерирующем звене: «ДПМ штрих» и модель двухсторонних договоров (ДД), в которой упор делается на развитие прямых нерегулируемых двухсторонних договоров, отказ от механизма конкурентного отбора мощности (КОМ).

Потребление электроэнергии и развитие генерирующих мощностей Рост потребления электроэнергии в России за период с начала фазы активного экономического роста в среднем составлял около 1,5% в год, а общий прирост с 2000 года составил более 20% (рис. 1). На фоне стабильного роста электропотребления неуклонное падение темпов ввода новых мощностей, имевшее место в 2001–2009 годах выглядит угрожающим: спрос возрастал, а возможностей его удовлетворения не становилось

№ 8 (49), август, 2013 г.

больше. Тем не менее в течение последних трех лет темпы ввода новых мощностей стабильно растут, причем эти показатели уже приближаются к достижениям советского периода (рис.

2). Так, в 2011 году было введено почти 4.7 ГВт, а в 2012 году – уже 6.1 ГВт новых генерирующих мощностей. Практически весь основной объем вводов, начиная с 2008 году (без учета вводов АЭС и ГЭС), обеспечен механизмом ДПМ, что лишний раз подтверждает выгодность таких договоров для генерирующих компаний.

Состояние рыночной среды

Юрий Саакян, генеральный директор, к. ф.-м.н.

Оптовый рынок Наиболее простым и эффективным способом оценки рыночной концентрации (отсутствия доминирования) является индекс Херфиндаля– Хиршмана (HHI), который рассчитывается как сумма квадратов рыночных долей (в процентах) всех субъектов рынка в общем его объеме и отражает распределение рыночной власти между всеми субъектами данного рынка. Расчет по отдельным собственникам дает значение индекса в 1169, что соответствует рынку с умеренной концентрацией. Следует отметить, что с 2008 года этот показатель также вырос вследствие процессов укрупнения и консолидации энергокомпаний под контролем нескольких ведущих игроков – тогда он составлял 1020. В структуре собственников следует особенно отметить роль государства. Контролируемые так или иначе государством компании вместе занимают более 54% оптового рынка электроэнергии. Несовершенство условий для конкуренции усугубляется исторически сложившимся территориальным размещением различных типов

Александр Григорьев, руководитель Департамента исследований ТЭК, Институт проблем естественных монополий (ИПЕМ) к.э.н. (Москва)

Рост тарифов ФСК и ХМРСК и цен на оптовом рынке в 2008–2013 гг.

2008

2009

2010

2011

2012

2013

Тариф ФСК**

9,3

20,7

51,1

26,4

11,0

9,4

Тариф ХМРСК**

25,0

21,8

28,4

15,0

н.д.

н.д.

Оптовый рынок (Сибирь)

58,2

-15,4

16,1

11,7

25,2

16,3*

Оптовый рынок (Европа и Урал)

21,8

-7,3

30,9

12,0

1,5

10,2*

* – январь–апрель 2013 к январю–апрелю 2012 года ** – без учета переноса срока индексации тарифов Источники: АТС, данные компаний, расчеты ИПЕМ

9

Стратегия отрасли | Аналитика 1050

1038 1021

1030 1003

1010 990

980 964

970 950

941 924

930 910

903

890 870

1009

1006

864

875

878

850 2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

Рис. 1. Потребление электроэнергии в России в 2000–2012 гг., млрд. кВт•ч. являются рынками с высокой концентрацией (наличием доминирования).

7 6 5 4 3 2 1 0 2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

Рис. 2. Динамика ввода новых мощностей, в том числе по ДПМ, в 2003–2012 гг., ГВт генерации по ценовым зонам: в первой ценовой зоне (Европа и Урал) преобладает тепловая (в основном газовая) генерация, во второй ценовой зоне (Сибирь) ведущую роль играет гидрогенерация. Поэтому в 2007 году были введены новые индикативные зоны антимонопольного регулирования – зоны свободного перетока мощности (ЗСП). Новые ценовые зоны, формируемые по границам ЗСП, определяют регионы рынка электроэнергии, на которых оценивается доминирующее положение поставщика. Масштаб рынка для антимонопольного регулирования в условиях существования всего двух ценовых зон был слишком велик и формировал искаженные индикаторы доминирования, поэтому количество зон для их определения было значительно увеличено. На основании расчетов, проведенных в рамках оценки рыночной концентрации по индексу Херфиндаля–Хиршмана, можно утверждать, что ни одна из зон свободного перетока мощности не является рынком с отсутствием доминирующего положения кого-то из участников. И лишь две зоны можно назвать рынком с умеренной концентрацией: зона № 8, соответствующая части ОЭС Урала, и зона № 25, объединяющая области Центральной России (рис. 3). Все остальные зоны

10

Розничные рынки С самого начала реформы было непонятно, каким образом можно внедрить конкуренцию на розничных рынках, где историческая и функциональная роль локальных монополий особенно сильна. До сих пор практически во всех регионах энергосбытовые компании продолжают действовать в географических границах соответствующего субъекта РФ, а не по группам точек поставки, то есть в большинстве регионов отсутствует альтернативный гарантирующий поставщик. Доля каждого АО энергосбыта на рынке своего региона в 2011 году была не ниже 75%, в большинстве же регионов их доля близка к 100%. Большая часть независимых энергосбытовых компаний, являющихся субъектами оптового рынка, в подавляющем числе случаев действуют в интересах отдельных крупных (в основном промышленных) потребителей. При этом основная масса независимых энергосбытов являются вторичными перепродавцами. Значительное количество потребителей просто не имеют возможности выбрать энергосбытовую компанию ввиду отсутствия альтернативного ей поставщика. Это приводит к тому, что энергосбыты становятся локальными монополиями в географических границах сетевой организации, с которыми у них заключен договор на передачу электроэнергии. И даже эксперимент по «насильственному» развитию конкуренции в столичном регионе между компаниями Русэнергосбыт и Мосэнерго был признан неэффективным и быстро прекращен.

Состояние регуляторной среды Федеральный уровень Формально в период реформирования отрасли регуляторные функции возлагались на три

ЭНЕРГОНАДЗОР

10 000 9 000 8 000 7 000 6 000 5 000 4 000 3 000 2 000 1 000 Се ве рн ая Тю ме нь Ка сп ий Це Ом нт ск р Ю жн /Мо с ый кв а Ку зб ас с Де рб ен т Во ло гд а Бу ря ти я М ос кв а Со Ге ч и ле нд жи Ку к ба Во нь лг ог ра д Пе рм Ка ь вк аз Вя Ко тка ль ск ая Ал та Ба й ла ко во Ро сто в Чи та Ки нд ер Си и би рь Тю ме нь Во лг а За па д Це нт р Ур ал

0

Рис. 3. Уровень концентрации на рынках электроэнергии по зонам свободного перетока, 2011 г., HHI субъекта: Минэнерго, ФСТ и ФАС. Фактически же центром принятия решений отраслевой экспертизы на протяжении реформы было РАО «ЕЭС России» и его руководство. В условиях окончательной реорганизации РАО «ЕЭС России» возникал опасный управленческий организационный и правовой вакуум. Заполнить его было призвано создание специальной структуры – НП «Совет рынка». Региональный уровень На уровне регионов ключевые регуляторные функции выполняют региональные тарифные органы – наследники региональных энергетических комиссий (РЭК). На результаты работы региональных регуляторов оказывают влияние следующие негативные факторы: • отсутствие четкой вертикали власти у органов тарифного регулирования (отсутствие прямого функционального подчинения региональных тарифных органов ФСТ России): у ФСТ России отсутствует механизм обеспечения безусловного выполнения собственных решений со стороны региональных тарифных органов; • сильная зависимость от распоряжений и ориентиров социально-экономической политики руководства регионов (губернаторов); • небольшой численный состав и/или ограниченная квалификация исполнителей и как результат – сравнительно низкое качество экспертизы и аудита инвестиционных программ и затрат участников регионального «тарифного котла»; • отставание в развитии системы статистического учета от изменения методологии и способов формирования и установления тарифов, приводящее к невозможности качественного отслеживания исполнения тарифно-балансовых решений на уровне регионов федеральными органами власти.

№ 8 (49), август, 2013 г.

Анализ воздействия реформы на потребителей Существует несколько критериев оценки реформы электроэнергетики и ее влияния на конечного потребителя, основные из которых: • стоимость электроэнергии; • доступность и стоимость технологического присоединения; • надежность и качество электроснабжения. Стоимость электроэнергии В 2002 году средние цены для промышленных, бытовых и сельскохозяйственных потребителей были примерно одинаковы (приблизительно 0,7 руб./кВт•ч). Однако впоследствии их изменение было весьма различно – общим трендом можно считать только то, что цены на приобретенную электроэнергию для всех категорий потребителей неизменно и стабильно росли. Так, средние цены на приобретенную электроэнергию за прошедшие с 2002 года 10 лет существеннее всего увеличились для сельскохозяйственных потребителей (почти в 5,5 раза с 0,7 руб./кВт•ч до 3,8 руб./кВт•ч). За время реформ цена на электроэнергию для промышленных потребителей в России росла в среднем на 10% в год, а в целом за 10 лет стоимость электроэнергии для промышленных потребителей возросла в 2,7 раза и практически достигла показателей США (рис. 4). Приблизительно те же тенденции просматриваются и в ценах на электроэнергию для бытовых потребителей (рис. 5), только приобретают еще более экстремальные формы. Из рисунка видно, что в России цена для бытовых потребителей росла в среднем на 14% в год и в результате за исследуемый период выросла почти в 3,8 раза.

11

Стратегия отрасли | Аналитика Евросоюз

0,20 0,18

Германия

0,16 0,14

Франция

0,12 0,10

Великобритания

0,08 0,06

США

0,04 0,02

Россия

0 2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

Рис. 4. Сравнение цен на электроэнергию для промышленных потребителей в России, США и странах Европы (с учетом налогов), долл./кВт•ч Евросоюз Германия Франция

0,40 0,35 0,30 0,25 0,20

Великобритания США Россия

0,15 0,10 0,5 0 2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

Рис. 5. Сравнение цен на электроэнергию для бытовых потребителей в России, США и странах Европы (с учетом налогов), долл./кВт•ч Если Россия не хочет оставаться на периферии мировой экономики, необходим качественный скачок в плане нормализации ситуации с ценами на электроэнергию для конечных потребителей. Доступность и стоимость технологического присоединения В последнем рейтинге Всемирного банка об условиях ведения бизнеса в различных странах (Doing Business) по критерию простоты, продолжительности и стоимости технологического присоединения к электрическим сетям Россия располагается на предпоследнем (184 из 185) месте из всех стран, ниже в рейтинге только Бангладеш: • предпоследнее 184-е место по количеству процедур – 10 (ниже в рейтинге только Украина – 11); • 180-е место по средней продолжительности – 281 день; • 139-е место по удельной стоимости подключения (исходя из стоимости, выраженной через средний доход на душу населения) и одно из последних по абсолютной стоимости подключения – более 1300 долл./кВт. Чрезвычайно высокая удельная стоимость технологического присоединения к электрическим сетям резко снижает инвестиционную привлекательность России и вносит весомый вклад в рост цен на многие продукты и услуги.

12

Надежность и качество электроснабжения Удельная капиталоемкость условной единицы надежности или качества может отличаться в разы для различных электросетевых компаний. Эту задачу просто невозможно реализовать без базы данных по динамике показателей надежности и качества в зависимости от затрат на ремонты и новое строительство минимум за 5–7 лет. В расчете данной зависимости, как и в свое время в оценке базы инвестированного капитала при переходе к RAB, кроется риск дополнительного «раздувания» инвестпрограмм электросетевых компаний и ускоренного роста тарифов. Однако, несмотря на значительное количество инструментов повышения надежности и качества электроснабжения, действующих через инструменты оптового рынка и тарифы сетевых компаний, до сих пор не создано механизмов, при которых потребитель получает возможность компенсации, возмещения или перерасчета за плановые и неплановые отключения, ненадлежащие параметры частоты или скачки напряжения. Ни один из участников цепочки поставщиков электроэнергии не несет материальной ответственности перед конечным потребителем даже в случае аварийного отключения электроснабжения. Окончание в следующем номере.

ЭНЕРГОНАДЗОР

Клуб главных энергетиков

ОАО «Уралкалий» Объединенная компания «Уралкалий» создана в 2011 году путем слияния ОАО «Уралкалий» и ОАО «Сильвинит». «Уралкалий» занимает первое место в мире по объемам производства хлористого калия, является ведущим мировым производителем калийных удобрений с долей около 20%. Производственная мощность компании к началу 2013 году достигла 13 млн. тонн хлористого калия в год. Производственные площадки расположены в городах Березники и Соликамск (Пермский край) на территории Верхнекамского месторождения калийно-магниевых солей, занимающего второе место в мире по запасам руды. Общие запасы руды компании составляют около 8,64 млрд. тонн. Активы компании включают пять рудников и семь обогатительных фабрик, а также фабрику по производству хлорида натрия. Ключевые рынки сбыта: Бразилия, Индия, Китай, ЮгоВосточная Азия, Россия, США и страны Европы.

Главный энергетик ОАО «Уралкалий» Алексей Алексеевич Рюмкин

№ 8 (49), август, 2013 г.

13

Клуб главных энергетиков | ОАО «Уралкалий»

Основной принцип – энергоэффективность Цели и стимулы

Главный энергетик ОАО «Уралкалий» Алексей Алексеевич Рюмкин Окончил Уральский государственный технический университет по специальности «Промышленная теплоэнергетика» в 1997 году. В 2007 году окончил корпоративную программу MBA, а в 2009–2011 годах прошел обучение по специальности «Менеджмент» в санкт-петербургской бизнес-школе ИМИСП. С августа 1997 работал в ОАО «Уралкалий» в должности руководителя производственно-технической группы теплоэнергоцентрали 4-го рудо­ управления, затем – заместителя начальника и начальника котельного цеха на 2-м и 3-м рудоуправлениях. В 2006 году назначен заместителем главного энергетика «Уралкалия», в 2008 году – начальником энергоуправления. С мая 2011 года – главный энергетик ОАО «Уралкалий».

14

Одной из наиболее важных особенностей производства калия является высокая энергоемкость данного процесса. Достаточно сказать, что доля топлива и электроэнергии в структуре денежной себестоимости продукции «Уралкалия» в 2012 году составляла порядка 23%. Очевидно, что это заставляет нас с особым вниманием относиться к вопросам энергоэффективности. Дополнительным стимулом является также ежегодное увеличение тарифов – так, только в 2012 году эффективный тариф на электроэнергию вырос на 5%, а на газ – на 8%. В результате стоимость энергоснабжения постоянно увеличивается – и это оказывает существенное влияние на экономику нашего производства. Надежность энергоснабжения при этом не повышается вслед за тарифами, а остается на прежнем уровне. Думаю, что не открою особого секрета, если скажу, что у крупных сетевых компаний иногда бывают кратковременные просадки напряжения. Эти просадки допускаются ГОСТом, они находятся в пределах нормы, но специфика производства «Уралкалия» такова, что результатом колебаний напряжения становится остановка оборудования и серьезные потери. Мы анализировали причины простоя оборудования – получается, что падение напряжения во внешних сетях стоит на одном из первых мест с точки зрения недостижения плановых показателей выпуска продукции. Как с этим можно бороться? Ответ мы сформулировали в рамках корпоративных программ по энергосбережению. Сейчас реализуется Программа 2013–2018 годов, но сразу отмечу – это не первый наш опыт в данной сфере: начиная с 2008 года аналогичные программы реализовывались и на «Уралкалии», и на «Сильвините». Еще на этапе слияния компаний в начале 2011 года мы приступили к совместной работе по формированию единой программы, охватывающей как активы компании в Березниках, так и в Соликамске. К концу 2011 года сбор исходной информации был завершен, затем были проведены инструментальное обследование и разработка энергосберегающих мероприятий. Энергоаудитором стала пермская компания «Энергосервис», причем контракт с ней имел существенное условие – подрядчик получает вознаграждение лишь в случае, если по итогам энергоаудита появляется специализированная программа, позволяющая достичь целевых показателей по экономии энергоресурсов. Целевые показатели были определены как снижение затрат на электроэнергию и газ на 10%, на воду – на 20%. Для «Уралкалия» подобная

ЭНЕРГОНАДЗОР

экономия – довольно амбициозная задача. Этих показателей было бы относительно просто достичь, если бы программа по энергосбережению реализовывалась впервые, но мы этим занимаемся уже не первый год, есть определенные результаты, и с каждым разом их становится все сложнее улучшать. В итоге к 1 ноября 2012 года у нас были разработаны и утверждены энергетический паспорт компании и финальный отчет по результатам энергетического обследования, а 2 месяца спустя была утверждена Программа по энергосбережению на 2013–2018 годы.

Попутный газ и собственная генерация Данная Программа нацелена на рациональное использование энергоресурсов, их экономию и достижение оптимального соотношения между закупаемой и собственной электроэнергией. В рамках Программы мы ведем работу по трем основным направлениям: • снижение объемов потребления энергоресурсов; • повышение выработки электроэнергии объектами собственной генерации; • снижение стоимости закупаемых энергоресурсов. Остановлюсь на каждом из направлений работы более подробно. В сфере снижения объемов потребления энергоресурсов одним из основных проектов было строительство газовых калориферных на трех стволах рудника Березники-4, что обеспечило экономию на уровне

№ 8 (49), август, 2013 г.

порядка 11 500 мегаватт-часов в год – или около 21 миллиона рублей. Также существенные результаты принесло внедрение частотного регулирования на главной вентиляторной установке рудника Соликамск-1. В планах – расширение использования регулируемых приводов на объектах подземного и поверхностного комплексов, применение диодных источников освещения, а также внедрение систем управления главными вентиляторными установками и повторного использования воздуха в рудниках пяти рудо­ управлений Березников и Соликамска. Все это позволит сократить удельную норму расхода электроэнергии на выработку тонны руды на 12%. В сфере повышения эффективности использования топлива мы придаем особое значение снижению потребления тепла – применению инновационных теплоизоляционных материалов и снижению утечек, что позволит уменьшить расход газа приблизительно на 5%. Вторым направлением является выработка электроэнергии объектами собственной генерации, что дает возможность кардинально уменьшить зависимость от подачи электро­ энергии из внешних сетей. Подобное решение может быть применено далеко не на всех производственных объектах «Уралкалия», а только на рудниках, располагающих галургическими фабриками, которые потребляют большое количество тепловой энергии. Газотурбинные установки построены на рудниках Березники-4 и Соликамск-1. Соликамкая энергоустановка работает в «островном» режиме, в 2014 году планируется ее присоединение к внешним сетям,

15

Клуб главных энергетиков | ОАО «Уралкалий»

а на ГТУ Березников-4 уже сейчас введены в промышленную эксплуатацию в параллельном режиме 3 из 4 газотурбинных установок. В текущем году в строй вступает четвертая установка, и ГТУ выйдет на проектную мощность. Своими мощностями «Уралкалий» обеспечивает порядка 20% всех потребностей компании по электроэнергии, и уже сейчас мы видим существенные результаты. Стоимость электроэнергии от собственных объектов генерации получается в 2,2 раза ниже, чем из внешних сетей. Безусловно, в области собственной генерации еще сохраняется целый ряд нерешенных проблем. Построить собственную генерацию можно, но есть сложности в ее подключении параллельно с внешними сетями. Несмотря на то, что данный процесс получил необходимое законодательно-правовое регулирование, на практике он остается довольно сложным – в силу значительного объема документов, которые нужно подготовить, и значительного количества согласований, которые надо получить. Дополнительной сложностью является то обстоятельство, что в рамках процесса приходится организовывать взаимодействие нескольких сторон: Системного оператора Единой энергетической системы, сетевых компаний (межрегиональной и федеральной) и «Уралкалия» – как потребителя электроэнергии. Уверен, что в этой сфере те

16

сложности, с которыми мы столкнулись в своей работе, не являются уникальными и хорошо знакомы компаниям, реализующим проекты по собственной генерации. Третьим направлением деятельности в рамках Программы по энергосбережению стал комплекс мероприятий по снижению стоимости закупаемых энергоресурсов. Здесь есть существенные возможности для оптимизации расходов. Рынок электроэнергии, конечно, в большей степени либерализован, нежели рынок газа – на нем работает целый ряд энергосбытовых компаний, конкурирующих между собой. Это позволяет нам выбирать контрагента и закупать электроэнергию эффективно. Наш партнер, ЗАО «Энергопромышленная компания», закупает для нас энергоресурсы на оптовом рынке электроэнергии, что позволяет существенно снизить затраты. В области газа, конечно, возможностей для маневра меньше, но альтернативные «Газпрому» поставщики все же существуют. «Уралкалий» заключил десятилетний контракт с компанией НОВАТЭК на поставку природного газа. Долгосрочный характер контракта позволяет нам закупать газ по более низкой цене. Не скрою, что до последнего времени существовало значительное ограничение по поставкам природного газа. Оно было связано с

ЭНЕРГОНАДЗОР

состоянием двухниточного газопровода-отвода «Чусовой–Березники–Соликамск». Первая очередь данного трубопровода была построена в 1970 году, очевидно, что после 40 лет эксплуатации газопровод нуждался в существенном ремонте. Сейчас идет его реконструкция, которая завершится в 2014 году. Тем не менее часть потребителей на 3-м и 4-м рудоуправлениях в Березниках мы перевели на использование попутного нефтяного газа взамен природного, что имеет благоприятный экономический эффект. Попутный газ приобретается у «ЛУКОЙЛ-Перми», что позволяет нам снизить уровень потребления природного газа, а нефтяникам – сократить объемы сжигания газа. Это положительно сказывается и на экологии Пермского края, и на снижении выбросов парниковых газов.

Пути решения Важным элементом нашей работы является создание благоприятных условий, необходимых для успешной реализации Программы по энергосбережению на 2013–2018 годы. В настоящее время мы работаем над системой мотивации персонала, которая предусматривает дополнительное поощрение ключевых сотрудников, оказывающих существенное влияние на энергоэффективность. В этом году мы также проводим конкурс рационализаторских предложений в сфере снижения потребления энергоресурсов. Для контроля и координации всех мероприятий Программы созданы комиссии по энергосбережению как на уровне компании, так и на рудоуправлениях. Все это позволяет обеспечить высокую управляемость проекта. Кроме того, мы ощущаем неизменную поддержку руководства компании и его внимание к вопросам энергетики. Со стороны других корпоративных служб мы также видим содействие и понимание важности задач, стоящих перед энергетиками «Уралкалия». А этих задач – помимо реализации Программы по энергосбережению – у нас довольно много. В частности, значительные усилия сейчас направлены на обеспечение надежности энергоснабжения – мы ведем работу по модернизации главных понижающих подстанций Карналит, Дурыманы и Заполье. Конечно же, для «Уралкалия» важно обеспечить энерго­снабжение не только существующих производственных мощностей, но и перспективных проектов – в первую очередь Половодовского и Усть-Яйвинского участков, которые будут вводиться в эксплуатацию через несколько лет. Здесь тоже существуют свои сложности, связанные с тем, что распределительная сетевая компания «Пермэнерго» МРСК Урала не имеет резерва мощностей, к которым мы могли бы подключаться. В этой связи нам приходится обращаться уже непосредственно в Федеральную сетевую компанию Единой энергетической системы. Конечно, ФСК и «Уралкалий» наладили эффективное взаимодействие, а сетевая компания – несмотря на свой масштаб – достаточно оперативно реагирует

№ 8 (49), август, 2013 г.

на наши запросы, но сложности есть. С одной стороны, мы ожидаем более низких тарифов при подключении к ФСК ЕЭС, с другой – у нас нет опыта эксплуатации и строительства объектов, подключенных к распределительным сетям 220 кВт. Но я уверен, что энергетическая служба «Уралкалия» обладает достаточным опытом и знаниями – и мы успешно пройдем этот путь, решив все задачи, которые перед нами ставит руководство компании.

17

Клуб главных энергетиков | ОАО «Уралкалий»

Энергосберегающие технологии под землей З

Александр Игнатов, генеральный директор ООО «Электромашина» (Кемерово)

авод «Электромашина» основан в 2006 году в городе Кемерово. Основные виды деятельности предприятия – разработка, производство, ремонт горно-шахтного высоковольтного электрооборудования, комплектных трансформаторных подстанций в блочномодульных зданиях различных комплектаций, электрощитового оборудования, а также поставка и монтаж оборудования общепромышленного назначения производства мировых лидеров АВВ и Schneider Electric. ООО «Электромашина» является сервисным партнером одного из мировых лидеров по производству преобразователей частоты, компании АВВ, в части гарантийного, постгарантийного обслуживания. На сегодняшний день численность сотрудников предприятия составляет 257 человек. Производственный комплекс предприятия более 6 000 кв. м. Завод включает в себя подготовительные, механические, заготовительные участки, сборочные и намоточные цехи. Все рабочие предприятия имеют среднетехническое или высшее образование. Инженерная служба укомплектована специалистами со значительным опытом работы, прошедшими обучение за рубежом на финских и швейцарских предприятиях-партнерах. Мобильная сервисная группа производит пусконаладочные работы, гарантийное и постгарантийное обслуживание изготавливаемого оборудования. Завод выпускает современное, высокотехнологичное оборудование, такое как: • РКСВ тип 1 с силовым трансформатором – распределительная коммутационная станция взрывозащищенная. Мощность силовых трансформаторов 250–1600 кВА, количество отходящих линий: 3–12 (кратное трем), номинальное напряжение отходящих линий: 0,4/0,69/1,2 кВ, номинальный ток отходящих линий 160, 320, 610 А; • РКСВ тип 2 магнитная станция – распределительная коммутационная станция взрывозащищенная; • КТПВШ – подстанция трансформаторная взрывобезопасная 100–1250 кВа;

ЧПСШ-1

18

Мобильная подстанция 6/0,4 кВ • КТПВШ Rollarc – подстанция трансформаторная взрывобезопасная с дистанционным управлением 100–1250 кВа; • КРУВ-6-Е – устройство комплектное распределительное (Вводная / Секционная / до 630 А); • САУ-ЛК – станция автоматического управления ленточным конвейером поверхностного исполнения (3,3 и 6 кВ, стандартно до 1000 кВт, выше по запросу); • ЧПСШ – частотно-преобразовательная станция шахтная (РВ Exd[ia op is]iaI X) (690 В, стандартно до 500 кВт, выше по запросу); • ЧПСВ – частотно-преобразовательная станция взрывозащищенная (690 В, стандартно до 500 кВт, выше по запросу); • ЧПЛК – частотный преобразователь лебедки конвейера (690 В, стандартно до 90 кВт, выше по запросу); • ЧПВП – частотный преобразователь вентилятора проветривания (690 В, стандартно до 110 кВт, выше по запросу); • КУУВП – комплектное устройство управления вспомогательными приводами (690 В, до 9 отх. линий, ном. ток отходящей линии до 18 А); • СИЛОВЫЕ ТРАНСФОРМАТОРЫ «сухого» исполнения (100–1250 кВа). На сегодняшний день разработаны, изготовлены и введены в эксплуатацию взрывозащищенные комплексы, укомплектованные преобразователями частоты и системами управления подземных магистральных и штрековых конвейеров. Предприятием выпускается два типа частотно-преобразовательных, взрывозащищенных станций типа ЧПСШ и ЧПСВ. Станции предназначены для бесступенчатого электрического регулирования скорости и крутящего момента приводов ленточного конвейера и подачи напряжения питания на все вспомогательные устройства конвейера в подземных горных выработках шахт, опасных по газу (метан) и угольной пыли. Станции предназначены для совместной работы с различны-

ЭНЕРГОНАДЗОР

ми системами автоматического управления (Davis Derby, Promos, Becker и др.). Управление частотно-преобразовательных станций может осуществляться как на месте, так и удаленно, с пульта управления диспетчера. Удаленное управление осуществляется по искробезопасным каналам связи RS485 либо Ethernet при помощи интерфейсов передачи данных «витая пара» либо «ВОЛС» соответственно. Местное управление станцией осуществляется при помощи кнопок и панели оператора, расположенной на лицевой части корпуса. На сегодняшний день эффективно эксплуатируются более 30 шт. ЧПСШ. В марте 2013 года шахта «Талдинская-Западная 1» ОАО «СУЭК-Кузбасс», укомплектованная ЧПСШ и ЧПЛК, установила новый всероссийский рекорд по добыче угля из одного очистного забоя, выдав на-гора 1 007 тысяч тонн. Применение частотно-преобразовательных станций позволяет осуществлять плавный запуск, регулировать в заданном диапазоне скорость движения, экономить электроэнергию за счет поддержания оптимальной мощности в зависимости от загрузки, обеспечить режим тяжелого запуска груженого конвейера, исключить проскальзывание и порыв полотна. Развитие ООО «Электромашина» по направлению разработки и внедрения комплексов управления ленточными конвейерами привело к реализации проекта надземного комплекса управления ленточным конвейером – САУ-ЛК (станция автоматического управления ленточным конвейером). САУ-ЛК представляет собой комплекс надземного исполнения блочномодульного типа мощностью от 500 до 2000 кВт, напряжением от 0,4–10 кВ, удаленность до электродвигателей может составить до 15 км. САУ-ЛК укомплектована распределительным устройством высокого напряжения (РУВН), преобразовательно-частотным комплексом, распределительным устройством низкого напряжения (РУ-0,4/0,69 кВ), системой управления (САУ), силовыми изолирующими трансформа-

КРУВ -6Е

№ 8 (49), август, 2013 г.

РКСВ тип 2

КТПВШ тип 2 торами, а также предусмотрено оборудование для поддержания внутреннего микроклимата (отопление, вентиляция, кондиционирование). На сегодняшний день комплекс САУ-ЛК 3,3 кВ запущен и эффективно эксплуатируется на шахте «Котинская» Кемеровской области. Логическим продолжением развития направления по изготовлению комплектных трансформаторных подстанций стало расширение производственных мощностей. Предприятие разрабатывает и изготавливает электрощитовое оборудование на токи до 6300 А, с формой секционирования от 2а до 4b: •вводно-распределительные устройства (ВРУ); •главные распределительные щиты (ГРЩ); •шкафы управления насосными и вентиляторными установками; •шкафы автоматического ввода резерва (АВР) на контакторах или автоматических выключателях с моторными приводами; •шкафы оперативного постоянного тока (ЩПТ); •щиты силовые (ЩС), осветительные (ЩО), распределительные (ЩР); •щиты и пульты управления и автоматики. ООО «Электромашина» гарантирует высокое качество изготовления. Комплектация электрошкафов аппаратурой производства АВВ, Siemens, Phonex Contact, Rittal обеспечивает максимальную надежность и безопасность. Специалисты предприятия комплексно решают вопросы организации питания, распределения и управления конвейерных систем. Начиная с предпроектного освидетельствования, вы будете работать с высокопрофессиональным и опытным коллективом ООО «Электромашина», что позволит вам в требуемые сроки и в рамках согласованного технического задания получить соответствующий результат. Р

650051 Кемерово, ул. 2-я Камышинская, д. 2 А 8(3842) 28-37-47, 28-38-97 e-mashina@yandex.ru

19

Клуб главных энергетиКов | оао «уралКалий»

Энергоэффективные трансформаторы мирового уровня ОАО «Свердловский завод трансформаторов тока» производит измерительные трансформаторы тока и напряжения с литой изоляцией уже 70 лет. Марку «СЗТТ» знают не только в России, но и за рубежом – благодаря высокому качеству продукции и доказанной энергоэффективности. КАЧЕСТВО ПРОВЕРЕНО КЛиЕНТАМи За последнее десятилетие ОАО «Свердловский завод трансформаторов тока» оснастило производство самым современным оборудованием лучших мировых производителей, что обеспечивает высокое качество продукции, соответствующее мировым стандартам. Сегодня номенклатура измерительных трансформаторов тока и напряжения насчитывает несколько сотен позиций, при этом разработки конструкторских отделов завода постоянно обновляются и совершенствуются. Марка «СЗТТ» хорошо известна как крупным сетевым энергокомпаниям, таким как «МРСК» и «ФСК», так и индивидуальным потребителям. Высокое качество, а также выгодные в сравнении с конкурентами цены позволили продукции ОАО «СЗТТ» обрести популярность не только в России, но и за рубежом – свердловские трансформаторы знают в Украине, Белоруссии, Казахстане, Индии, Ираке и других странах мира.

ЛиДЕР В РЕСУРСОСБЕРЕЖЕНии

новинКи ПроизводСтва: ячейКи Кру и КСо СобСтвенной разработКи; КтП; Силовые транСформаторы С литой изоляцией.

ПодробноСти – на Сайте

ОАО «Свердловский завод трансформаторов тока» – одно из первых предприятий региона, которое пошло по пути наименьших потерь ресурсов на производстве. Энергоэффективные технологии здесь начали внедрять еще в начале этого века. Так, первым шагом, сделанным в этом направлении, было сокращение потерь тепловой и электрической энергии. Еще в 2003 году была проведена модернизация системы вентиляции предприятия, что позволило снизить теплопотери на 30%. Параллельно с этим была проведена работа по утеплению производственных зданий, а также было установлено новое технологическое малозатратное

оборудование. Это также снизило расходы электроэнергии на 45%. «Мы вынуждены были считать затраты на ресурсы еще до внедрения федерального закона «Об энергосбережении», – рассказывает главный энергетик ОАО «СЗТТ» Валерий Макаров. – И эта работа сразу же принесла положительные результаты». Действительно, уже в 2005 году предприятие было признано лидером в энергоэффективности среди екатеринбургских производств. Следующий шаг – внедрение системы энергоменеджмента ISO 50001. И работа в этом направлении уже активно ведется.

ДОКАЗАННАЯ ЭНЕРГОЭФФЕКТиВНОСТь Продукция ОАО «Свердловский завод трансформаторов тока» во многом превосходит образцы европейских производств. Так, в 2006 году на «СЗТТ» начался выпуск литых силовых трансформаторов, особенностью которых стали малые энергопотери. Собственная разработка конструкторского бюро завода составила достойную конкуренцию мировым производителям – за счет своего высокого качества и при этом выгодной цены. Кстати, разработку впервые опробовали на самом «СЗТТ». И испытания на заводе-производителе, и опытная эксплуатация доказали, что сегодня трансформаторы свердловского завода – принципиально новые, конструктивные и надежные изделия, по своим характеристикам входящие в число лучших образцов мирового трансформаторостроения. В их конструкции используются самые современные технологии, которые обеспечивают высокий класс точности, снижают расходы на эксплуатацию изделий. Это подтверждено не только партнерами и заказчиками завода. В 2010 году «СЗТТ» был вручен диплом «Тюменской ярмарки» за производство оборудования, обеспечивающего энергоресурсосбережение. Р

620043 Екатеринбург, ул.Черкасская, 25 Тел. (343) 234-31-02 (03), 379-38-19 marketing@cztt.ru www.cztt.ru

20

ЭНЕРГОНАДЗОР

Энергоэффективность

Преображение города N Н

е секрет, что бюджеты муниципалитетов, особенно небольших, располагают скудными финансовыми средствами. Где взять деньги на модернизацию уличного освещения? На помощь приходит энергосервисный контракт. Например, на освещение улиц города N в год тратится 1 000 000 рублей. Замена ртутных ламп, установка автоматических систем управления и систем контроля позволят снизить затраты в 4 раза. И здесь начинается самое интересное! Компания «ЭСКОР» заключает энергосервисный контракт с администрацией города N и берет на себя все затраты по энергоаудиту, разработке проектной документации и обеспечению технической стороны контракта, то есть осуществляет целый ряд энергосервисных мероприятий, включающий в себя замену оборудования. При этом реальная экономия средств составит до 75%. Гарантия на все работы – 5 лет. Кстати, столь долгий гарантийный срок никто, кроме компании «ЭСКОР», не предлагает. То есть, не вкладывая на первоначальном этапе ни копейки, город получает полный пакет документации, включающий в себя итоговые результаты энергоуадита, анализ «слабых» мест системы энергоснабжения, перечень необходимых мероприятий с детализацией планов их проведения. Кроме того, за счет компании «ЭСКОР» проводится заме-

на уличных светильников на современные светодиодные, утилизация старых ртутных ламп, устанавливаются, при необходимости, системы автоматизации и контроля. Полная стоимость работ составляет примерно 3 000 000 рублей. В итоге через пять лет муниципалитет получает в полную собственность новую систему освещения и начинает экономить до 75% средств. Принцип работы с предприятиями примерно такой же. К каждому заказчику компания «ЭСКОР» применяет строго индивидуальный подход, базирующийся на детальном исследовании имеющихся мощностей и предполагаемых финансовых затрат. Кроме того, согласно российскому законодательству, предприятие, вкладывающее средства в создание объектов, имеющих высокую энергетическую эффективность, получает ряд преференций («ЭСКОР» включает юридическую консультацию по льготам в представляемый пакет). После замены устаревшей системы освещения предприятие без проблем сможет пройти аттестацию рабочих мест. В итоге окупаемость проекта для предприятия составляет около 2 лет. Бонус – резерв сэкономленной электроэнергии позволяет безболезненно заниматься расширением производства либо продавать энергоресурсы нуждающимся соседям. Р

ООО «ЭСКОР» 443028 Самара, п. Мехзавод, квартал 2, д. 50 Тел. (846) 957-05-00, 8-903-330-12-78, директор Викол А.А. escor.rus@mail.ru

На правах рекламы

№ 8 (49), август, 2013 г.

21

Энергоэффективность | Круглый стол

Промышленность: вызываются добровольцы Дмитрий Серебряков, исполнительный директор СРО НП «Союз «Энергоэффективность»: – За четыре года новейшего курса на энергоэффективность в России ситуация развивается стремительно. Но что обычно обсуждается? Проблематика бюджетной сферы, и этому есть причины. В то же время назрела острая необходимость говорить о повышении энергоэффективности в промышленности. Реальный сектор остается одним из основных потребителей топлива и энергии в стране, он является и основным двигателем экономики. Взаимодействия с промышленным сектором в направлении энергоэффективности явно недостает. Поэтому СРО НП «Союз «Энергоэффективность» совместно с Комитетом по энергетике Свердловского областного союза промышленников и предпринимателей при поддержке Российского энергетического агентства и Аналитического центра при Правительстве РФ провели в рамках деловой программы Иннопром-2013 Всероссийское совещание «Повышение энергетической эффективности как драйвер модернизации промышленности и роста экономики». Удалась живейшая и на редкость динамичная дискуссия. Стенограмму можно почитать на сайте СРО, а в данном материале предлагаем реплики экспертов по заданной теме.

Валерий Родин, вице-президент, председатель Комитета по энергетике СОСПП, генеральный директор ОАО «МРСК Урала»: – Промышленники осознают, что повышение энергоэффективности в реальном секторе экономики возможно главным образом за счет модернизации, внедрения современных технологий и оборудования. За пять лет функционирования Комитет по энергетике СОСПП стал эффективной площадкой: внедрено порядка 100 инновационных разработок, рассмотренных на заседаниях Комитета. Речь идет о новых технологиях строительства, систем теплоснабжения, проектов альтернативной энергетики. Мы видим реальный интерес бизнеса к поднимаемым вопросам, а также что предприятия региона ищут возможности для совместного решения общих проблем, обсуждения актуальных вопросов. Эту работу надо обязательно продолжать и активизировать. Евгений Гашо, эксперт Аналитического центра при Правительстве РФ, доцент МЭИ, модератор совещания: – Сегодня не хватает согласия между участниками процесса под названием «энерго­ обеспечение». И государство, может быть, основной стейкхолдер. Потому что помирить интересы всех – ресурсоснабжающих компаний, промышленности и бизнеса, коммунальной сферы – можно только на государственном уровне, создав такую модель, которая бы стимулировала всех к эффективному поведению.

22

Пока же государству это не удается, инициативу берут наиболее готовые и мотивированные. В данном случае – промышленники и предприниматели, с привлечением экспертного сообщества, готовы взять ответственность, помочь в определении приоритетных направлений и начать действовать.

Алексей Конев, директор по инновациям Российского энергетического агентства: – РЭА выступает координатором и связующим звеном всех сторон, заинтересованных в продвижении политики энергосбережения, и в этой связи видит необходимость постоянного контакта и обмена опытом. Важен системный заинтересованный диалог государства и бизнеса, чтобы выявить барьеры и сложности реализации инвестиционных программ, проектов по повышению энергоэффективности и в рамках этого диалога выработать предложения по совершенствованию законодательства, нормативно-технической базы, включая систему стандартов, а также обеспечить совместную разработку и реализацию механизмов привлечения инвестиций и стимулирования мероприятий и проектов по энергосбережению и повышению энергоэффективности. Виктор Семенов, генеральный директор ОАО «ВНИПИэнергопром», председатель правления НП «Энергоэффективный город»: – Повернуть «большую генерацию» в направлении снижения издержек при модернизации очень сложно, гораздо легче в существую-

ЭНЕРГОНАДЗОР

щих условиях пойти на рост тарифов. Задача государства – изменить эти условия таким образом, чтобы стимулировать эффективных и снижающих издержки; развивать естественные экономические модели без перекрестного субсидирования и перекосов, с развитым рынком высвобожденной мощности и поощрением за нее. Усилия по энергоэффективности уже на действующих мощностях на несколько лет вперед снизят, а то и ликвидируют потребности в новой генерации в ряде регионов. Эти цепочки надо замкнуть. Как и в целом учесть на уровне государства эффект от энергосбережения в топливно-энергетическом балансе. Николай Данилов, заведующий кафедрой «Энергосбережение» УрФУ, председатель Коллегии СРО НП «Союз «Энергоэффективность»: – В контексте вступления в ВТО особое значение приобретает такой объективный фактор, как удельная энергоемкость, которая в промышленности России в несколько раз выше, чем у конкурентов. Главное, что сделано, – легализовано энергетическое планирование, промышленники начинают считать удельную энергоемкость, сравнивать себя с конкурентами. Что теперь? Каждое предприятие должно разработать программу энергосбережения. И помнить, что 30% потенциала энергосбережения – человеческий фактор. Людям надо объяснять, учить их, менять восприятие, платить за эту работу. Энергосбережение должно стать народной инновацией. Из недавнего прошлого надо вспомнить такой стимулирующий механизм, как лицевые счета экономии, на Западе это по-модному называется «зелеными сертификатами». А главным мерилом инновационности в промышленности должен стать критерий снижения энергоемкости. Василий Степаненко, директор «Энергосервисной компании «Экологические системы», главный редактор электронного журнала «ЭСКО», Украина: – Сегодня необходимо решить три связанные задачи: 1. Создать долгосрочные стратегии модернизации отраслей и предприятий, освоить забытые навыки долгосрочного энергетического планирования.

2. Государство может способствовать этому стимулированием применения мировых стандартов энергоэффективности (ISO 50001) и развитием энергосервиса.

3. Начать разработку ГОЭЛРО-2, представляющего собой энергоэффективные промышленность и сельское хозяйство, непрерывно снижающие потребность в топливе и энергии, а также термомодернизацию всех зданий со снижением потребности в тепле в 3–5 раз и новые системы теплоснабжения.

№ 8 (49), август, 2013 г.

Антон Воробьев, председатель правления Консалтинговой группы «ФИНЭКС», председатель подкомитета по международной стандартизации и сертификации СОСПП: – Важно, что могут сделать сами предприятия для энергоэффективности. На помощь приходит лучшая мировая практика: международный стандарт ISO 50001:2011. Он позволяет создать на предприятии постоянно действующую систему непрерывного повышения энергоэффективности. Сегодня для применения этой практики есть масса возможностей, и многие российские компании уже взяли ее на вооружение. Леонид Шалимов, генеральный директор ФГУП «НПО автоматики имени академика Н.А. Семихатова»: – «НПО автоматики» – не только центр инженерных компетенций с опытом реализации оборонных заказов, мы имеем специализированное подразделение и предлагаем услуги энергосервиса. Прежде всего, требует комплексной доработки отечественная нормативно-правовая база. ЭСКО надо дать юридическую возможность заключать энергосервисные договоры, чтобы заказчикам были понятны условия, рамки, риски.

– Второе – очень остро стоит вопрос активизации взаимодействия между ответственными ведомствами областного уровня, муниципалитетами и промышленностью. Мы не можем достучаться до местных властей. А ведь результатом конструктивного взаимодействия стали бы и активизация региональной промышленности, и экономический эффект в коммунальной сфере на территориях. Ремир Мукумов, генеральный директор ОАО «ЭСКО Тюмень­ энерго»: – Нужно поощрять энергоэффективное поведение в промышленности. Известен из зарубежной практики механизм Rebate, или компенсация сбереженной мощности, когда ресурсная компания платит потребителю за установку более энергоэффективного оборудования, что снижает ее расходы на инфраструктуру и стоимость присоединения. Это способствует модернизации промышленности, эффективности генерации, развитию энергосервиса. Сегодня часто промышленная площадка заявляет мощность, которую не может потом выбрать, а поставщик вкладывается в инфраструктуру, не получая отдачи. ЭСКО могут взять неэффективные производственные участки и снизить потребляемые ими мощности, а за достигнутый эффект получить компенсацию от ресурсника. Подготовила М. Степанова

23

Энергоэффективные решения в стройиндустрии

Темпы перевооружения отрасли растут Применение современных энергоэффективных строительных технологий является сегодня одним из ключевых направлений государственной политики в сфере строительства. Об этом в интервью нашему изданию рассказал министр регионального развития Российской Федерации Игорь СЛЮНЯЕВ. строительные материалы, производимые на устаревших, энергозатратных, изношенных мощностях, имеют высокую себестоимость, которая отражается на конечной цене строящегося объекта. А в структуре стоимости строительно-монтажных работ доля строительных материалов в среднем составляет 60%. От состояния производства строительных материалов, изделий и конструкций, их ценовых показателей напрямую зависит развитие промышленного строительства, обеспечение комфортным жильем, в том числе экономического класса, граждан Российской Федерации, на что нас нацеливает Президент России В.В. Путин. Применение современных энергоэффективных строительных технологий, повышение качества строительной продукции и снижение ее себестоимости – ключевые направления государственной политики в сфере строительства. На решение этого круга задач направлена деятельность Минрегиона России, Госстроя, государственных институтов развития.

24

– Игорь Николаевич, для многих российских предприятий стройиндустрии применение энергоэффективных технологий в производстве является вопросом выживаемости самих этих предприятий. Насколько сегодня остра эта проблема с вашей точки зрения?

– Насколько сегодня российские технологии, оборудование и материалы для промышленного и жилищного строительства конкурентоспособны с зарубежными аналогами? Назовите наиболее удачные энергоэффективные решения в стройиндустрии отечественных разработчиков и производителей.

– Проблема действительно существует. В настоящее время износ оборудования на некоторых предприятиях стройиндустрии составляет до 70%, это, на мой взгляд, критическое значение. В наибольшей степени проблема характерна для предприятий цементной подотрасли, хотя и другие сектора, в том числе производство конструкций для крупнопанельного домостроения и быстровозводимого малоэтажного жилья, нуждаются в технологическом обновлении. Очевидно, что предприятия, выпускающие строительные материалы на устаревшем оборудовании, в большей степени подвержены риску снижения рентабельности производства, экономической нестабильности и, как следствие, потере рынков сбыта. Их модернизация – действительно вопрос жизни и смерти для самого предприятия. И это же – вопрос конечной стоимости возводимых объектов. Потому что

– В настоящее время нельзя однозначно дифференцировать понятия отечественных или зарубежных строительных материалов, так как при строительстве новых или модернизации действующих российских предприятий по производству строительных материалов внедряются используемые в мире передовые технологии, устанавливается импортное оборудование, привлекаются иностранные специалисты. Выпуск высокотехнологичных, энергоэффективных строительных материалов производителями напрямую зависит от соблюдения технологических процессов, что позволяет привести к одному знаменателю понятия отечественного и зарубежного продукта. Например, технологическое оборудование большинства предприятий цементной отрасли переформатируется: предприятия переходят от энергоемкой технологии, так называемого

ЭНЕРГОНАДЗОР

«мокрого» способа, на энергоэффективный «сухой» способ производства с использованием зарубежного оборудования. Показательным примером сочетания отечественных технологий, оборудования и специалистов являются разработанные российскими конструкторами технологии обработки бруса для применения в малоэтажном строительстве. Они реализуются на специальном оборудовании и позволяют модифицировать физические свойства древесины по плотности и внешнему виду поверхностей, продлевают жизненный цикл древесных изделий. Примером внедрения инновационных энергоэффективных технологий при комплексной застройке является новый микрорайон Академический в Екатеринбурге. Этот проект уникален не только своими размерами – самый большой проект в России, 13 миллионов квадратных метров на 325 тысяч жителей, он также выделяется своей градостроительной концепцией, предлагающей людям новое качество жизни, направленное на энергосбережение и охрану окружающей среды. Особенность конструктивного решения ограждающих конструкций объектов капстроительства в Академическом – применение пенобетонных блоков с энергоэффективными утеплителями. На всех зданиях нового жилого комплекса используется тепловизионное сканирование, что помогает выявлять дефекты энергопроводимости. Применение энергоэффективных технологий при строительстве микрорайона Академический принесло ощутимый эффект, выражающийся в снижении энергопотребления на 33% по сравнению с остальным жилищным фондом Екатеринбурга. В микрорайоне функционирует Центр энергоэффективности, ставший местом общения специалистов-энергетиков, с помощью которого передовой опыт распространяется на остальные территории города и региона.

– Побуждает ли государство применять энергоэффективные решения? Есть ли какая-то система стимулов для строительных организаций?

– Ни одно предприятие не откажется от модернизации оборудования, внедрения в производство инновационных технологий, весь вопрос – в государственном регулировании и стимулировании активности предприятий по внедрению энергоэффективных технологий. На сегодняшний день совершенствуется законодательная база в сфере энергоэффективности. Федеральным законом от 23 ноября 2009 года № 261-ФЗ «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации» созданы правовые, экономические и организационные основы стимулирования энергосбережения и повышения энергетической эффективности. Статьей 42 внесены изменения в Градостроительный кодекс Российской Федерации, устанав-

№ 8 (49), август, 2013 г.

Минрегионом рассматриваются предложения об определении субъектов Российской Федерации для размещения на их территориях пилотных проектов по развитию производства основных видов энергоэффективных строительных материалов.

ливающие требования энергетической эффективности объекта капитального строительства при его проектировании, выдаче разрешения на строительство, осуществлении государственного строительного надзора и сдаче объекта в эксплуатацию. Минрегионом России разработана и принята Стратегия развития промышленности строительных материалов и индустриального домостроения на период до 2020 года, в которой одним из основных направлений является создание производства номенклатуры современных высококачественных энергосберегающих и конкурентоспособных строительных материалов, изделий и конструкций. До конца текущего года мы актуализируем Стратегию. Также Минрегионом рассматриваются предложения об определении субъектов Российской Федерации, входящих в состав Центрального, Приволжского, Северо-Западного, Уральского и Южного федеральных округов, для размещения на их территориях пилотных проектов по развитию производства основных видов энергоэффективных строительных материалов, в том числе изделий и конструкций для крупнопанельного домостроения, и экспериментальному строительству жилых домов с использованием инновационных децентрализованных инженерных систем, с учетом сырьевых ресурсов и климатических условий.

– Проявляют ли активность строительные СРО во внедрении энергоэффективных решений в строительстве?

– Саморегулируемые организации такую заинтересованность проявляют. Поскольку, помимо законодательного регулирования вопросов энергоэффективности со стороны государства, существуют очевидные экономические выгоды при строительстве новых или модернизации действующих предприятий, внедряющих энергоэффективные технологии. Это приводит к повышению конкурентоспособности их продукции на внутреннем и внешнем рынках. Минрегион и Госстрой взаимодействуют с саморегулируемыми организациями, привлекаем их к проведению научно-исследовательских работ по энергоэффективности. Я бы отметил тенденцию наращивания темпов перевооружения и внедрения энергосберегающих технологий предприятиями по производству цемента, панелей и конструкций для крупнопанельного домостроения, стеновых и некоторых других материалов. Это положительно повлияет на экономическую составляющую, а также, что немаловажно, – на решение вопросов охраны окружающей среды.

25

Энергия региона | Нижнее Поволжье

Как бороться с дефицитом Для ускоренного развития региональной экономики в Астраханской области активно строятся генерирующие мощности, работа которых основана на современном принципе когенерации, отмечает заместитель председателя правительства – министр промышленности, транспорта и природных ресурсов Астраханской области Сергей КРЖАНОВСКИЙ. единственно возможный сегодня путь для нашего региона – это привлечение инвестиций со стороны финансовых структур. Он требует тщательной проработки схемы финансирования и механизма возврата средств, что мы сейчас и делаем. В июле этого года состоялось совещание с участием представителей ОАО «МРСК Юга», проектных организаций, ЗАО «ТехХолдинг», администрации города Астрахани и областного правительства для проработки этого вопроса. В энергосистеме региона летний максимум нагрузки уже приближается к зимнему максимуму. Такое положение значительно усложняет возможность вывода электроустановок в ремонт при подготовке к осенне-зимнему периоду. Однако благодаря высокому профессионализму астраханских энергетиков, умелой работе регионального диспетчерского управления все работы ведутся в плановом режиме. Отмечу, что природные катаклизмы последних лет неоднократно испытывали на прочность наших энергетиков, но массовых отключений потребителей не происходило.

– Какие важнейшие инвестиционные проекты по развитию электрогенерации и электросетевого хозяйства реализуются в Астраханской области?

– Сергей Николаевич, каковы наиболее проблемные места в энергетике региона?

– Энергосистема Астраханской области весьма похожа на энергосистемы соседних регионов: имеет место изношенность электрических сетей, недостаточность собственной генерации. Средняя изношенность сетей в Астраханской области – около 70%. Без серьезных «вливаний» решить эту проблему невозможно. Инвестиционной программы сетевой компании хватает на первоочередные работы, а ведь с каждым годом сети стареют и изнашиваются. Требуется как минимум 5 млрд. рублей на реновацию сетей. Это один из первостепенных вопросов, над которым мы сегодня работаем. Прорабатывали неоднократно возможность привлечения средств федерального бюджета, но, пожалуй,

26

– Учитывая недостаток собственной генерации, приходится активно решать вопросы строительства новых электростанций и сетей. Поэтому мы работаем в тесном сотрудничестве с инвесторами – ОАО «ЛУКОЙЛ», ООО «Евразияэнерго», ОАО «МРСК Юга», «Волго-Донское ПМЭС» ОАО «ФСК ЕЭС». В целях создания условий для ускоренного развития экономики региона правительством Астраханской области совместно с ОАО «ЛУКОЙЛ» было принято решение о строительстве в Астраханской области двух парогазовых электростанций, работающих на природном газе. Так, в 2011 году была введена в эксплуатацию современная электростанция мощностью 110 МВт с парогазовыми установками на территории Астраханской ГРЭС. Она заменила собой изношенную Астраханскую ГРЭС, работавшую с 1948 года. В новой электростанции использованы последние достижения инженерной мысли, работа оборудования оказывает значительно меньшую экологическую нагрузку на регион. В настоящее время ООО «ЛУКОЙЛ-Астраханьэнерго» реализует еще один важный для региона инвестиционный проект – строительство мощной электростанции ПГУ-235 МВт. По сравнению с

ЭНЕРГОНАДЗОР

существующими теплоэлектростанциями, ПГУ позволит значительно сократить удельный расход топлива для производства электроэнергии, а также в два раза снизить уровень вредных выбросов в атмосферу. Ввод электростанции запланирован на сентябрь 2013 года. Еще один важный проект – строительство электростанции ГТУ-ТЭЦ в городе Знаменске мощностью 44 МВт, которое осуществляет ООО «Евразия-Энерго». Этот проект направлен на обеспечение мощностью энергосистемы региона и развитие системы ЖКХ Знаменска. Работа электростанции предусматривается по принципу когенерации, что приведет к наиболее полному использованию теплоты сгорания газа и повышению коэффициента полезного действия электростанции. Окончание работ по сооружению электростанции планируется в 2014 году. Электросетевые компании также реализуют инвестиционные проекты: строят новые электростанции и сети. Так, в конце декабря прошлого года Волго-Донским ПМЭС ОАО «ФСК ЕЭС» введена в эксплуатацию новая подстанция «Газовая» напряжением 220/110/10 кВ. Она заменила старую подстанцию, оборудование которой не могло обеспечить нормальную работу Астраханского газового комплекса. Кроме того, введен в эксплуатацию ряд других подстанций ОАО «МРСК Юга»- «Астраханьэнерго», среди которых подстанция «Юбилейная» напряжением 110/35/10 кВ. Подстанция имеет важное значение для обеспечения электроэнергией потребителей всей центральной части Астрахани. С ее вводом у энергетиков появилась возможность перевести часть нагрузки городских подстанций с 6 на 10 кВ, что приведет к снижению потерь электроэнергии на 3–5%. Развивается распределительная электрическая сеть, осуществляется реконструкция и модернизация оборудования. Филиалом ОАО «МРСК Юга» – «Астраханьэнерго» проводится огромная работа по осуществлению технологических присоединений новых потребителей. Астраханская область также располагает широкими возможностями по использованию энергии ветра и солнца, поэтому развитие альтернативной энергетики является перспективным направлением для нашего региона. Совместно с ООО «Авелар солар технолоджи», ЗАО «Ветрогенерирующая компания» и ООО «ВетроОГК» мы прорабатываем вопросы возможного строительства солнечных и ветровых электростанций в Астраханской области. К сожалению, пока законодательство слабо поддерживает производителей так называемой «зеленой энергии».

– Какие предприятия Астраханской области активно реализуют программы по модернизации своего энергетического хозяйства, а также по внедрению энергосберегающих технологий и оборудования?

№ 8 (49), август, 2013 г.

– Ряд предприятий и организаций Астраханской области проводят серьезные мероприятия по реконструкции своего энергетического хозяйства. Ими осуществляется не только реконструкция электрических сетей, но и теплового хозяйства. Это такие организации, как ООО «Газпром добыча Астрахань», Южный филиал «Газпром энерго», Южный филиал «Оборонэнерго», ООО «Квант-4», ООО «Порт Оля» и другие. К примеру, ООО «Порт Оля» решило самостоятельно построить газопоршневую электростанцию. При этом для нужд предприятия будет использоваться не только собственная электрическая энергия, но и тепловая, вырабатываемая этими установками. Значительно экономить энергоносители и финансы позволяет когенерация. С ее использованием в нашем регионе, в частности, осуществляется реконструкция ОАО «ТЭЦ-Северная», которое установило газопоршневые генерирующие установки и планирует использовать тепловую энергию, выделяемую этими установками при выработке электроэнергии. Некоторые предприятия внедряют системы автономного электроснабжения. Так, в 2011 году на хлебопекарном предприятии ООО ПКФ «Тибет» пущена в эксплуатацию газопоршневая электростанция блочного типа АГП-60, что в условиях постоянного роста тарифов на электроэнергию является реальным путем повышения эффективности производства. Организациями электроэнергетики Астраханской области самостоятельно разработаны, утверждены и внедряются мероприятия по энергосбережению, в том числе по снижению потерь электрической энергии. Программа ООО «ЛУКОЙЛ-Астраханьэнерго» включает мероприятия по снижению потерь тепла при его передаче от источников до потребителей, замене электродвигателей с большей на меньшую мощность, применение частотного регулирования приводов и т.д. В настоящее время ОАО «МРСК Юга» совместно с правительством Астраханской области прорабатывается вопрос реализации Программы мероприятий по реновации электросетевого оборудования филиала ОАО «МРСК Юга» – «Астраханьэнерго» на территории Астрахани. Смысл в том, чтобы сделать «интеллектуальным» передачу и распределение электрической энергии, насытить электрические сети современными средствами диагностики, электронными системами управления. Это позволит в разы уменьшить потери при передаче электрической энергии от генератора к потребителю, даст возможность оптимально перераспределять энергетические потоки и, как следствие, уменьшить пиковые нагрузки. Проект действительно уникален – до настоящего времени он не внедрялся еще ни в одном регионе России. Энергетики в очередной раз доказывают, что идут в ногу со временем – временем инноваций и технического прогресса, применяя новые технологии ради благополучия потребителей и динамичного развития региона.

На реновацию электрических сетей в

Астраханской

области требуется как минимум

5 млрд. рублей 27

Энергия региона | Нижнее Поволжье

Лидеры и аутсайдеры

Сравнительный анализ данных о выполнении программ установки приборов учета потребления энергоресурсов в Южном макрорегионе

П

Ирина Сахарова, аспирант ВолГУ (Волгоград)

роблема энергоэффективности и энергосбережения в настоящее время является одной из наиболее актуальных для всех регионов РФ. В июне 2008 года был опубликован Указ Президента РФ № 889 «О некоторых мерах по повышению энергетической и экологической эффективности российской экономики». В соответствии с данным Указом в 2009 году принят Федеральный закон № 261 об энергосбережении и повышении энергетической эффективности, в котором предусмотрены разработка и утверждение соответствующих государственных программ на федеральном, региональном и муниципальном уровнях. По состоянию на 1 января 2012 года ФГБУ «Российское энергетическое агентство» предоставило рейтинг активности субъектов РФ по реализации данного закона и проведению мероприятий в сфере энергосбережения и энергоэффективности, результаты представлены на рисунке 1. В данном рейтинге лидируют Уральский, Сибирский и Приволжский федеральные округа. Южный федеральный округ занимает пятую позицию. Данный результат можно объяснить тем, что в 2011 году процесс фактического финансирования региональных программ не обеспечил реализацию значительной части мероприятий в области энергосбережения и энергоэффективности. В Южном макрорегионе, и в особенности в Волгоградской области, проблема энергосбережения и энергоэффективности стоит с исключительной остротой, о чем свидетельствует наиболее высокий по сравнению с другими регионами показатель электроемкости ВРП. [1] Для большинства регионов Российской Федерации, как и для Волгоградской области, характерны

УФО

47,1 41,42

СФО ПФО

40,42 38,82

СЗФО

37,9

ЮФО

35,26

ЦФО ДФО СКФО

28,49 21,66

Рис. 1. Рейтинг активности исполнения ФЗ № 261 в разрезе федеральных округов

28

следующие общие проблемы, непосредственно влияющие на эффективность потребления топливно-энергетических ресурсов (ТЭР): • значительный моральный и физический износ основных фондов; • низкий уровень квалификации технических специалистов; • низкая плотность населения в муниципальных образованиях, удаленность социальных объектов, значительная протяженность инженерных сетей; • значительные потери при производстве, передаче и потреблении энергоресурсов, существенный расход первичных энергоресурсов; • низкий уровень доходов и платежеспособности потребителей ТЭР, низкая обеспеченность средствами областного и муниципальных бюджетов для успешной реализации инвестиционных программ в сфере энергосбережения и повышения энергоэффективности; • дефицит специалистов и организаций в сфере оказания услуг энергоаудита, энергосервиса, энергоменеджмента. В соответствии с данными проблемами были выявлены приоритеты государственной политики в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности, одним из направлений которых стало комплексное оснащение потребителей средствами учета, контроля и автоматического регулирования потребления энергоносителей на производстве и в быту. Проанализируем оснащенность приборами учета в разрезе регионов и округов РФ за 2011 год. Для расчетов были выбраны 5 основных энергоресурсов (ЭР): электроэнергия, теплоэнергия, газ, холодная и горячая вода. На основе данных Единой межведомственной информационностатистической системы (ЕМИСС) по всем ЭР был использован следующий показатель оснащенности: O RПОi =–––i Пi где: О i – оснащено приборами учета, шт.; Пi – подлежит оснащению приборами учета, шт.; i – вид ЭР. По оснащенности приборами учета электроэнергии среди федеральных округов лидируют Приволжский, Северо-Западный и Северо-Кавказский федеральные округа, при этом УФО, СФО и ДФО демонстрируют достаточно высокие показатели, выше среднего по РФ. Южный федеральный округ (ЮФО)

ЭНЕРГОНАДЗОР

находится на предпоследнем месте. В разрезе областей ЮФО лидируют Республики Адыгея и Калмыкия, Волгоградская область занимает 4-е место. В СКФО максимальный показатель демонстрирует Чеченская Республика, в то время как Республика Ингушетия показывает 1% оснащенности. Среди округов по показателю оснащенности приборами учета газа лидирует Сибирский ФО, последнее место занимает Северо-Западный ФО. Южный ФО находится на пятом месте. Среди регионов ЮФО наибольший показатель оснащенности демонстрирует Астраханская область, наименьший – Ростовская область. Волгоградская область находится на 4-м месте. В СКФО наиболее высокие показатели демонстрируют Республики Дагестан, Северная Осетия и Чеченская Республика. Минимальный показатель у Республики Ингушетия. Показатель оснащенности приборами учета горячей и холодной воды в РФ составляет 74%, что ниже на 6% показателя по электроэнергии и на 10% по газу. Среди федеральных округов наибольшую оснащенность демонстрирует Северо-Кавказский ФО, наименьшую – Центральный ФО. По регионам ЮФО наибольший показатель, выше среднего по России, демонстрирует Республика Адыгея, наименьший – Ростовская область. В СКФО 100 %-й показатель у Республики Дагестан. По оснащенности приборами учета тепло­ энергии. Южный ФО занимает вторую позицию, после Приволжского ФО. Наиболее низкий (60%) показатель у Северо-Западного ФО. В разрезе областей Южного ФО наибольший процент демонстрирует Республика Адыгея, наименьший – Краснодарский край. Волгоградская область занимает пятое место. По регионам СКФО лидируют Дагестан и Чеченская Республика – 100%-я оснащенность приборами учета.

В разрезе ЭР показатель оснащенности, как по федеральным округам, так и по субъектам РФ, является различным. Поэтому для составления обобщенного рейтинга используем следующий показатель: 5

1 (Oi ) –– RПО = –5  i=1 П i

Результаты расчета представлены на рисунке 2. Обобщенный показатель оснащенности приборами учета в среднем по РФ составил 76%. Среди федеральных округов наибольший показатель, выше среднего по РФ, демонстрирует СевероКавказский ФО, данный факт можно объяснить наименьшим количеством приборов учета, требуемых к установке, по сравнению с другими округами. Республика Дагестан демонстрирует практически 100%-ю оснащенность, что выше как среднего показателя по РФ, так и по всем субъектам. Южный ФО находится на 6-м месте, однако разброс значений по сравнению с СЗФО, УФО и СФО составляет 2–4%. Волгоградская область занимает 3-е место среди областей ЮФО и демонстрирует достаточно высокий показатель, выше среднего по РФ и Южному ФО. Можно сделать вывод, что программа по повышению эффективности использования энергетических ресурсов во всех регионах РФ реализуется достаточно успешно. Оснащенность приборами учета при высоком темпе выполнения данного направления может достигнуть 100%, однако данное условие выполнимо при своевременном выделении средств федерального бюджета для финансирования региональных программ энергосбережения и ужесточении контроля за выделением и расходованием соответствующих средств на уровне региональных и местных бюджетов.

100 % 90 % 80 % 70 % 60 % 50 % 40 % 30 % 20 % 10 % Республика Ингушетия

Кабардино-Черкесская Республика

Кабардино-Балкарская Республика

Ставропольский край

Республика Северная Осетия

Чеченская Республика

Республика Дагестан

Ростовская область

Республика Калмыкия

Краснодарский край

Волгоградская область

Астраханская область

Республика Адыгея

ЦФО

ДФО

ЮФО

СЗФО

СФО

УФО

ПФО

СКФО

РФ

0%

Рис.2. Рейтинг оснащенности приборами учета по территориям федеральных округов, а также регионов ЮФО и СКФО в 2011 году

№ 8 (49), август, 2013 г.

29

энергия региона | нижнее Поволжье

Большому проекту – большое плавание

3 июля 2013 года состоялось очень важное для всего отечественного судостроения событие. В 5.30 утра от пирса завода «Красные баррикады» отошла плавучая буровая установка «Каспийский бурильщик» (CaspianDriller), порт приписки Мальта, Валетта.

«К

ОАО «ССЗ «Красные Баррикады» 416356 Астраханская обл., икрянинский р-н, р.п. Красные Баррикады, ул. Рабочая, 1 Тел. (852) 61-20-10 Факс 61-20-09 www.kras-bar.com

30

аспийский бурильщик» – самый сложный в исполнении проект, в который вдохнули жизнь корабелы завода «Красные баррикады» за последние годы. По крайней мере, последняя по счету самоподъемная плавучая буровая установка, собранная нашими специалистами «от киля до клотика», была сдана в эксплуатацию в 1995 году. Это была плавучая буровая «Таврида», сильно измененный прототип знаменитой ПБУ «Каспий». После «Тавриды» в портфеле заказов были буровые установки, но другого типа. Данный же заказ, воплощенный в металле, был подготовлен проектноинжиниринговой фирмой Fridе&Gоldman, работа над ним оказалась и технологически непростой, и дорогостоящей, но самое главное – передовой с точки зрения современных взглядов на офшорное судостроение. Кроме разработчиков проекта, транснациональной компании F&G, в строительстве приняли участие специалисты еще более полутора

десятков стран – в век глобализации это считается обычной практикой, нам же с таким обилием зарубежных фирм, участвующих в солидарном строительстве, пришлось встретиться впервые. Тем не менее общий язык, который все-таки оказался русским, был найден со всеми, чему свидетельством стало окончание постройки – в сжатые сроки – новой плавучей буровой. Напомним, что сооружение объекта началось после заключения в 2010 году по-настоящему судьбоносного для предприятия контракта с фирмой из КНР «ЯньтайРаффлз»-СИМС на строительство данной буровой установки. Китайские специалисты из города-мегаполиса Яньтай стали нашими постоянными партнерами, сотрудничество с ними продолжается и сейчас. Вспомним, что заключение контракта состоялось, несмотря на происки наших недоброжелателей, которым явно не по душе успехи завода и в принципе достижения отечественного судостроения. Однако наши специалисты справились и с таким, где явным, где скрытым, противодействием. Это была уже своеобразная победа наших судостроителей, одержанная сначала за столом переговоров. Теперь наша плавучая буровая установка займет свое место в ряду других каспийских буровых, которые заняты разработкой морского шельфа, однако от них она будет отличаться не только современными линиями корпуса, но и применяемыми новыми технологиями добычи углеводородного сырья и способами защиты окружающей среды. Да и сама буровая CaspianDriller на Каспии считается объектом новейшим. Все другие – старые, подержанные или уже использовавшиеся в других местах и на других морях. По-видимому, каспийский сектор может стать и своеобразным полигоном, где будут опробованы новейшие способы добычи нефти и газа с морских глубин. И эти новые способы станут использоваться и на Сахалине, и в Арктике, и на Балтийском море, всюду и везде, где будут трудиться наши специалисты. Так что «большому кораблю – ПБУ «Каспийский бурильщик», образно говоря, предстоит и такое вот «большое плавание». Пока же новая плавучая буровая установка ушла в «плавание малое». Три мощных корабля взяли нашу ПБУ на буксир и увлекли ее – водоизмещением семь тысяч тонн – по ВолгоКаспийскому каналу в море, навстречу предстоящей плодотворной работе. Р

ЭНЕРГОНАДЗОР

Технологии и оборудование | Газотурбинные установки

Достойная замена

Комплексная модернизация газотурбинной установки ГТТ-3М

Т

урбокомпрессорные агрегаты ГТТ-3, работающие в составе технологических установок УКЛ-7, были спроектированы почти 50 лет назад. Идея модернизации давно витала в воздухе и была воплощена в агрегатах «Астра», ГТТ-3К, ГТТ-3ПН, ГТУ-8. Но требовалось новое и радикальное решение: с сохранением выходных технологических параметров сделать агрегат конструктивно проще, поднять КПД и применить современную систему автоматического управления. Не менее важным, и поэтому трудным, было сохранить установочные и монтажные размеры нового агрегата ГТТ-9, как у его предшественника – ГТТ-3М. И это понятно: можно сделать абсолютно новый агрегат, но если для его установки потребуется переделка половины цеха, вряд ли это заинтересует заказчика. ОАО «Дальэнергомаш» удалось успешно выполнить поставленную задачу. Обеспечение в модернизированном осевом компрессоре степени сжатия π*K = 7,365 позволило исключить из процесса нагнетатель. Таким образом, состав нового агрегата ГТТ-9 поменялся на полнонапорный турбокомпрессор с пусковым электродвигателем. Производится современное облопачивание компрессорной и турбинной частей турбокомпрессора для повышения КПД минимум на 5%. Проточная часть турбокомпрессора, профили рабочих и направляющих лопаток разработаны с учетом современных методов проектирования и оптимизации, применяемых в авиационном моторостроении. Эти мероприятия обеспечивают работоспособность турбины при температуре газа на входе до 800°С. Обеспечивается расход воздуха 34,5 кг/с при частоте вращения ротора 7500 об/мин. Предлагаемый полнонапорный компрессор обеспечивает необходимую степень сжатия в девяти ступенях вместо семнадцати.

Продольный разрез агрегата ГТТ-9

№ 8 (49), август, 2013 г.

Три ступени турбины вместо семи обеспечивают привод компрессора. Для расширения диапазона работы агрегата был применен входной регулирующий аппарат, позволяющий изменять расход воздуха через лопатки в пределах 85–105% от номинальной производительности. Пусковой электродвигатель был выбран с частотным преобразователем, что позволило отказаться от валоповоротного устройства. Принятые конструктивные и технические решения при модернизации ГТТ-3М обеспечивают простоту эксплуатации и обслуживания установки. Исключается необходимость обслуживания и ремонта редуктора, центробежного нагнетателя, двигателя-генератора. Отсутствие редуктора и дожимающего нагнетателя существенно сократило потребность агрегата в масле, и вместо маслосистемы «россыпью» применена система маслоснабжения, выполненная в виде отдельного маслоблока. Отсутствие соединительных муфт полностью исключает влияние расцентровок составных частей агрегата на работоспособность турбокомпрессора и значительно снижает требования к точности его установки. Проведенная модернизация позволит уменьшить трудоемкость ремонтных работ на 40–50% и сократить сроки вывода установки из эксплуатации на время их проведения. Ресурс работы ГТТ-9 составляет 150 000 часов. Улучшение технико-экономических показателей работы за счет сокращения энергопотребления, повышения производительности агрегата, снижения стоимости средних и капитальных ремонтов из-за сокращения количества узлов и деталей, имеющих ограниченный срок службы, делает агрегат ГТТ-9 достойной заменой выработавшим свой ресурс агрегатам ГТТ-3М и позволяет удовлетворить все требования заказчика по улучшению работы установки УКЛ-7. Р

ОАО «Дальневосточный завод энергетического машиностроения» 680013 Хабаровск, ул. Ленинградская, д. 28 Тел. +7 (4212) 38-15-01 Факс +7 (4212) 38-15-00 E-mail: zavod@ dalenergomash.ru www.dalenergomash.ru

31

технологии и оборудование | виэ

Ветро-солнечная электростанция на Байкале

Первые шаги по использованию возобновляемых источников энергии в Восточной Сибири

С

Владимир ГОЛОВЩиКОВ, генеральный директор СРО НП «ВосточноСибирское объединение энергоаудиторов», советник генерального директора ОГУЭП «Облкоммунэнерго», к.т.н., ст.н.с. РАН (Иркутск)

итуация с реализацией Федерального закона от 23 ноября 2009 года № 261-ФЗ «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности» в стране, по состоянию на январь 2013 года, близка к критической. Например, по информации Минэнерго РФ (письмо зам. министра А. Ю. Инюцына на имя А. В. Дворковича) процент выполнения обязательных энергетических обследований, которые должны были быть закончены к 31 декабря 2012 года, среди федеральных организаций не более 19%, а по федеральным округам – не более 31%. В Иркутской области ситуация лучше, но также далека от идеальной. Следует отметить, что качество уже проведенных обязательных энергетических обследований тоже совершенно различное – от чисто формальных до тщательных проработок. В такой ситуации ожидание полного окончания энергообследований, чтобы сделать затем следующий шаг к энергосервисным контрактам, – растянется на многие годы. Понимая это, в Иркутской области уже сейчас начали предприниматься первые реальные шаги по повышению энергоэффективности (модернизация котельных с переходом на современные методы сжигания различного топлива, зоны широкого охвата приборным учетом, «умные» электрические сети Smart grid и т.д.) и использованию возобновляемых источников энергии – «умные дома» с солнечными панелями, применение тепловых насосов, ветро-солнечные установки. Именно последнее направление рассмотрим подробнее. Несмотря на то, что Иркутская область является энергетическим гигантом России с до-

Доля генерации, кВт•ч 800 600 400 200

0.48 0.54 305.508 95.52 0.53 390.42

136.14

0.90

0.54 0.53 0.56

0.65

0.57

353.64 1.06 330.30 427.32 421.56 111.66 343.38 429.72 376.62

248.22 231.12 0.0 256.08 227.94 207.60 195.60 248.40 224.88 278.94 164.46 0.07 366.54 192.66

31 .0 5.

20 13 01 .0 6.

20 02 13 .0 6.

20 13 03 .0 6.

20 13 04 .0 6.

20 13 05 .0 6.

20 06 13 .0 6.

20 13 07 .0 6.

20 13 08 .0 6.

20 09 13 .0 6.

20 13 10 .0 6.

20 13 11 .0 6.

20 12 13 .0 6.

20 13

0

0.51

0.45

Ветрогенераторы

32

Солнечные панели

Дизельный генератор

статочно развитой электросетевой системой, имеются районы с отсутствием централизованного электроснабжения, где эксплуатируются дизельные электростанции (ДЭС), морально и физические изношенные, с повышенным расходом дорогого топлива. После выхода ФЗ № 261 руководство Иркутской области поставило задачу рассмотреть возможности альтернативных источников энергии в таких изолированных районах. Кроме того, необходимо было начать первоначальное реальное освоение возобновляемых источников энергии, к использованию которых даже Иркутская область рано или поздно все равно придет. В качестве объекта, где предполагалось построить комбинированную ветро-солнечную электростанцию (КВСЭС), был выбран поселок Онгурен на западном берегу озера Байкал по следующим причинам: • Труднодоступный населенный пункт с отсутствием сухопутной дороги, в котором электроснабжение потребителей осуществлялось от полностью изношенной ДЭС мощностью 100 кВт. Жители (около пятисот человек) получали электроэнергию не более 3–4 часов в сутки, и не каждый день.

• Наиболее подходящие метеоусловия для КВСЭС, не менее полугода солнечных дней, достаточно постоянные ветра различной интенсивности.

• Необходимость получения реального экономического эффекта за счет сокращения потребления дизельного топлива для ДЭС.

• Возможность тиражирования КВСЭС для других изолированных районов Иркутской области. Решение о строительстве КВСЭС не было скоропалительным – задача детально обсуждалась на Научно-экспертном совете по энергоэффективности Иркутской области, который активно работает в нашем регионе. После принятия решения о создании КВСЭС сразу начались трудности, обусловленные существующим законодательством. Так как финансовые ресурсы выделяла Иркутская область, в рамках «Положения об отборе проектов в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности, реализуемых на территории Иркутской области», потребовалось проведение необходимых конкурсных процедур. К чему это привело? Проектирование осуществляла одна организация, поставки необходимого

ЭНЕРГОНАДЗОР

оборудования – другая, а реализацию проекта осуществляла третья. Это одна сторона проблемы, но есть и другие – существенно более важные. Качество проекта оказалось низким! Фактически в России чрезвычайно мало организаций, которые могли бы сделать квалифицированно эту работу. А необходимое условие «торгов» на проектирование, когда основными факторами являются сроки и цена, еще более усугубляет ситуацию. Когда было закончено «проектирование», мне, как члену Научно-экспертного совета, было поручено разобраться со схемой электроснабжения поселка, когда при нехватке ветро-солнечной энергии на параллельную работу будет включаться существующая ДЭС. Оказалось, что «проектировщики» не имеют представления о процессах синхронизации для параллельной работы. Они «запроектировали» простой рубильник для включения ДЭС. Остальные огрехи проекта выяснились уже на этапе монтажа установки: оказались «лишние» солнечные панели (казалось бы, чем больше, тем лучше), а выбранные вертикальные роторные ветровые турбины предназначались только для подзаряда аккумуляторных батарей. Я до сих пор удивляюсь, как Иркутскому филиалу фирмы «Энерпром-Электроникс», при таком проекте и проблемах поставки оборудования и его доставки к месту монтажа, удалось реализовать первый этап этого проекта, запустив его в опытную эксплуатацию. В ходе строительства возникла необходимость замены старой ДЭС на новую, позволяющую автоматически включаться для работы в сети, когда разряд аккумуляторных батарей снижался ниже допустимого. Это было сделано в кратчайшие сроки. Так как район изолирован и труднодоступен и квалифицированный персонал в п. Онгурен отсутствует, то для постоянного мониторинга КВСЭС, по настоянию администрации Иркутской области, был организован автоматический сбор информации о функционировании установки и метеоусловиях в районе КВСЭС с полной архивацией информации за прошедшие периоды эксплуатации. Эта информация по выделенному спутниковому каналу передается в ОГУЭП «Облкоммунэнерго» и администрацию Иркутской области. Одновременно с реализацией КВСЭС осуществлялась модернизация поселковых электрических сетей напряжением 10–0,4 кВ с заменой опор на железобетонные и установкой трех новых трансформаторных подстанций.

Что же показала опытная эксплуатация КВСЭС за семь месяцев?

1. Как уже говорилось выше, изъяны в проекте привели к невозможности использования шести солнечных панелей при существующем наборе силовой электроники, что ограничивает мощность КВСЭС до 60 кВт.

2. Отсутствие нагрузочных (ветер-энергия) характеристик турбин не позволяет оценить

№ 8 (49), август, 2013 г.

эффективность принятого решения по ветровой энергетике. Более того – один поставленный ветрогенератор оказался неработоспособным.

3. Расстояние между рядами солнечных панелей должно быть больше, так как в зимний период при низких углах солнца наблюдается небольшое затемнение панелей второго и третьего рядов.

4. Экономии дизельного топлива для ДЭС не получилось, так как, получив возможность практически круглосуточного электроснабжения, местное население резко увеличило электропотребление, поэтому ДЭС работают по несколько часов в сутки.

5. Данный проект (при принятых и реализованных решениях с данным составом оборудования) не позволяет простыми способами увеличивать мощность. Фактически необходимо в поселке иметь две изолированные системы электроснабжения.

6. Остаются нерешенными проблемы собственности КВСЭС (по документам – местная администрация) и текущей эксплуатации.

Что предстоит сделать в ближайшее время?

1. Предложены технические решения по доведению КВСЭС до проектной мощности (ветер-солнце) 80 кВт.

2. Рассматриваются варианты второй очереди КВСЭС (дополнительно 100 кВт), с эффективным использованием ветровой энергии с выдачей энергии в сеть и на заряд аккумуляторов.

3. Найти более дешевые каналы передачи информации (в настоящее время около 40 тысяч рублей в месяц).

4. Детально проанализировать опыт эксплуатации и дать предложения о возможном тиражировании КВСЭС в других районах Иркутской области.

33

технологии и оборудование | водоПодготовКа

Нулевой сброс

Об экономической эффективности реализации бессточной схемы водоснабжения

Т

Людмила МЕЛиНОВА, технический директор ООО «ВолгоЭнергоЭксперт», к. т. н., доцент филиала МЭИ (Волжский)

епловые электрические станции (ТЭС) несут все возрастающие финансовые издержки за отбор воды из природных источников и за сброс в них сточных вод. На рисунке 1 представлено изменение стоимости сырой воды и стоков для тепловых электростанций ООО «ЛУКОЙЛ-Волгоградэнерго» за 2007–2012 годы. Очевидно, что сокращение водопотребления и снижение объемов сточных вод задача не только экологическая, но и экономическая. Изменяющиеся экологические требования привели к тому, что во всех странах земного шара создаются схемы водообеспечения, реализующие полное повторное использование воды и исключающие сброс в окружающую среду жидких отходов. В мировой практике они получили название zero discharge, то есть нулевой сброс. Примерами могут служить электростанции Bayswater мощностью 4х660 МВт, Mt. Piper мощностью 2х660 МВт (Австралия) и признанные лучшими электростанциями в мире за разработку и эксплуатацию на этих станциях систем замкнутого бессточного водообеспечения на базе опреснительной техники ТЭС Doswell, Bailly электрокомпании Northern Indiana Public и Shand электрокомпании Sask Power. Представителем нового прогрессивного поколения испарительной техники в настоящее время является горизонтально-трубный пленочный испаритель (ГТПИ). Опреснительные установки, созданные на базе ГТПИ, характеризуются высокими экономичностью и эффективностью процесса опреснения, качеством и стабильностью получаемого дистиллята, низким потреблением энергоресурсов, малой металлоемкостью оборудования, компактностью, большей длитель-

ностью межпромывочного цикла и укороченной продолжительностью отмывки оборудования от загрязнений, повышенной надежностью и маневренностью, простотой управления, обслуживания и ремонта. Отмеченные достоинства вывели ГТПИ и установки на их базе в настоящее время в число наиболее предпочтительных к применению установок. До недавнего времени сброс химически загрязненных и хозяйственно-бытовых сточных вод от производственной деятельности Волжской ТЭЦ-2 осуществлялся на очистные сооружения ОАО «Волжский азотно-кислородный завод». ООО «ЛУКОЙЛ-Волгоградэнерго», являющееся собственником Волжской ТЭЦ-2, приняло к рассмотрению предложение о создании полигона очистки и утилизации химически засоленных и хозяйственно-бытовых стоков станции. Реализация данного проекта позволит апробировать на территории Волгоградской области успешно функционирующие в мировой практике (Франция, Австралия, Израиль и другие) технические решения по созданию бессточных ТЭС. Предполагается полная утилизация сточных вод ТЭЦ и сокращение сброса до нулевых объемов. Схема переработки минерализованных и хозяйственно-бытовых сточных вод представлена на рисунке 2. Основными технологическими операциями предлагаемого процесса переработки являются: • предварительная подготовка исходных стоков; • опреснение их в многоступенчатом горизонтально-трубном пленочном испарителе с предвключенным по пару выпарным аппаратом для кристаллизации в нем карбоната кальция

30 000 25 000 20 000 15 000 10 000 5 000 0 2007 Речная вода

2008

2009

2010

2011

2012

Сточные воды

Рис. 1. Изменение стоимости сырой воды и стоков (руб./тыс. куб. м) для тепловых электростанций ООО «ЛУКОЙЛ-Волгоградэнерго» за 2007–2012 гг.

34

ЭНЕРГОНАДЗОР

Ca(OH)2

Пар ТЭЦ

Антинакипин

Пар ТЭЦ

Пар ТЭЦ

Коагулянт Пар

Флокулянт

Исходные стоки

УППС

ДОУ

ПВА

ДУ

КУ Na2SO4

CaCO3, Mg (OH)2 Шлам

Дистиллят

Дистиллят

CaSO4

NaCl

Дистиллят

Дистиллят Рис. 2. Принципиальная схема переработки минерализованных стоков УППС – установка предварительной подготовки стоков; ДОУ – дистилляционная опреснительная установка; ПВА – предвключенный выпарной аппарат; ДУ – доупаривающая установка; КУ – кристаллизационная установка и гидрида магния и доведением концентрации упаренной воды до близкой к насыщению по сульфату кальция; • доупаривание рассола в многоступенчатой выпарной установке с кристаллизацией сульфата кальция и доведением концентрации упаренной воды до насыщения по хорошо растворимым солям (сульфату или хлориду натрия); • кристаллизация сульфата и/или хлорида натрия, или их смеси. Основное оборудование для всех стадий переработки вод по предлагаемой схеме – горизонтально-трубные пленочные испарители, выпарные аппараты с принудительной циркуляцией раствора и с затравкой для борьбы с накипеобразованием в них отработаны и освоены в многолетней эксплуатации на опреснительных установках в г. Шевченко и на НовоУренгойской пускорезервной ТЭЦ, установках утилизации органосодержащих вод спецпрачечных Ростовской АЭС, предприятиях химических производств. Кристаллизационные установки с принудительной циркуляцией суспензии – в производствах пищевой поваренной соли и технического сульфата натрия. Результаты оценки коммерческой эффективности проекта, выполненные в соответствии с требованиями методики экспресс-оценки экономической эффективности энергосберегающих мероприятий на ТЭС, представлены в таблице. При выполнении расчетов были сделаны следующие допущения: • горизонт расчета проекта принят равным сроку службы применяемого оборудования и составляет тридцать лет; • ставки налогов приняты на уровне, соответствующем действующему законодательству Российской Федерации; • расчеты эффективности инвестиций выполнены в номинальных ценах (с включенной инфляцией) с дисконтированием по ставке, равной 15%. Так как чистый дисконтированный доход положителен, а внутренняя норма доходности

№ 8 (49), август, 2013 г.

Показатели финансовой эффективности (по материалам публикации в электронном журнале «Новое в российской электроэнергетике» № 11, ноябрь 2012 г.)

Наименование показателя

Значение

Условие эффективности

Чистый дисконтированный доход (NPV), тыс. руб.

823

>0

Внутренняя норма доходности (IRR), %

24

> 15

Индекс доходности (PI)

1,55

>1

Срок окупаемости (PP), лет

4,2

≤5

Дисконтированный срок окупаемости (DPP), лет

5

≤5

больше ставки дисконтирования, то коммерческая эффективность проекта является положительной. Преимущества реализации проекта бессточной схемы очистки и утилизации химически засоленных и хозяйственно-бытовых сточных вод состоят в: • модернизации объекта топливно-энергетического комплекса, обеспечивающей экологическую безопасность с переходом на инновационную модель развития; • снижении общих затрат энергетического производства и повышении рентабельности Волжской ТЭЦ-2; • использовании результатов реализации бессточной схемы применительно к новым оптимальным проектам для предприятий электротеплоэнергетики и других отраслей промышленности с получением экономического эффекта; • получении государственных преференций предприятию при доле использования более 90 процентов российских технологий и оборудования.

35

Технологии и оборудование | Водоподготовка

Предотвращение образования накипных отложений П О Виталий Голубев, доцент кафедры инженерной экологии и рационального природопользования

Ляйсан Махиянова, магистрант, Казанский государственный энергетический университет

36

ри нарушениях в работе водоподготовительной установки ТЭЦ, увеличении присосов охлаждающей воды в теплообменных аппаратах возможно увеличение поступления в питательную воду котлов примесей природной воды. При нагревании воды концентрация в ней ионов Ca2+, Mg2+, Na+, Cl–, SO42- увеличивается. В результате реакций гидролиза и диссоциации ионов HCO3– в воде появляются ионы CO2-3 и OH–. Повышение рН воды при гидролизе бикарбонатов вызывает сдвиг вправо реакции диссоциации кремнекислоты и увеличивает концентрацию ионов HSiO3– и SiO23–. При нагревании воды рост концентрации ионов приводит к образованию твердой фазы. Твердая фаза труднорастворимых соединений кальция и магния CaSO4, CaSiO3, CaCO3, Mg(OH)2 выделяется на поверхностях нагрева в виде накипи; силикат магния MgSiO3 выделяется в массе воды и осаждается в виде шлама.

Так же создаются условия для образования твердой фазы карбоната кальция, силиката кальция и силиката магния.

тложения накипи в теплообменном оборудовании вызывают: • снижение теплоотдачи стенок оборудования с перегревом их материала, недогревом воды, перерасходом топлива и энергии; • увеличение гидравлического сопротивления контуров; • повреждение деталей оборудования, разрывы труб, образование свищей; нарушение гидродинамики потока. Для выбора метода удаления накипных отложений проводятся лабораторные исследования их состава. Образцы отложений отбираются в наиболее загрязненных местах. В наиболее теплонапряженных местах с помощью специальных датчиков измеряется температура стенок и пристеночного слоя воды.

ЭНЕРГОНАДЗОР

Удаляются отложения механическими, гидравлическими и химическими способами. Механическое удаление отложений производится роликовыми насадками, зубчатыми и центробежными коронками с частотой вращения 1500…3000 об/мин. Насадки приводятся в движение электрическим или пневматическим двигателем через гибкий вал. Механическое удаление применяется к толстым слоям накипи. Гидравлическое разрушение слоев производится водяными струями высокого давления от специальных установок с плунжерными насосами, приводными двигателями, шлангами высокого давления, регуляторами давления, запорными клапанами и насадками для создания тонких струй. Плунжерный насос нагнетает воду через шланги к гидродинамическому пистолету со струеобразующей насадкой. Разрушающая струя направляется на стенки, покрытые накипью. До начала промывки определяется степень загрязнения, при необходимости составляется технологическая карта промывки с указанием очищаемых зон. Химическое удаление отложений проводится в три этапа. На первом, кислотном, этапе отложения разрушаются кислыми реагентами. Самыми сильными являются растворы соляной и серной кислот со значением pH=1. Под их действием процесс протекает очень интенсивно. Более слабыми являются органические кислоты (уксусная, лимонная) при значении pH в пределах 2…4. Таким же значением pH обладают комплексоны и углекислоты. Высокая кислотность среды не всегда допустима для очистки – с ее повышением растет риск повреждения поверхности металла. Для снижения действия кислоты в раствор добавляются такие ингибиторы, как тиосульфат натрия, уротропин, тиомочевина и другие. Дешевой и широко используемой для промывки кислотой является соляная. Она активно взаимодействует с любыми отложениями, превращая их в растворимые соли, но допустима она для очистки металлических деталей только из нержавеющей стали. Серную, фосфорную и азотную кислоты применяют значительно реже, они тоже имеют свои ограничения. Серная кислота для удаления накипи применима при содержании в ней до 10% кальция; при больших количествах возможно превращение накипных отложений в сульфат кальция. Органические кислоты (щавелевая, этилендиаминтетрауксусная, фталевая, сульфаминовая, лимонная) действуют менее агрессивно, но удаляют практически все виды накипи. При кислотной обработке происходит частичное отделение фрагментов накипного слоя с возможным переходом их во взвешенное состояние. На втором этапе обработки образовавшийся шлам удаляется из полостей оборудования водной промывкой. Поступающий со скоростью не менее 1 м/с поток препятствует застаиванию частиц в местах изменения диаметров трубы, перегибов, подъемов и т.д.

№ 8 (49), август, 2013 г.

На третьем этапе, после полного удаления накипи, проводится щелочная промывка очищенных поверхностей, чтобы нейтрализовать кислую среду. Для приготовления щелочных растворов используются карбонат, бикарбонат и гидроксид натрия, известь и раствор аммиака. После химической промывки оборудования для последующей консервации дополнительно производится пассивация поверхности с образованием защитной пленки. Недостатки механического и гидродинамического удаления накипных отложений: • необходимость разборки и сборки оборудования с последующим контролем ее качества; • опасность повреждения обрабатываемых поверхностей; • высокая трудоемкость операций; • высокое энергопотребление. Недостатки химической очистки: • строгие требования к параметрам процесса (температуре, времени цикла и др.); • необходимость нейтрализации стоков и тщательной промывки оборудования; • необходимость отработки технологии процесса для конкретных условий (материал деталей оборудования, состав и толщина накипи, конструктивные особенности системы и др.).

В

се эти способы требуют длительных простоев оборудования и систем теплоснабжения, что связано с экономическими потерями. Вместе с тем в последние годы все более широко применяются физические безреагентные методы предотвращения накипеобразования, способные резко сократить потребность в удалении отложений, в частности, ультразвуковой и магнитно-импульсный методы. Ультразвуковое предотвращение образования накипи основано на воздействии механических колебаний ультразвуковой частоты на процесс накипеобразования. Под действием этих колебаний соли кристаллизуются непосредственно в толще воды, образуя мелкодисперсный шлам, а колебания поверхностей нагрева препятствуют осаждению шлама на стенках труб. Магнитно-импульсная установка создает на поверхностях нагрева продольные колебания. Одновременно происходит магнитная обработка воды импульсными электромагнитными полями. При этом концентрация растворенных солей в воде не изменяется, но они выделяются вместо накипи в ином физическом состоянии – в виде тонкодисперсного желеобразного шлама, который не осаждается на поверхностях и, находясь в воде во взвешенном состоянии, удаляется продувкой (в котлах) или потоком проходящей жидкости (в теплообменниках). Литература Вихрев В. Ф., Шкроб М.С. Водоподготовка. Под ред. М. С. Шкроба. Изд. 2-е, перераб. и доп. М., «Энергия», 1973. – 416 с., илл.

37

технологии и оборудование | рза

РЗА подстанций предприятия

Централизованный комплекс релейной защиты и автоматики в распределительных сетях с малой генерацией

В

Алексей САДОВНиКОВ, доцент кафедры «Электрические станции, сети и системы» ЮУрГУ (Челябинск)

Модель центр. проц.

Модели защит

настоящее время распределительные сети 0,4, 6, 10 кВ предприятий оснащаются генерирующими устройствами, например газотурбинными, газопоршневыми установками, постоянно работающими в режиме параллельной работы с питающей энергосистемой. При этом меняется режим работы подстанций предприятия, выполненных чаще всего по схемам 4Н, 5Н, 5АН по [1] на двухстороннее питание. Устройства релейной защита и автоматики (РЗА) распределительной сети предприятия перестают соответствовать нормативным требованиям. Необходима реконструкция системы РЗА подстанций предприятия. В соответствии с [2], [3] основными требованиями к РЗА двухтрансформаторных подстанций, работающих в режиме двухстороннего питания, являются: наличие быстродействующей защиты шин и обеспечение селективности выдержек времени максимальных токовых защит (МТЗ) при различном направлении мощности короткого замыкания (КЗ) через защиту. Логическая защита шин 6–10 кВ, реализуемая в микропроцессорных терминалах, представленных на рынке для данного напряжения сети, не пригодна в случае двухсторонней подпитки места КЗ. Применение специализированной дифференциальной защиты шин требует установки дополнительных терминалов на каждое присоединение, что ведет к росту затрат. Кроме того, на рынке устройств РЗА отсутствуют типовые, проработанные решения по установке дифференциальной защиты на шины низкого напряжения (6–10 кВ) понизительных двухтрансформаторных подстанций. Создать логическую защиту шин в сети с двусторонним питанием можно, применив ценГлавный интерфейс

Интерфейс уставок

Интерфейс ячейки

Источник тока и напряжения

Модели выключателей

Осциллограф Рис. 1. Структурная схема модели РЗА подстанции

38

Интерфейс аварий

трализованный комплекс РЗА, связав свободно программируемый контроллер, которые широко представлены на рынке, с входными/ выходными сигналами отдельных устройств РЗА присоединений подстанции, как описано в работах [4], [5]. Связь между центральным микропроцессором и терминалами отдельных защит осуществляется через свободно программируемые цифровые (логические) входы/выходы микропроцессора/ терминалов на постоянном напряжении оперативного тока подстанции (110/220 В). В качестве центральных микропроцессоров подойдут любые промышленные свободно программируемые микропроцессоры, обеспечивающие следующие, достаточно скромные аппаратные требования: • наличие часов реального времени; • не менее 4 логических входов/выходов на подсоединяемый терминал с быстродействием 2–4 мс. Отсутствие аналоговых входов/выходов не требует наличия у микропроцессора АЦП/ЦАП, что резко удешевляет его стоимость. При выполнении централизованного комплекса РЗА подстанции на микропроцессорах с подобной функциональностью возможно создать логическую защиту шин в сети с двусторонним питанием, так называемую встречно-направленную логическую защиту, разработав алгоритмы отдельных терминалов и методику выбора их уставок. При поддержке терминалами протокола МЭК 61850 возможна передача между терминалами дискретных сигналов не сухими контактами на оперативном напряжении, а цифровым способом через электрический RS485 или оптический интерфейс, что позволяет уменьшить количество дополнительных модулей дискретных входов/выходов в терминалах и повысить быстродействие алгоритма определения повреждения на шинах. Для разработки алгоритмов отдельных терминалов, реализующих встречно-направленную логическую защиту шин и методики выбора параметров (уставок), использовалась модель релейной защиты и автоматики двухтрансформаторной подстанции [6], [7], реализованная с помощью пакета LabView версии 5.0, который является графической средой разработки прикладных программ. В качестве базовой для моделирования выбрана комплектная блочная двухтрансформаторная подстанция 35/6 кВ ОАО «Самарский завод Электрощит», оснащенная комплектными устройствами РЗА серии Sepam производства Schneider Electric. Модель построена по модульному принципу (рис. 1) взаи-

ЭНЕРГОНАДЗОР

Рис. 2. Окно интерфейса модели РЗА подстанции модействующих друг с другом подпрограмм, реализующих функции микропроцессорных устройств защиты Sepam, центрального микропроцессора, объектов подстанции (за аналог взят микроконтроллер FPC101В фирмы FESTO), моделей коммутационных аппаратов, источников тока и напряжения для задания расчетных режимов работы энергосистемы. Модульный принцип построения модели позволяет создавать и подключать подпрограммы, реализующие функции устройств РЗА, силового и коммутационного оборудования различных производителей. РЗА подстанции в целом состоит из взаимодействующих подпрограмм микропроцессорных терминалов защит, вызываемых базовой программой, отображающей состояние выключателей, аварийной сигнализации и элементов управления. На рисунке 2 представлено основное окно интерфейса модели. На рисунке 3 показан упрощенный алгоритм определения места КЗ на 1-й или 2-й секции 6–10 кВ при подключении генераторов к шинам низкого напряжения двухтрансформаторной подстанции. Для обеспечения параллельной работы генераторов секционный выключатель (СВ) шин включен, связь с системой осущест-

№ 8 (49), август, 2013 г.

вляется через один из вводных выключателей первой или второй секции (другой отключен для недопущения параллельной работы трансформаторов, питающих секции). Защита шин блокируется при внешнем КЗ. При КЗ на тупиковых присоединениях блокирующий сигнал поступает от факта пуска МТЗ поврежденного присоединения, при КЗ на присоединении с генератором – пуск МТЗ данного присоединения с учетом срабатывания органа направления мощности, при КЗ до шин – пуск МТЗ рабочего ввода с учетом срабатывания органа направления мощности. Кроме встречно-направленной логической защиты шин, централизованные комплексы РЗА позволяют реализовывать: резервирование отказов выключателей присоединений с учетом двустороннего питания; включение резерва с учетом синхронизации с генераторами, включенными на шины НН подстанции; ускорение МТЗ тупиковых присоединений. Заключение 1. Традиционный способ реконструкции РЗиА типовых комплектных двухтрансформаторных подстанций 35/10(6) кВ при подключении генераторов ГТУ на шины низкого напряже-

39

Технологии и оборудование | РЗА Контроль тока ввода

Пуск МТЗ тупикового присоединения

1

1 Отключение секции 1 &

Пуск МТЗ генератора 6-10 кВ & Орган направления мощности

1

&

&

Отключение секции 2 &

Пуск МТЗ ввода 6-10 кВ & Орган направления мощности

1

Орган направления мощности СВ Рис. 3. Упрощенный алгоритм определения места КЗ на 1-й или 2-й секции 6–10 кВ встречно-направленной логической защиты шин ния путем замены дешевых типо­и сполнений микропроцессорных терминалов на дорогие, предназначенные для сетей с двухсторонним питанием, неэффективен ввиду больших затрат.

2. Предложен оригинальный способ реконструкции путем установки централизованного комплекса противоаварийного управления, разработаны алгоритмы РЗА для центрального микропроцессорного устройства комплекса, удовлетворяющие требованиям [2], [3] для всех режимов работы подстанции.

3. Проведенный анализ работы централизованного комплекса противоаварийного управления на компьютерной модели РЗА двухтрансформаторной подстанции показал, что предложенные алгоритмы для центрального микропроцессорного устройства комплекса эффективны для всех режимов работы рассматриваемой подстанции.

4. Разработаны методы расчета уставок защиты и автоматики присоединений подстанции, оснащенной устройством централизованного противоаварийного управления. Исследовано их влияние на параметры селективности, быстродействия и чувствительности централизованного комплекса РЗА.

5. Проработаны варианты аппаратной реализации центрального микропроцессорного устройства противоаварийного управления. Литература 1. Схемы принципиальные электрические распределительных устройств подстанций

40

35–750 кВ. Типовые решения. – М.: Энергосетьпроект, 2011. – 144 с.

2. Правила устройства электроустановок. – СПб.: Издательство ДЕАН, 2011. – 928 с.

3. Нормы технологического проектирования подстанций переменного тока с высшим напряжением 35–750 кВ. Стандарт организации. – М.: ФСК ЕЭС, 2012. – 110 с.

4. Садовников А. Н. Централизованные комплексы релейной защиты и автоматики типовых комплектных двухтрансформаторных подстанций 35– 220 кВ // Материалы 63-й научной конференции профессорско-преподавательского состава, аспирантов и сотрудников. Челябинск: Издательский центр ЮУрГУ, 2011. – Т. 2. – 331 с.

5. Садовников А. Н. Использование централизованных комплексов релейной защиты и автоматики при подключении генерирующих мощностей к шинам низкого напряжения понизительных двухтрансформаторных подстанций // Материалы XLI Всесоюзной научно-практической конференции (с международным участием) «Федоровские чтения». М. Издательский дом МЭИ, 2011. – 210 с.

6. Садовников А.Н. Компьютерная модель релейной защиты и автоматики комплектной трансформаторной подстанции // Вестник ЮУрГУ. Серия «Энергетика». – Вып. 2 – №7(16).–2002.

7. Свидетельство об отраслевой регистрации разработки № 9693. Модель релейной защиты и автоматики двухтрансформаторной подстанции / Садовников А.Н. // Телеграф отраслевого фонда алгоритмов и программ. Инновации в науке и образовании № 12 (35).

ЭНЕРГОНАДЗОР

технологии и оборудование | Котельные уСтановКи

По вихревой технологии С

реди крупных проектов, реализуемых Группой «ИНТЕР РАО ЕЭС», создание и отработка отечественной конкурентоспособной технологии сжигания твердого топлива для модернизации типовых котельных агрегатов генерирующих мощностей. В рамках работы были сформированы и рассмотрены альтернативные предложения традиционных и инновационных производителей энергооборудования по модернизации котельных установок П-50Р (№ 3) Каширской ГРЭС и Омских ТЭЦ (БКЗ-320, 420). Проведенные исследования показали, что модернизация котлов без изменения технологии сжигания не позволит достичь нормативных экологических показателей и обеспечить требуемую надежность и паропроизводительность котельной установки в существующих габаритах топки. Изменение технологии сжигания позволяет комплексно повысить экономические и экологические показатели работы энергокотлов, обеспечить выполнение нормативных экологических регламентов по вредным выбросам и достичь максимально возможной энергоэффективности работы топочной камеры при сжигании твердого топлива. Анализ современных технологий сжигания твердого топлива и методов снижения эмиссии вредных выбросов показал, что оптимальным методом устранения выявленных недостатков работы данных котельных агрегатов является внедрение низкоэмиссионной вихревой технологии сжигания. Технология позволяет комплексно (в отличие от всех других технологий) и при сравнительно небольших затратах повысить надежность, экономические и экологические показатели котла. Дополнительно к этому технология обеспечивает возможность бесшлаковочного сжигания альтернативных углей (кузнецких каменных углей марки «Д» и «Г» или канско-ачинских бурых углей марки «2БР»), что позволяет получить еще больший эффект от модернизации. Особенностью предложенной к реализации технологии является вихревая аэродинамика в нижней части топки, угрубление помола и ин-тенсификация теплообмена в топочной камере. Данные решения способствуют: снижению температуры на выходе из топки (q2, экономич-

Устройство нижнего дутья

№ 8 (49), август, 2013 г.

ность), исключению шлакования (надежность), стабилизации горения и улучшению воспламенения (расширение эксплуатационного диапазона нагрузок). Работа горелочных устройств с низкими избытками воздуха (часть воздуха отбирается на нижнее дутье) и полувосстановительная зона горения приводят к снижению эмиссии оксидов азота в дымовых газах. Изменение технологии сжигания угля с факельного на вихревое позволит, в рамках и габаритах существующей котельной установки, повысить технико-экономические и экологические показатели как существующих, так и проектируемых ТЭЦ на твердом топливе, за счет: • Увеличения надежности работы котла.

• Повышения тепловой эффективности топочной камеры с т=0,25 до 0,45.

• Расширения эксплуатационного диапазона нагрузок: – увеличение максимальной мощности до номинальной по условиям ликвидации шлакования топочной камеры и конвективных поверхностей нагрева; – рост паропроизводительности котла на 10–15% выше номинальной (по условиям работы пароводяного тракта); – обеспечение минимально устойчивой нагрузки без подсветки резервным топливом; – снижение расхода резервного топлива.

• Комплексного снижения эмиссии вредных выбросов: – снижение эмиссии оксидов азота (NOx) до 70 %; – снижение эмиссии оксидов серы (SO2) до 35% за счет повышения эффективности серосвязывания; – снижение эмиссии пыли (Rox) без модернизации электрофильтров.

• Увеличения коэффициента полезного действия котла «брутто» на 1–3% и «нетто» на 1–2% (безмельничная технология сжигания).

• Снижения ремонтных издержек за счет упрощения или отказа от пылесистем. Повышения их взрывобезопасности.

• Обеспечения возможности сжигания непроектного топлива и создания многотопливных котлов.

• Перевода котлоагрегата с жидкого на твердое шлакоудаление с обеспечением бесшлаковочной мощности и современных экономических показателей. Научно-исследовательская работа проведена. Предложения получены. Решение о воплощении проекта в «железо» в 2014 году находится на согласовании по включению в инвестиционную программу Общества. Успешная реализация проекта позволит тиражировать его с повышением показателей работы старых угольных энергокотлов до современных требований по экологичности, надежности и энергоэффективности.

Василий СТЕПЧЕНКО, руководитель Департамента управления инновациями ОАО «ИНТЕР РАО ЕЭС», (Москва)

41

элеКтричеСКие Сети | Комментарии

Реконструкция ВЛ начинается с диагностики А

Дмитрий ВОРОЖЦОВ, директор ООО «Интел-Энерго» (Челябинск)

ктуальность проблемы сегодняшнего состояния воздушных линий электропередачи трудно переоценить. Если проехаться по регионам России, то невооруженным глазом можно заметить множество покосившихся опор, причем не по оси линий, а поперек, что намного повышает вероятность того, что рано или поздно данная опора может рухнуть. На сегодня существуют разные цифры изношенности линий. Они колеблются от 40 до 55%. Некоторые из них, начиная с послевоенного восстановления и активного строительства до середины 80-х годов прошлого столетия, ни разу не подвергались какой-либо реконструкции. Это ведет к тому, что помимо возрастания цены на электрическую энергию на оптовых рынках, к тарифу добавляется также возрастающая составляющая на содержание сетей, и без государственной поддержки тут не обойтись. Ввиду того что вследствие увеличения присоединительных мощностей спрос на электроэнергию постоянно растет, а существующая распределительная система уже не в состоянии удовлетворить этот спрос, мы наблюдаем существенное торможение развития национальной экономики. Однако далеко не все организации, эксплуатирующие электросетевое хозяйство, имеют средства на реконструкцию объектов электроснабжения. Поэтому среди них было принято решение «адресно-восстановительного ремонта» и «адресной замены» оборудования и конструкций, ремонт которых может быть обоснованно перенесен на более поздние сроки. Несомненным плюсом сегодняшнего дня по сравнению с прошлыми временами является появление современного оборудования, позволяющего методом неразрушающего контроля достоверно оценить эксплуатационное состояние всех элементов и узлов линий электропередачи, полученное с необходимой точностью. Это и оборудование 3-D сканирования, и тепловизионные съемки, и приборы замера прочности фундамента, и геодезические оборудование, а также современное программное обеспечение.

Компания «Интел-Энерго», обладая всем этим арсеналом, к настоящему времени провела обследование более 1000 км линий электропередачи. В результате этих обследований было установлено, что состояние большинства опор и элементов ВЛ находится в удовлетворительном состоянии: • Имеется небольшое количество опор, требующих ремонта (значительный наклон, наличие трещин в теле опоры, необходимость восстановления фундамента опоры).

• На некоторой части ВЛ отсутствует грозовой трос.

• Фактическая ширина просеки в полосе отвода ВЛ не соответствует требованиям ПУЭ (например, ширина просеки равна 7–9 метров при нормативной величине 25 метров для ВЛ-110 кВ).

• Просеку ВЛ необходимо очистить от древесно-кустарниковой растительности.

• На части металлических опор отсутствуют необходимые гайки крепления.

• Требуется замена разбитых или грязных изоляторов.

• Необходимо восстановить нарушенные заземляющие проводники.

• Существует необходимость замены крепежной арматуры, в связи с коррозией или порчей.

• Отсутствует нумерация опор и предупредительных знаков. Однако в некоторых случаях существует необходимость принятия срочных мер для предотвращения возникновения аварий на ВЛ, как например: • Замена фундаментов опор.

• Удаление деревьев, угрожающих падением на провод или опоры.

• Установка необходимого количества болтов и гаек крепления элементов опоры. Как видим, результатом работы является дефектная ведомость с предлагаемыми рекомендациями, которая в дальнейшем может быть использована для создания проектносметной документации на ремонт, реконструкцию или модернизацию линии электропередачи. Р

► ► ► ► ►

ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ ОБСЛЕДОВАНИЯ ЛЮБОЙ СЛОЖНОСТИ ДИАГНОСТИКА ВОЗДУШНЫХ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ УСЛУГИ ЭЛЕКТРОЛАБОРАТОРИИ НЕРАЗРУШАЮЩИЙ КОНТРОЛЬ ЗАМЕРЫ КАЧЕСТВА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ

На правах рекламы

ООО «ИНТЕЛ-ЭНЕРГО»

454084 Челябинск, Каслинская, 101а, тел. (351) 777-68-15 e-mail: vorozhtsov@intel-energo.ru, www.intel-energo.ru

42

ЭНЕРГОНАДЗОР

Электрические сети | Регионы

Стипль-чез к техприсоединению В

Екатеринбурге широким составом экспертов обсудили вопросы техприсоединения к электрическим сетям. В рамках организованного Агентством стратегических инициатив (АСИ) совещания 27 июня состоялся круглый стол на тему повышения доступности энергетической инфраструктуры. В нем участвовали эксперты как регионального, так и федерального уровня: генеральный директор АСИ Андрей Никитин, заместитель генерального директора по капитальному строительству МРСК Урала Сергей Семериков, заместитель директора «Екатеринбургской электросетевой компании» (ЕЭСК) по стратегическому развитию Александр Карпенко, руководитель Свердловского регионального отделения АСИ Даниил Мазуровский, директор департамента технологического присоединения и перспективного развития ОАО «Россети» Ирина Мосалева. АСИ разработало несколько дорожных карт, но, по мнению участников мероприятия, карта «Повышение доступности энергетической инфраструктуры» является самой проработанной. Главным вопросом повестки профильного «круглого стола» стали препятствия, которые не позволяют энергетикам оптимизировать процедуру техприсоединения. В их числе недостатки нормативно-правовой базы, проблемы согласования прохождения кабельных линий по частным землям и отсутствие документации территориального планирования. К примеру, по словам экспертов отрасли, в результате принятого решения о льготном подключении потребителей до 15 кВт у энергетиков образовался колоссальный объем «выпадающих доходов», поскольку все расходы по прокладке линии ложатся на сетевую компанию, а плата за подключение (550 рублей) не покрывает и десятой доли затрат. В качестве примера участники «круглого стала» привели Ленинградскую область, где «выпадающие доходы» от льготного техприсоединения исчисляются миллиардами рублей. В результате расходы сетевиков на техприсоединение льготников покрываются за счет увеличения тарифов на подключение для обычных категорий потребителей. По словам заместителя генерального директора МРСК Урала по капитальному строительству Сергея Семерикова, все ресурсы компании и ее дочернего предприятия – ЕЭСК – направлены на оптимизацию процесса технологического присоединения. «Кроме той большой работы, которую мы уже проделали в этом году, для сокращения сроков подключения наших клиентов к электросетям необходимо решить три вопроса. Во-первых, привести в соответствие нормативные акты, регламентирующие законодательство в сфере электроэнергетики, земельного права

№ 8 (49), август, 2013 г.

и градостроительства. Во-вторых, регламентировать процесс согласования прокладки линий электропередачи через земли собственников. И, наконец, вопросы продуманного развития территории должны находить свое точное отражение в документации территориального планирования», – отметил Семериков. Территориальное планирование – «головная боль» отрасли. Из-за отсутствия документации у муниципалитетов энергетики не могут планировать свою работу по строительству объектов электросетевого хозяйства, обеспечивая заранее потребности будущих клиентов. Как результат – новых потребителей можно подключить только к существующим сетям. По словам Сергея Семерикова, МРСК Урала и ЕЭСК готовы выйти на 30–40-дневное подключение, но отсутствие документации территориального планирования не позволяет сделать это. Пока же все ресурсы энергетиков направлены на максимально возможное сокращение сроков техприсоединения в существующих условиях. Так, ЕЭСК принимает активное участие в разработке регионального законопроекта о согласовании строительных процедур, который накануне был принят депутатами Заксобрания во втором чтении. Он позволит сократить сроки техприсоединения в среднем на 3 месяца благодаря отсутствию необходимости получения разрешения на строительство энергообъектов мощностью до 20 кВ и исключению одной из стадий их проектирования. Кроме того, на прошлой неделе правительство Свердловской области, «Екатеринбургская электросетевая компания» и «Свердловское РДУ» подписали трехстороннее соглашение о предельной продолжительности этапов техприсоединения. Благодаря сокращению продолжительности каждой из процедур подключение клиентов ЕЭСК к сетям компании будет происходить в среднем на 1,5 месяца раньше. Аналогичное соглашение подписано и МРСК Урала в рамках выставки «Иннопром-2013».

43

Финансовые инструменты

Концессионные перспективы

Механизмы финансирования проектов в области энергоэффективности систем освещения

Несмотря на то, что затраты на освещение составляют всего около 10% от общего объема потребления энергоресурсов, проблема важна тем, что освещение всегда вокруг нас. Поэтому энергоэффективность освещения начинается от бытового уровня и заканчивается промышленным и городским освещением.

К

Владислав Терехов, заместитель генерального директора по развитию ООО «ЭСКО «Новый Свет» (Москва)

44

сожалению, региональные программы по энергосбережению, принятые во всех субъектах Российской Федерации в соответствии с законом № 261-ФЗ, предусматривают целевое финансирование на модернизацию систем освещения в размере не более 15% от требуемого объема. Также с 2010 года законом предусматривается трехпроцентное ежегодное секвестирование бюджета на оплату энергоресурсов, и сегодня уже понятно, что никакого дополнительного финансирования из федерального бюджета не предвидится. В связи с этим серьезно повышается актуальность поиска альтернативных решений. Главной целью внедрения энергоэффективных систем является экономия денежных средств, поэтому к вопросам модернизации систем освещения стали проявлять интерес частные компании. На сегодняшний день потенциал экономии энергоресурсов по сегментам рынка выглядит следующим образом:

Сегмент рынка

Замена устаревших аналогов

Потенциал экономии

Офисное освещение

Замена светильников на люминесцентных лампах

от 30 до 50%

Уличное освещение

Замена светильников на лампах ДРЛ и ДНаТ

от 50 до 80%

Промышленное освещение

Замена светильников на лампах ДРЛ и МГЛ

от 50 до 75%

При этом следует иметь в виду, что в таблице не учтена дополнительная экономия на сервисном обслуживании и эксплуатации систем освещения. Современный уровень развития энергосберегающих технологий, а также высокий потенциал экономии делают инвестиции в модернизацию систем освещения очень привлекательными. На данный момент существует три основных инструмента модернизации систем освещения организаций с привлечением частного капитала. Это лизинг, энергосервис и государственночастное партнерство (концессия). Лизинг – долгосрочная финансовая аренда имущества с последующим правом выкупа. Объектом лизинга в данном случае являются энергоэффективные системы освещения. Выплаты по лизинговому договору осуществляются за счет экономии затрат на электроэнергию и обслуживание осветительных систем. Преимущества лизинга в том, что он не требует единовременного привлечения крупных сумм собственных средств, а также залогового обеспечения, поскольку лизинговая компания будет являться собственником осветительного оборудования до окончания срока действия договора, после чего получатель лизинга имеет возможность приобрести осветительное оборудование в собственность без дополнительной оплаты. Обслуживание системы освещения осуществляется за счет лизингодателя, а лизинговые платежи полностью относятся на себестоимость и уменьшают налогооблагаемую

ЭНЕРГОНАДЗОР

№ 8 (49), август, 2013 г.

ЭКОНОМиЧЕСКАЯ МОДЕЛь ЛиЗиНГОВОГО КОНТРАКТА Стало:

Было:

Экономия

Оплата энергии

Лизинговый платеж

Эксплуатационные расходы

Оплата энергоресурсов

Риски

Собственные средства Лизинг Энергосервис Экономия

ЭКОНОМиЧЕСКАЯ МОДЕЛь ЭНЕРГОСЕРВиСНОГО КОНТРАКТА Стало:

Было:

Экономия Оплата энергии

Прибыль энергосервисной компании

Эксплуатационные расходы

Энергосервисный платеж Оплата энергоресурсов

Собственные средства Риски

Лизинг Энергосервис Экономия

ЭКОНОМиЧЕСКАЯ МОДЕЛь КОНЦЕССиОННОГО СОГЛАшЕНиЯ Стало:

Было:

Эксплуатационные расходы

До заключения концессионного соглашения

Инвестиции

Оплата энергии

Стало: Частная компания

Государство

Экономия

базу по налогу на прибыль. За счет ускоренной амортизации общий период уплаты налога на имущество сокращается в три раза. Недостатками этой системы являются высокие требования к получателю лизинга и более высокая конечная стоимость системы освещения. Присутствуют также риски недостижения экономии. Энергосервисный контракт – это договор, предметом которого является осуществление исполнителем действий, направленных на энергосбережение и повышение энергетической эффективности использования энергетических ресурсов заказчиком. Выплаты по энергосервисному договору осуществляются за счет экономии затрат на электроэнергию и обслуживание осветительных систем. Энергосервисный контракт обладает всеми теми же преимуществами, что и лизинговый. Дополнительными преимуществами являются минимальные требования к компании-заказчику энергосервисного контракта. Кроме того, бюджетные организации могут использовать сэкономленные средства на модернизацию инфраструктуры путем включения этих работ в энергосервисный контракт, руководствуясь законом № 261-ФЗ. Нужно также учесть, что энергосервисные компании имеют мотивацию использовать качественное, наиболее энергоэффективное оборудование. Однако энергосервисный контракт имеет и целый ряд недостатков, это: • Минимальный уровень экономии на модернизации систем освещения, поскольку сэкономленные средства расходуются на выплаты по энергосервисному контракту, а также включают в себя прибыль и расходы энергосервисной компании.

• Высокая конечная стоимость систем освещения и высокие сроки окупаемости.

• Отсутствие инструментов фиксации рисков бизнеса, связанных с невыплатами по энергосервисным контрактам.

• Существующие системы освещения в основном не соответствуют техническим требованиям. Приведение их в соответствие – это дополнительные расходы, которые включаются в энергосервисные контракты, что в разы увеличивает сроки окупаемости.

• В условиях российской экономики энергосервисным компаниям невыгодно брать кредиты в банках для финансирования проектов, поскольку высокие процентные ставки по кредитам делают практически невозможным получение прибыли.

• Сопротивляются и энергосбытовые компании, поднимая тарифы на электроэнергию в случае снижения предприятиями объема потребляемых ресурсов.

• Отсутствует механизм формирования статьи на оплату энергоресурсов в следующем году с учетом текущих платежей по энергосервисным контрактам.

• На уровне субъектов Российской Федерации отсутствуют четкие планы по реализации энергосервисных контрактов.

Государство

Экономия

Экономия

Оплата энергии

Оплата энергии

Эксплуатационные расходы

Эксплуатационные расходы

Во время действия концессионного соглашения

По окончании действия концессионного соглашения

Жизненный цикл концессионного соглашения

45

Финансовые инструменты

Концессия, или концессионное соглашение, – это форма государственно-частного партнерства, вовлечение частного сектора в эффективное управление государственной собственностью, или в оказание услуг на взаимовыгодных условиях. Концессия подразумевает, что государство передает частной организации право на эксплуатацию объектов инфраструктуры, предприятий, оборудования. Концессионные соглашения реализуются на основе публичного имущества, в том числе с использованием бюджетных средств. Преимущества концессии заключаются в том, что исполнитель заинтересован в быстрой модернизации систем освещения – чем раньше энергоэффективная система начнет функционировать, тем быстрее будут возвращаться средства, инвестированные в проект. Кроме того, исполнитель заинтересован в выборе наиболее качественного и энергоэффективного осветительного оборудования, для получения наибольшей экономии и на энергоресурсах, и на обслуживании. Также исполнитель берет на себя полную ответственность за обслуживание и поддержание функционирования новой системы освещения. При концессии минимальны уровни рисков, как для исполнителя, поскольку объект находится полностью в его распоряжении, так и для заказчика, поскольку он получает полностью оптимизированную систему освещения, которая обеспечивает гарантированный уровень экономии. Недостатком этой формы партнерства является отсутствие нормативно-правовой базы, четко

46

регулирующей взаимоотношения исполнителя и заказчика в рамках концессионного соглашения. Но модернизация систем освещения с использованием концессионных соглашений сейчас является наиболее перспективным и развивающимся механизмом в этой области. В Государственной Думе Российской Федерации создана и функционирует рабочая группа, включающая в себя представителей бизнесструктур, ведущая работу над созданием пакета документов, который, при удачном стечении обстоятельств, к концу 2013 года может привести к принятию ряда федеральных законов, четко регламентирующих правила игры в рамках государственно-частного партнерства. В любом случае, при использовании того или иного механизма привлечения финансирования, заказчик получает в собственность новую, гораздо более экономичную и стабильно функционирующую систему освещения, не привлекая собственных средств. При этом, как показала практика, лизинговые контракты оказываются наиболее простыми в применении, но предъявляют высокие требования к организации-заказчику. Энергосервисные контракты оказались наименее эффективным и жизнеспособным инструментом, несмотря на все попытки государства популяризовать данный продукт. Остается надеяться на скорейшую разработку нормативно-правовой базы, регулирующей взаимоотношения государства и частных предпринимателей в рамках концессионных соглашений, а также на введение ограничений на повышение тарифов энерго­ сбытовыми компаниями.

ЭНЕРГОНАДЗОР

Энергетика и право| Консультации

Энергосервис в России и в мире Основы правового регулирования

С

егодня многие компании, осуществляющие совершенно различные виды деятельности, называют себя энергосервисными или говорят, что работают в сфере энергосервиса. Поэтому, прежде всего, определимся в понятиях. По мнению многих экспертов, в настоящее время в России существуют два подхода к пониманию термина энергосервис [1,3]. В широком смысле энергосервис включает в себя весь спектр работ и услуг в сфере энергетики (от консалтинга и проектирования, установки приборов учета до строительства новых энергетических мощностей). В узком смысле энергосервис ограничивает трактовка термина Федеральным законом № 261-ФЗ «Об энергосбережении и повышении энергетической эффективности» как деятель-

ность, направленную на энергосбережение и повышение энергетической эффективности. Таким образом, все те, кто считают, что работают в энергосервисе, по-своему правы. Предметом же нашего внимания будет являться последняя, более узкая трактовка. Вступление в силу закона № 261-ФЗ и включение в него отдельной главы 5 «Энергосервисные договоры (контракты) и договоры купли-продажи, поставки, передачи энергетических ресурсов, включающие в себя условия энергосервисных договоров (контрактов)» открыло новые возможности для развития рынка энергосервиса в России. Активное развитие в мире энергосервис получил около 30 лет назад, когда разработчики энергосберегающих проектов и поставщики

Екатерина Ерофеева, независимый эксперт, к.э.н.

(Cанкт-Петербург)

Таблица 1. Энергосервисные контракты, применяемые в мировой практике №

Работы / услуги

Финансирование проекта

1

Консалтинг / Проектирование

Заказчик

Договор Договор на оказание услуг с фиксированной оплатой Договор на оказание услуг с оплатой по достигнутому результату

Заказчик 2

Поставка энергосберегающего оборудования

Договор на поставку оборудования с фиксированной ценой Договор на поставку оборудования с рассрочкой платежа

Исполнитель Договор лизинга с фиксированной ценой и платежом Заказчик

3

Энергетический перформансконтракт (ЭПК)

Договор на оказание комплекса услуг с гарантированной экономией (guaranteed savings) Договор на оказание комплекса услуг с разделением экономией (shared savings)

Исполнитель Договор на оказание комплекса услуг с гарантированным возвратом Исполнителю инвестиций (first-out) Договор энергоснабжения, обслуживания и управления энергопотреблением (с фиксированным платежом за ед. ресурса) Заказчик 4

5

Договор энергоснабжения и энергоменеджмента

Договор энергоснабжения, обслуживания и управления энергопотреблением (оплата по результатам проекта) Исполнитель (энергоснабжающая организация)

Договор энергоснабжения, обслуживания с обязательствами по повышению уровня энергоэффективности (chauffage)

Заказчик

Договор управления объектом недвижимости с обязательствами по повышению энергоэффективности (мероприятия оплачиваются Заказчиком)

Договор полного управления объектом (зданием) Исполнитель

№ 8 (49), август, 2013 г.

Договор управления объектом недвижимости, включающий требования по повышению энергоэффективности (оплата мероприятий осуществляется управляющей компанией, компенсация – из экономии)

47

Энергетика и право | Консультации энергоэффективного оборудования и услуг постепенно стали выступать и как инвесторы этих проектов, а договор энергосервиса превратился в инструмент энергосервисного рынка. Систематизация различных зарубежных источников позволила сделать вывод о том, что все виды энергосервисных контрактов чаще всего обладают одними и теми же характерными чертами: • исполнитель (как правило, энергосервисная компания – ЭСКО) оказывает и несет ответственность за полный комплекс услуг: разработка, внедрение, эксплуатация и оценка результатов от реализации проекта по повышению энергоэффективности; • ЭСКО принимает на себя обязательства по достижению экономии энергоресурсов; • оплата за оказанные услуги основана (в целом или частично) на достижении показателей энергоэффективности и на соответствии другим согласованным критериям исполнения услуг.

Консолидированный обзор по энергосервису [3] следующим образом формирует все возможные виды энергосервисных услуг и типы контрактов, применяемых в различных странах (табл. 1). Как видим, международная практика энергосервиса не ограничивается лишь перформансконтрактами, хотя последние и получили наибольшее распространение [4]. Рассмотрим их подробнее (табл. 2). Возвращаясь к энергосервису в России, напомним, что согласно ст. 19 закона № 261-ФЗ под энергосервисным договором (контрактом) понимается договор (контракт), предметом которого является осуществление исполнителем действий, направленных на энергосбережение и повышение энергетической эффективности. Ввиду того, что в законодательстве отсутствует определение термина «действие, направленное на энергосбережение и повышение энергетической эффективности», договор энергосервиса может включать широкий перечень действий.

Таблица 2. Основные типы энергетических перформанс-контрактов и их ключевые особенности №

1

Договор на оказание комплекса услуг с гарантированной экономией (Guaranteed Savings)

2

Договор на оказание комплекса услуг с разделением экономией (Shared Savings) (отделение дохода от экономии/ совместные сбережения/ участие в экономии)

3

48

Наименование

Договор на оказание комплекса услуг с гарантированным возвратом Исполнителю инвестиций (First-Out) быстрая окупаемость/ плата из сбережений/ контракт «первый вышел»

Характеризуется

Выгоды для Заказчика/ Примечание

Заказчик обеспечивает финансирование проекта, привлекая чаще всего сторонние источники. Исполнитель гарантирует Заказчику достижение определенных параметров энергоэффективности. Контракт гарантированных сбережений обычно состоит из ряда взаимосвязанных контрактов (прежде всего, Контракта финансирования и Контракта гарантий, в котором Исполнитель гарантирует Заказчику соответствующий уровень сбережений, а также условия возмещения затрат в случае недостижения оговоренного уровня).

Обеспечивает наименьшую стоимость проекта (чем лучше кредит Заказчика, тем ниже стоимость капитала).

Исполнитель: обеспечивает финансирование проекта; внедряет и эксплуатирует (при необходимости) оборудование; обязуется обеспечить минимальный (расчетный) уровень сбережений; получает фиксированный процент экономии, генерируемой проектом, в течение заранее определенного времени (с привязкой или без к моменту полного покрытия стоимости проекта; может длиться в течение всего нормативного срока службы оборудования). Исполнитель: обеспечивает финансирование проекта; внедряет и эксплуатирует (при необходимости) оборудование; обязуется обеспечить минимальный (расчетный) уровень сбережений; получает все 100% полученной экономии так долго, пока не «оплатится» проект; далее эффект достается Заказчику.

Ряд исследователей ошибочно считают, что при указанной схеме Исполнитель финансирует проект. У Заказчика возникает ряд сложностей, связанных с работой с двумя участниками проекта (Исполнителем и финансовым институтом), что усложняет «администрирование» реализации проекта. Учитывая продолжительность реализации проектов, Исполнитель может оказаться неспособным удовлетворить гарантии.

Не требует инвестиций. У внедряемого нового оборудования чаще всего более низкие эксплуатационные издержки; сокращается время простоя. Дает возможность получения части эффекта сразу от начала получения экономии и всю экономию после завершения договора с Исполнителем. Самый ранний тип контракта.

Не требует инвестиций. У внедряемого нового оборудования чаще всего более низкие эксплуатационные издержки; сокращается время простоя. Срок действия договора может варьироваться в зависимости от фактического уровня достижения экономии.

ЭНЕРГОНАДЗОР

Таблица 3. Виды энергосервисных договоров со специальным правовым регулированием Договор (контракт)

Государственные или муниципальные энергосервисные договоры (контракты), заключаемые для обеспечения государственных или муниципальных нужд

Регулирующий нормативный акт Федеральный закон «О размещении заказов на поставки товаров, выполнение работ, оказание услуг для государственных и муниципальных нужд» от 21.07.2005 г. № 94-ФЗ (с 01.01.2014 г. заменяется Федеральным законом «О контрактной системе в сфере закупок товаров, работ, услуг для обеспечения государственных и муниципальных нужд» от 05.01.2013 г. № 44-ФЗ; статья 108. «Особенности заключения энергосервисных контрактов»); Постановление Правительства РФ от 18.08.2010 г. № 636 «О требованиях к условиям контракта на энергосервис и об особенностях определения начальной (максимальной) цены контракта (цены лота) на энергосервис».

Энергосервисные договоры (контракты), направленные на сбережение и (или) повышение эффективности потребления коммунальных ресурсов при использовании общего имущества

Приказ Минрегионразвития от 27.06.2012 г. № 252 «Об утверждении примерных условий энергосервисного договора, направленного на сбережение и (или) повышение эффективности потребления коммунальных услуг при использовании общего имущества в многоквартирном доме».

Договоры купли-продажи, поставки, передачи энергетических ресурсов, включающие условия энергосервисного договора (контракта)

Приказ Минэкономразвития от 11.05.2010 г. № 174 «Об утверждении примерных условий энергосервисного договора, которые могут быть включены в договоры купли-продажи, поставки, передачи энергетических ресурсов (кроме природного газа)».

Законодательство не раскрывает правовой характеристики договора, и соответственно контракт может содержать элементы различных договоров (подряда, услуг, финансовой аренды, поручения, договора на проектно-изыскательские работы и др.), то есть является по своей природе смешанным договором (ст. 421 ГК РФ) и представляет собой достаточно сложную юридическую конструкцию. В той же мере не раскрыта финансовая сторона договора. Таким образом, исходя из определения энергосервисного контракта, данного в ФЗ № 261, энергосервисные контракты на практике могут принимать различные формы, отличающиеся такими характеристиками, как: • предмет и содержание предоставляемых Заказчику работ/услуг: – единичные услуги (консультирование, поставка оборудования, разработка мер по повышению энергоэффективности и т.д.); – комплексные услуги (включая разработку и реализацию проекта «под ключ»); • кем осуществляется финансирование мероприятий повышения энергоэффективности объекта (энергосберегающих мероприятий): – собственником объекта (Заказчиком); – Исполнителем (ЭСКО); • каков порядок расчета между Заказчиком и Исполнителем (оплата производится единовременно, поэтапно или в течение какого-то срока после завершения проекта); • делится ли полученная экономия между Исполнителем и Заказчиком. Такое положение с размытостью правовой дефиниции договора в ФЗ создает неопределенность в понимании правовой природы соответствующих договорных обязательств и тормозит развитие энергосервиса. C другой стороны, по мнению ряда специалистов, в условиях становления нового рынка оно

№ 8 (49), август, 2013 г.

предоставляет широкие возможности для формирования и внедрения именно тех моделей, которые являются наиболее приемлемыми для российских условий [2]. В настоящее время издан ряд нормативных актов, устанавливающих специальное правовое регулирование в РФ для трех видов энергосервисных договоров (табл. 3). Указанные нормативные акты не учитывают всех возможных условий договора и не содержат рекомендуемых типовых энергосервисных контрактов, что является существенным сдерживающим фактором развития рынка. Для успешного развития энергосервиса необходимы кардинальные изменения ситуации в сфере законодательства, создание механизмов стимулирования и условий для привлечения долгосрочного финансирования. Без этого масштабная реализация энергосберегающих проектов во всех секторах российской экономики невозможна. Литература 1. Энергосервис – панацея или утопия / М. Гвоздева.– Энергоэффективность и энергосбережение № 8/2011.

2. Правовые аспекты энергосервисной деятельности /Туликов А.В. – Энергосбережение № 1/2012.

3. Создание и деятельность энергосервисных компаний и перформанс-контрактов в России. Том 1: Энергосервис и перформанс-контракты: возможности и проблемы их реализации в России / Сиваев С.Б., под ред. Грицевич И.Г. – Всемирный фонд дикой природы (WWF) – М., 2011.

4. Руководство для ЭСКО / К. Баллок, Дж. Карагор. – Электронный журнал энергосервисной компании «Экологические системы» № 12/2007.

49

Энергетика и право | Обзор нормативных документов Федеральный закон от 23.07.2013 № 197-ФЗ «О внесении изменений в Кодекс Российской Федерации об административных правонарушениях и Федеральный закон «О внесении изменений в Кодекс Российской Федерации об административных правонарушениях». Поправки касаются рассмотрения административных дел о манипулировании ценами на оптовом и (или) розничных рынках электроэнергии (мощности) участниками, не занимающими доминирующего положения на них. Уточнено, что если данное правонарушение совершено должностным лицом повторно, то дело рассматривается судьей в обязательном порядке. Ранее судья рассматривал такие дела, только если дело было передано ему на рассмотрение органом или должностным лицом, к которому оно поступило (ФАС или ее территориальным органом).

Федеральный закон от 02.07.2013 № 163-ФЗ

порядок, сроки и периодичность предоставления данных. Под раскрытием понимается обеспечение доступа к информации неограниченного круга лиц независимо от цели ее получения. Организации раскрывают данные 4 способами. Первый – обязательное опубликование на сайте органа власти региона в области регулирования цен (тарифов) и (или) на сайте органа МСУ поселения или городского округа в случае их наделения полномочиями по регулированию цен (тарифов) и (или) на сайте, предназначенном для размещения информации по вопросам регулирования тарифов, определяемом Правительством РФ. Второй – размещение на сайте указанного органа власти региона и в печатных изданиях, в которых публикуются акты органов местного самоуправления. Третий – опубликование по решению организации на ее сайте. Четвертый – безвозмездное предоставление информации на основании письменных запросов потребителей товаров и услуг организации. Раскрываемая информация должна быть доступна в течение пяти лет.

Постановление Правительства РФ от 20.06.2013 № 515 «О внесении изменений в статьи 12 и 17 Федерального закона «О безопасности объектов топливно-энергетического комплекса». Скорректирован закон о безопасности объектов ТЭК. Субъекты ТЭК обязаны информировать об угрозах совершения и о совершении актов незаконного вмешательства на объектах. Закреплено, что это делается в порядке, установленном Правительством РФ (ранее – органом, обеспечивающим координацию деятельности органов власти всех уровней по противодействию терроризму). То же касается установления требований обеспечения безопасности линейных объектов ТЭК.

Постановление Правительства РФ от 05.07.2013 № 570 «О стандартах раскрытия информации теплоснабжающими организациями, теплосетевыми организациями и органами регулирования». Утверждены стандарты раскрытия информации теплоснабжающими организациями, теплосетевыми организациями и органами регулирования. Они определяют состав,

50

«О внесении изменения в пункт 45 Основ ценообразования в области регулируемых цен (тарифов) в электроэнергетике». Скорректированы принципы и методы ценообразования в области регулируемых тарифов в электроэнергетике. Дополнено, как определяется цена на мощность генерирующего объекта, если он введен в эксплуатацию позднее 31 декабря 2007 года и поставляет мощность в вынужденном режиме. Тариф не должен быть выше стоимости мощности, устанавливаемой для аналогичного генерирующего объекта при ее продаже по договорам. Порядок определения такой цены изложен в постановлении Правительства РФ от 13.04.2010 № 238.

Постановление Правительства РФ от 11.06.2013 № 494 «Об утверждении Положения о размещении на официальном сайте информации об объеме выручки отдельных видов юридических лиц и требованиях к такой информации». Определен порядок размещения на официальном сайте об объеме выручки отдельных видов юрлиц и требованиях к такой информации. Размещению на данном сайте подлежит информация об объеме выручки государственных

ЭНЕРГОНАДЗОР

корпораций и компаний, субъектов естественных монополий, организаций, осуществляющих деятельность в сфере электроснабжения, газоснабжения, теплоснабжения, водоснабжения, водоотведения, очистки сточных вод, захоронения твердых бытовых отходов, а также государственных и муниципальных унитарных предприятий, автономных учреждений и хозяйственных обществ, в уставном капитале которых доля участия РФ, субъекта РФ или муниципального образования в совокупности превышает пятьдесят процентов.

Приказ Минэнерго России от 13.03.2013 № 108

Регламентирована процедура рассмотрения вопросов, связанных с установлением и пересмотром регулируемых цен (тарифов) в сфере теплоснабжения. С 1 января 2014 года признан утратившим силу Приказ ФСТ России от 08.04.2005 № 130-э «Об утверждении Регламента рассмотрения дел об установлении тарифов и (или) их предельных уровней на электрическую (тепловую) энергию (мощность) и на услуги, оказываемые на оптовом и розничных рынках электрической (тепловой) энергии (мощности)».

Приказ ФСТ России от 20.06.2013 № 798-э

«Об утверждении Методики расчета значений показателей, характеризующих предельный срок подключения потребителей (до 150 кВт), предельное количество этапов (процедур), необходимых для технологического присоединения». Определен порядок расчета значений показателей эффективности деятельности руководителей федеральных органов исполнительной власти и высших должностных лиц субъектов РФ по повышению доступности энергетической инфраструктуры.

Приказ ФСТ России от 07.06.2013 № 163

«Об утверждении Регламента открытия дел об установлении регулируемых цен (тарифов) и отмене регулирования тарифов в сфере теплоснабжения».

№ 8 (49), август, 2013 г.

«Об утверждении цены (тарифа) на мощность, поставляемую в ценовых зонах оптового рынка субъектами оптового рынка – производителями электрической энергии (мощности) по договорам, заключенным в соответствии с законодательством Российской Федерации с гарантирующими поставщиками (энергоснабжающими организациями, энергосбытовыми организациями, к числу покупателей электрической энергии (мощности) которых относятся население и (или) приравненные к нему категории потребителей), в целях обеспечения потребления электрической энергии населением и (или) приравненными к нему категориями потребителей, а также с определенными Правительством Российской Федерации субъектами оптового рынка – покупателями электрической энергии (мощности), функционирующими в отдельных частях ценовых зон оптового рынка, для которых Правительством Российской Федерации установлены особенности функционирования оптового и розничных рынков, на второе полугодие 2013 года и о внесении изменения в приказ ФСТ России от 29 ноября 2012 года № 317-э/2». Утверждена новая цена (тариф) на мощность, поставляемую в ценовых зонах оптового рынка по договорам, заключенным с гарантирующими поставщиками, в целях обеспечения потребления электроэнергии населением и (или) приравненными к нему категориями потребителей, для Саяно-Шушенского ГЭК ОАО «РусГидро». Цена установлена на 2-е полугодие 2013 года на уровне 35 955,02 руб./ МВт в месяц (без НДС).

51

Стандартизация и нормирование | Комментарии

Работа над ошибками

ISO 50001 и внедрение энергоменеджмента в России

С

Максим Агеев, руководитель энергетического бюро Schneider Electric (Москва)

тех пор как в России был принят закон об энергоэффективности, необходимость и значимость технологий энергосбережения и системы энергоменеджмента не нуждаются в дополнительной рекламе. За время внедрения в стране систем энергетического менеджмента накопился опыт проб, успехов и ошибок российских компаний. Нужно помнить, что подводные камни есть на каждом этапе реализации проекта. С самой первой ошибкой мы сталкиваемся, когда только начинаем говорить об энергоменеджменте. Проблема в том, что под этим понятием каждый подразумевает что-то свое, а комплексный охват отсутствует. На деле система энергетического менеджмента – это взаимо­ связанный набор инструментов по достижению цели энергоэффективности компании.

К

огда компании начинают задумываться о системах и о внедрении, то уже здесь возможна первая серьезная ошибка: в рассмотрение системы энергетического менеджмента не включают ряд ключевых вопросов. Как правило, это вопросы перспективного планирования и развития производства, вопросы информационной поддержки принятия решений по энергоменеджменту, вопросы учета и мониторинга энергии, технических параметров и т.п., финансово-правовые вопросы. Если хотя бы один из этих аспектов не учитывается, то мы рискуем получить неполную модель и систему, не соответствующую своим основным задачам. Одна из самых распространенных ошибок на этапе принятия решения – снижение уровня ответственности. Этим «грешат» и крупные российские нефтегазовые и горно-металлургические компании. Когда всю ответственность за реализацию идеи внедрения системы энергоменеджмента спускают на уровень главного энергетика или начальника производства, в то время как это функция топ-менеджмента и совета директоров. Уровень начальника производства не позволяет принимать инвестиционные и многофункциональные решения, которые затрагивают работу технологов, энергетиков, юристов и т.п. А без таких решений систему ни создать, ни внедрить невозможно. В холдинговых структурах спустить ответственность за внедрение энергетического менеджмента с уровня управляющей компании на уровень предприятия тоже неправильно. Гораздо эффективней и правильней внедрять систему в рамках холдинга с охватом управляющей компании, чем просто «спихивать» ее на уровень предприятия – НПЗ или ГОКа. Изначально простор для развития и потенциал для энергоэффективности на уровне предприятия гораздо меньше.

52

Часто случается, что компания не хочет сразу вводить систему, а пытается опробовать пилотный проект, внедрить элементы на отдельном предприятии. Это хорошая методология, но даже на этой стадии в процесс должна быть вовлечена управляющая компания. Говорить о пилотном проекте локально для предприятия – не очень продуктивно. Следующий фактор, который может стать проблемой, – это компетентность персонала и его вовлеченность в процесс разработки и внедрения. Когда мы ставим на такой проект менеджера, который первые полгода или год будет пытаться понять, где и над чем он работает, то потом через те же полгода требовать успешный результат мы не можем. Соответственно верный подход здесь – это обучение и сертификация руководителя проекта. При этом программа обучения должна включать, помимо общих вопросов по энергоэффективности, анализ и проектное управление, информационные системы для менеджмента и общеуправленческие вопросы, включая мотивацию персонала. Еще одна распространенная ошибка – это невовлеченность конечных пользователей системы (начальников цехов, начальников смен, инженеров) непосредственно в процесс ее разработки, экспертизу разработанных решений и систем. Хорошо зарекомендовавший себя подход – это создание рабочей группы, в которую вовлекаются все заинтересованные стороны, а в процесс внедрения включается обучение персонала работе с новой системой. После этапа принятия решения наступает этап разработки и внедрения. И здесь многие компании сталкиваются с фундаментальной ошибкой, подменяя практический подход внедрением чисто документарной системы. Иногда компании просто нужен красивый сертификат и нет времени заниматься самим трудоемким процессом. И тогда используется документарный подход – выполнение формальных требований международного стандарта ISO 50001, без воплощения их в жизнь, без применения на практике. В итоге есть энергополитика, есть стандарт по энергоменеджменту, есть планы и внутренние аудиты. Но о них персонал вообще не осведомлен и их не использует. Ценность такого сертификата – не дороже, чем бумага, на которой он напечатан. Здесь мы забываем, что система энергетического менеджмента, в отличие от других, наиболее «близка к железу», ее легко пощупать, отследить за счет технических и финансовых показателей и за счет снижения затрат на энергию. Для начала конкретной работы необходимо провести энергоанализ и иметь четкий план действий. Часто мы сталкиваемся с тем, что компании проводят формальный энергоаудит

ЭНЕРГОНАДЗОР

или энергопаспортизацию, а потом приходят к нам и говорят: «У нас есть энергопаспорт, что нам делать дальше?» Если вы провели энергоаудит и не знаете, что вам дальше делать, то вы не провели энергоаудит.

К

ачественный энергоанализ должен решить несколько ключевых задач: во-первых, четко определить базовую энерголинию, текущий статус энергоиспользования в разбивке по объектам и по энерготехнологическим подсистемам. Во-вторых, дать четкое понимание потенциала энергосбережения в разрезе объектов и подсистем. Формальный энергоаудит на этот вопрос ответить не может. В-третьих, осуществить приоритизацию, то есть определить пункты работы, на которых необходимо сосредоточить внимание, понять, где имеется наибольший потенциал энергосбережения. Если одновременно пытаться пойти по всем направлениям, то ничего не получится – и ресурсов не хватит, и времени. Поэтому нужна четкая стратегия энергоменеджмента. Часто у компании нет ни понимания потенциала, ни приоритетов, ни выбранного направления. В таких условиях добиться ощутимых результатов практически нереально. Одна из самых сложных задач – выбор грамотного энергоаудитора. Большинство российских аудиторов не выполняют анализ технологий, в то время как львиная доля потенциала энергосбережения находится в оптимизации производственно-технических процессов. Получается, что серьезный аспект может выпасть из поля зрения еще в момент аудита. Поэтому компаниям приходится либо самостоятельно анализировать всю производственную базу, либо искать на рынке того, кто имеет и энергетиков, и технологов, способных этот анализ провести. Мне известны несколько случаев, когда компании пытались провести энергоаудит и сделать энергоанализ собственными силами. На поверку оказывается, что им, как правило, все-таки не хватает ресурсов, компетенций и времени. Кроме того, взгляд сторонней организации извне и предоставление аргументированных предложений с учетом изучения международного опыта менеджменту ценнее. Но в любом случае, даже если привлекается внешняя компания, как одну из процедур энергоменеджмента обязательно нужно мобилизовывать собственные ресурсы компании, чтобы потом в рамках внутреннего аудита проводить не только документарный анализ, но и смотреть собственно на потенциал энергосбережения. Как правило, эта работа осуществляется ежегодно собственными силами. В методологии внедрения обязательно должны быть установлены индикаторы, цели и задачи по энергоэффективности. Типовая ошибка, которая встречается во многих и государственных, и коммерческих компаниях, – директивное насаждение целевых значений индикаторов. Менеджмент дает указание, скажем, на 20% снизить энергозатраты в денежном выражении,

№ 8 (49), август, 2013 г.

а как именно достигнуть этого – нет понимания. К примеру, директивный показатель – снизить не менее чем на 40% энергоемкость ВВП к 2020 году – был в Указе Президента 2008 года. Этого можно добиться, не только снижая энергоиспользование, но и увеличивая ВВП. И многие не понимают этой логики, транслируя этот показатель как снижение энергозатрат к 2020 году на 40%. Надо учитывать, что основной потенциал по снижению энергоемкости ВВП заложен в структурных изменениях в экономике. Многие крупные металлургические комплексы в России и в Казахстане уже директивно насадили у себя такую цель – к 2015 году на 15% снизить энергозатраты производства. Такой подход не основан на ключевых принципах понимания энергопотенциала, и на местах сотрудники хватаются за голову – снизить энергоемкость некоторых производственных процессов просто физически невозможно. Типичный пример – газотранспортные предприятия, где высокая степень автоматизации, установлено новое компрессорное оборудование, которое работает в номинальном режиме. Максимально возможное сокращение энергозатрат – 2–3%, но сокращение на 15% – технически невозможно. Дальше возникает второй вопрос, который также часто остается без ответа: а является ли такая возможность – на 15% сократить энергозатраты к 2015 году – экономически оправданной? Как правило, снижение более 10–15% энергоиспользования связано с существенными инвестициями в модернизацию инфраструктуры и оборудования. Эти инвестиции из-за крайней изношенности оборудования, морального и физического старения фондов в России являются, во-первых, очень большими и трудно привлекаемыми, во-вторых, они являются достаточно медленно окупаемыми (за редким исключением). Так менеджмент компании сам себя загоняет в угол: задача снизить энергозатраты производства поставлена, долгосрочные проекты подготовлены, а принять их менеджмент не может, так как не готов реализовывать программы за пятилетним горизонтом окупаемости. Правильно в этом случае программу энерго­ сбережения формировать сбалансированной. Балансировать ее нужно и по системам, и по срокам окупаемости. Так, энергопланирование должно охватывать весь набор энерготехнологических подсистем предприятия: насосы, электропривод, инженерные системы, освещение, технологию. А в портфеле проектов должны быть решения с разными сроками окупаемости: быстрые проекты, среднесрочные и долгосрочные. Когда у компании программа сбалансирована, то есть возможность даже при отсутствии финансирования ее реализовывать за счет среднесрочных и быстрых малозатратных проектов, а при появлении источника финансирования перейти к долгосрочным проектам. Здесь мы нередко сталкиваемся с еще одним заблуждением, которое сбивает положительный настрой компаний на продвижение энергосберегающих технологий и часто приводит к тому,

53

Стандартизация и нормирование | Комментарии что все «светлые» цели энергоменеджмента остаются выполненными лишь на бумаге. Фундаментальная ошибка – оценивать инфраструктурные проекты только как инвестиционные. Особенно типично это для электроэнергетики и транспортной инфраструктуры. Для России реализация инфраструктурных проектов – это серьезная ответственность государства. Нужно сочетать не столько экономические эффекты, но и доступность некой продукции, систем и технологий для населения, экологические результаты, наличие транспортной инфраструктуры, необходимых условий для социально-экономического развития. Эти проекты изначально нужно рассматривать как инфраструктурные и оценивать их по другим критериям.

Е

ще один аспект, который влечет за собою множество проблем и ошибок, – это отсутствие хорошо выстроенной информационной подсистемы энергоменеджмента. Многие менеджеры даже и не думают о том, как будут впоследствии контролировать энергопараметры и технологические параметры. Например, тот же стандарт ISO 50001 требует мониторинга и контроля, но сам не дает ответа на вопрос: каким образом это должно осуществляться? Де-факто, если мы говорим об энергоемких отраслях, таких как нефтегазовый комплекс, электроэнергетика, горное дело, металлургия и т.п., то объем информации, которую должен контролировать энергоменеджер – количество отслеживаемых параметров и их изменений, настолько велик, что это физически невозможно сделать вручную. Правильно было бы в один из этапов внедрения встраивать разработку четкой технологической концепции по внедрению энергоинформационных систем. Она должна представлять собой систему сбора данных по энергопараметрам и технологическим параметрам, плюс содержать программно-техническую надстройку по моделированию, по предварительной обработке данных и их аналитике и выдаче их в удобной форме для принятия дальнейших решений. Такие системы нужно создавать, и Запад очень серьезно в этом вопросе продвинулся. Сейчас существуют и активно применяются веб-интерфейсы, базированные на информационных технологиях энергоменеджмента, которые позволяют отслеживать все показатели энергоэффективности, осуществлять нормализацию энергозатрат, быструю проработку нормативов по объектам и системам, получать автоматизированные уведомления о превышении нормативов. Это позволяет более оперативно осуществлять принятие решений. Мы четко понимаем, есть у нас некие сбои в системе, отклонение индикатора от заданного норматива, или мы понимаем, что установили целевое значение индикатора, но к этому значению не идем, мы можем оперативно, а не потом, анализируя статистику за прошедший квартал, принять решение, куда пойти, где скорректировать действительность.

54

Особенно если речь идет о нарушениях, которые привязаны к работе технологий. При внедрении энергоэффективных решений мы часто наблюдаем еще одну типовую ошибку: замыкание разработки технологий на локальном уровне, без учета опыта других предприятий холдинга и мировой практики. Правильный подход достаточно прост и логичен – нужен обмен опытом и знаниями. Нужна организация трансляций решений – это как раз задача управляющей компании. Осуществить сбор информации об уже опробованных и положительно зарекомендовавших себя технологиях, создать в итоге банк данных или базу знаний по этим технологиям для конкретных подсистем, которые можно потом транслировать и внедрять в рамках более крупных масштабов. При этом сама база данных не имеет ценности, если она не сопровождается четкими и понятными инструкциями для всех участников процесса принятия решения о внедрении: каким образом показать эффективность мероприятия, инвестиционные параметры и каким образом его потом защитить и внедрить. Любое внедрение энергоэффективных технологий наталкивается на консерватизм и нежелание что-то менять. Если это директивно спущено сверху, все параметры подсчитаны, инструкции составлены, то решение внедряют. Если нет, то будут ждать, пока испробует и просчитает кто-то другой. Например, такое хорошее решение, как регулируемый привод, на ряде предприятий до сих пор сложно внедрить. Для руководства в этом видится определенный риск с точки зрения изменения текущего технологического процесса.

В

международном стандарте ISO 50001 есть требование создать систему внутреннего аудита системы энергоменеджмента. Распространенная ошибка – объединять эту систему с системой экологического менеджмен-та и менеджмента качества без разделения задач и методов аудита. Такой подход делает аудит бумажным и формальным и не имеет особой ценности. Более эффективный подход – это вплетение в систему внутреннего аудита элемента энергоанализа и анализа индикаторов энергоэффективности, в таком случае результатом внутреннего аудита системы энергоменеджмента могут стать новые, ранее упущенные, инициативы и мероприятия по энергосбережению. Не менее важно – избежать оторванности системы энергоменеджмента от системы управления персоналом. Получается – систему нужно создавать, а система мотивации не способствует ни внедрению, ни реализации энергоэффективной политики. Необходима серьезная надстройка действующей системы мотивации таким образом, чтобы она мотивировала лиц, принимающих решения либо влияющих на принятие решения в области энергоэффективности. В таком случае система энергоменеджмента будет работать долгие годы и приносить компании прибыль, а не головную боль.

ЭНЕРГОНАДЗОР

Стандартизация и нормирование | Комментарии

Энергетический паспорт: заполняя, проверяй ПРАВИЛА ОФОРМЛЕНИЯ Три с половиной года назад вступил в силу Федеральный закон от 23 ноября 2009 года № 261-ФЗ «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации». Центральное место в нем отведено энергетическому обследованию и составляемому по его результатам энергетическому паспорту. Документ имеет строго определенную форму и должен заполняться в соответствии с требованиями, которые разработало и утвердило Министерство энергетики Российской Федерации приказом от 19 апреля 2010 года № 182 «Об утверждении Требований к энергетическому паспорту, составленному по результатам обязательного энергетического обследования, и энергетическому паспорту, составленному на основании проектной документации, и Правил направления копии энергетического паспорта, составленного по результатам обязательного энергетического обследования». Приказом Минэнерго РФ от 8 декабря 2011 года № 577 «О внесении изменений в требования к энергетическому паспорту, составленному по результатам обязательного энергетического обследования, и энергетическому паспорту, составленному на основании проектной документации, и в Правила направления копии энергетического паспорта, составленного по результатам обязательного энергетического обследования, утвержденные приказом Мин­ энерго России от 19 апреля 2010 года № 182» были внесены изменения в Приложения 12 и 24 Требований к заполнению энергетического паспорта. Хотя требования к энергетическому паспорту занимают незначительный объем, всего четыре пункта, они касаются всех Приложений, при заполнении которых необходимо внести сотни показателей для небольшой компании и тысячи для солидного предприятия. Для организации работы по оформлению энергетических паспортов СРО НП «Союз «Энергоэффективность» были разработаны Правила оформления энергетических паспортов по результатам обязательного энергетического обследования. Этот документ установил Порядок оформления паспортов, составленных членами Партнерства. В 2011 году СРО получила электронный сервис обработки энергетических паспортов E-PASS. АРМ позволило упростить и унифицировать процесс оформления паспорта и подготовки его копии для направления в Министерство энергетики РФ. Член Партнерства, после составления энергетического паспорта, направляет его

№ 8 (49), август, 2013 г.

в электронном виде в отдел нормоконтроля для проверки на соответствие информации, содержащейся в паспорте, приказам Минэнерго России № 182 и № 577. После завершения проверки, а проверка иногда происходит в несколько приемов, и специалисты отдела нормоконтроля довольно часто паспорт отправляют на доработку, паспорт переводится в статус «Утверждение». На этом этапе паспорт регистрируется и ему присваивается регистрационный номер. Затем организацияэнергоаудитор передает паспорт заказчику проведения энергетического обследования.

СИТУАЦИЯ СЕГОДНЯ К сожалению, в настоящее время сложилась непростая ситуация с энергетическими паспортами. Статистика – вещь упрямая, и обойти ее нельзя. По неофициальной информации в Министерство энергетики РФ на конец мая 2013 года поступило 110 тысяч копий энергетических паспортов, направленных саморегулируемыми организа-

Михаил СЕМЕНОВ, руководитель контрольной комиссии СРО НП «Союз «Энергоэффективность» (Екатеринбург)

55

Стандартизация и нормирование | Комментарии

циями Российской Федерации. Число объектов, подлежащих энергетическому обследованию в Российской Федерации, составляет от 500 тысяч до 1,5 миллиона. Число энергетических паспортов примерно отражает объем проведенных энергетических обследований. Этот показатель говорит о том, что в лучшем случае 22 процента организаций провели обязательные энергетические обследования в установленные сроки. 31 декабря 2012 года уже позади, и руководители организаций, которые должны были провести обязательное энергетическое обследование, образно говоря, потеряли интерес к организации работ по его проведению. Но не учли, что на основании действующего регламента, утвержденного приказом Ростехнадзора от 22 ноября 2011 года «Об утверждении Административного регламента по исполнению Федеральной службой по экологическому, технологическому и атомному надзору государственной функции по осуществлению государственного контроля и надзора за проведением обязательного энергетического обследования в установленный срок», Ростехнадзор осуществляет функцию по осуществлению контроля и надзора за проведением обязательного энергетического обследования. В первом квартале 2013 года Уральским управлением Ростехнадзора в Свердловской области было проведено 211 проверок, выявлено 26 нарушений, административные взыскания обращены на 12 юридических лиц. Все руководители, не выполнившие требования закона, получили предписание о проведении обязательного энергетического обследования, с установленным сроком его проведения. С февраля 2013 года в Минэнерго России заработала онлайн-система приемки энергопаспортов, и с этого времени СРО воспользовались этой услугой. В феврале – мае 2013 года

56

из Свердловской области было отправлено 3 123 копии энергетических паспортов. При этом бумажные копии паспортов в министерство не направляются.

ВОЗВРАТ ПАСПОРТОВ Об организации в Министерстве энергетики РФ работы по сбору, обработке, анализу и использованию данных паспортов, в соответствии с требованиями, определенными Правительством Российской Федерации, уже неоднократно приходилось высказывать критические замечания. Во-первых, изначально работа эта строилась на обработке бумажных копий. Эта трудоемкая процедура не позволяла обработать все копии, поступившие в министерство, в короткие сроки. Только на первую отправку – четыре копии в декабре 2010 года были получены замечания персонально по каждому паспорту. Дальнейший рост количества документов поставил министерство в тупик. Сотрудники обрабатывали по несколько паспортов из каждой партии, делали конкретные замечания по трем – пяти, а отправляли на доработку все паспорта. Во-вторых, какой-либо инструкции по заполнению паспортов министерство не сделало. Каждый сотрудник, работавший с паспортами, высказывал замечания на свой взгляд и вкус. Только 26 ноября 2012 года появился обзор практики применения законодательства РФ по вопросам проведения обязательного энергетического обследования. Обзор был составлен на основе рассмотрения и анализа представленных в Департамент энергоэффективности и модернизации ТЭК копий энергетических паспортов. Но обзор практики не является нормативным документом. И, наконец, в-третьих, массовое возвращение на доработку копий энергетических паспортов

ЭНЕРГОНАДЗОР

без их анализа ставит под сомнение возможность выполнения требования Федерального закона от 23 ноября 2009 года № 261-ФЗ «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации». В статье 17 Закона сказано: «Информация, полученная при обработке, систематизации и анализе данных энергетических паспортов, составленных по результатам обязательных и добровольных энергетических обследований, используется в целях получения объективных данных об уровне использования органами и организациями энергетических ресурсов, о потенциале их энергосбережения и повышения энергетической эффективности, о лицах, достигших наилучших результатов при проведении энергетических обследований, об органах и организациях, имеющих наилучшие показатели в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности, об иных получаемых в результате энергетического обследования показателях». Закономерно возникает вопрос – как, не принимая и не обрабатывая документы, извлечь необходимую информацию?

ХАРАКТЕРНЫЕ ОШИБКИ Если говорить о характерных ошибках энергоаудиторов, допущенных при заполнении паспортов, то, прежде всего, – это обычная невнимательность. Заполнение энергетического паспорта нужно делать в строгом соответствии с его формой, утвержденной приказом № 182. Оставлять незаполненными клетки Приложений тоже является большой ошибкой. Часто не указываются фамилия, имя, отчество и должность лица, ответственного за техническое состояние оборудования, за энергетическое хозяйство. При заполнении Приложения 2 обычно вызывает много вопросов базовый год. Раз за разом обращаются в СРО энергоаудиторы: как быть в ситуации, когда организация создана в начале (середине, конце) прошлого года, ведь нет полных сведений о базовом годе. Является ли в этой ситуации энергетическое обследование обязательным? Ответ прост: организация подлежит обязательному обследованию, значит, его необходимо провести, а при заполнении паспорта будут не заполнены многие поля документа. И еще одна проблема, которую многократно приходится решать с 2011 года. Лица, заказывающие проведение энергетического обследования, требуют включить в договор пункт о предоставлении выписки из Министерства энергетики Российской Федерации о приеме копии паспорта, составленного по результатам обязательного энергетического обследования. Энергоаудиторы идут им на уступки, звонят и пишут в СРО: в каком состоянии энергетический паспорт, составленный по договору с такой-то организацией? В Законе № 261-ФЗ ни слова не говорится о регистрации паспорта органом исполнительной власти. Уполномоченный

№ 8 (49), август, 2013 г.

федеральный орган исполнительной власти должен только обеспечить прием копий энергетических паспортов. Попытки аудиторов обеспечить себе некоторые преимущества по проведению энергетических обследований следует рассматривать как распространение ложных, неточных или искаженных сведений, которые могут причинить убытки хозяйствующему субъекту либо нанести ущерб его деловой репутации. Даже если выписки и будут, то очень не скоро – возврат копий паспортов на доработку очень велик – более 99 процентов. И получит копии не аудитор, не заказчик, а СРО, так как паспорт должен быть вручен исполнителем лицу, заказавшему проведение энергетического обследования. На этом движение паспорта заканчивается. Многие энергоаудиторы спрашивают о дальнейших перспективах обследований. Первое. Доля организаций, которые были обязаны провести обследование, составляет немногим более 20% от минимальной оценки, сделанной профильным комитетом Государственной Думы РФ. Проводить энергетические обследования организациям, которые этого еще не сделали, необходимо, и не только под страхом проверок Ростехнадзором. Второе. Законопроект «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации» предлагает внести в Закон следующую поправку: «Организации, указанные в пункте 7 части 1 статьи 16, – организуют проведение энергетических обследований в отношении многоквартирных домов, ответственными за содержание которых они являются, не реже чем один раз каждые пять лет». Это добавляет значительный объем работы для энергоаудиторов. Третье. Значительное поле деятельности для энергоаудиторов – это энергосервисные контракты, которым законопроект также дает зеленую дорогу.

57

Служба надзора | Обзор аварий и несчастных случаев Забайкальское управление Ростехнадзора Забайкальское РДУ 06.06.2013 в 08.38 было зафиксировано полное отсутствие диспетчерской связи и передачи телеметрической информации от Приаргунской ТЭЦ в Забайкальское РДУ. Резервные каналы связи восстановлены через 1 час 49 минут.

Северо-Западное управление Ростехнадзора Филиал «Кольский» ОАО «ТГК-1» Мурманская область 03.06.2013 в 16.29 произошло отключение двух ВЛ-150 кВ, в результате Кумская ГЭС-9 и Иовская ГЭС-10 выделились на изолированную работу с потерей мощности 20 кВт и 45 кВт соответственно. В 16.48 гидроэлектростанции синхронизированы с системой и набрали нагрузку на гидроагрегатах в соответствии с расчетным диспетчерским графиком. Филиал ОАО «ФСК ЕЭС» Карельское ПМЭС Республика Карелия 10.06.2013 при выведении в ремонт ВЛ-330 кВ «Ондская ГЭС – Кондопога» действием аварийной защиты отключилась ВЛ-220 кВ «Медвежьегорск – Кондопога», в результате чего энергосистема Мурманской области и часть энергосистемы Республики Карелия выделились на изолированную работу от ЕЭС России. ОАО «Боровичский комбинат огнеупоров» г. Боровичи, Новгородская область 27.06.2013 при подготовке рабочего места для проведения контрольно-измерительных работ мастер по ремонту и эксплуатации подстанции попал под напряжение и получил смертельную электротравму.

ООО «ПВЗ «Звездочка» г. Санкт-Петербург 20.05.2013 при проведении работ по шурфовке кабельной трассы произошло короткое замыкание в кабеле 10 кВ. Кабельщик-спайщик получил термические ожоги, от которых скончался. ООО «Технопарк № 1» г. Санкт-Петербург 01.04.2013 электромонтер участка, самовольно проникнув в ГРЩ жилого дома, попал под напряжение и получил смертельную электротравму.

Верхне-Донское управление Ростехнадзора ООО «Энерго» г. Воронеж 13.06.2013 при проведении работ по техническому обслуживанию трансформатора № 1 в помещении ТП № 3 электромонтер приблизился к токоведущим частям и получил поражение электрическим током, от которого скончался 15.06.2013 в больнице.

Енисейское управление Ростехнадзора Филиал ОАО «ФСК ЕЭС» – Красноярское предприятие магистральных электрических сетей Красноярский край 05.06.2013 в 08.00 действием защиты отключились три ВЛ-220 кВ с выделением Богучанской ГЭС – Приаргунской № 1, № 2 на изолированную работу с прилегающим энергорайоном. В 10.07 авария устранена. ТЭЦ БЦБК ОАО «Байкальский ЦБК» Иркутская область 16.06.2013 в 23.00 произошло выделение ТЭЦ на изолированную работу. Работа ТЭЦ восстановлена в 02.30. ЗАО «Мамаканская ГЭС» ЗАО «Витим­ энерго» 25.05.2013 в 09.07 произошло отключение системной аварийной защиты ВЛ 110 кВ Мамаканская ГЭС-Мамакан, что привело к выделению Мамаканской ГЭС на изолированную работу. Нормальная схема восстановлена в 10.17. ЗАО «Мамаканская ГЭС» ЗАО «Витим­ энерго» 26.05.2013 в 17.09 в результате аварийного отключения ВЛ 110 кВ Таксимо – Мамакан произошло выделение Мамаканской ГЭС на изолированную работу с прилегающим районом. В 17.47 ГЭС синхронизирована с ЕЭС.

ОАО «МРСК Северо-Запада» «Новгород­ энерго» г. Новгород 01.07.2013 при осмотре КТП 10/0,4 кВ электромонтер попал под напряжение и получил смертельную электротравму.

58

ЗАО «Мамаканская ГЭС» ЗАО «Витим­ энерго» 27.05.2013 в 05.27 в результате аварийного отключения ВЛ 110 кВ «Таксимо – Мамакан» произошло выделение Мамаканской ГЭС с прилегающим энергорайоном. На ПС 220 кВ

ЭНЕРГОНАДЗОР

«Таксимо» выведены из работы 1,2 комплекта АЛАР. ООО «Красноярский жилищно-коммунальный комплекс» г. Красноярск 19.03.2013 при проведении работ на секционном разъединителе СР 2 электромонтер получил смертельную электротравму.

Филиал ОАО «МРСК Юга» – «Калмэнерго», ПО «Калмыцкие электрические сети» г. Элиста, Республика Калмыкия 18.05.2013 в помещении ЗРУ–10 кВ ПС 110/35/10кВ «Ики-Бурул» при осмотре привода МВ–10 кВ для вывода его в ремонт мастер группы ПС получил смертельную электротравму.

Волжско-Окское управление Ростехнадзора ООО «Агрофирма «Черновское» Нижегородская область 10.05.2013 на территории складов и зерносушилки при переводе автомобильного крана СМК-101 (в органах Ростехнадзора не зарегистрирован) из транспортного положения в рабочее произошло касание стрелы крана воздушной ЛЭП 10 кВ, вследствие чего державшийся за крюки 2-ветвевого канатного стропа главный инженер получил электротравму, от которой скончался по дороге в больницу.

Уральское управление Ростехнадзора Курганская дистанция электроснабжения – структурное подразделение Южно-Уральской дирекции инфраструктуры Центральной дирекции инфраструктуры – филиала ОАО «РЖД» Курганская обл., г. Курган, станция Утяк Южно-Уральской железной дороги 14.06.2013 при отключении мачтового разъединителя контактной сети электромонтер коснулся подвижной части разъединителя, находившейся под напряжением 3,3 кВ, и получил смертельную электротравму. Филиал Шадринских электрических сетей ОАО «ЭнергоКурган» г. Курган 06.05.2013 мастер ремонтной бригады приступил к работе без согласования с диспетчером, не убедился в отключении электропитания и, коснувшись токоведущих элементов ВЛ-0,4 кВ, получил смертельную электротравму.

Западно-Уральское управление Ростехнадзора Муниципальное казенное предприятие г. Ижевска «Горсвет» Республика Удмуртия 04.06.2013 во время монтажа автоматизированной системы управления наружным освещением «Бур» инженер-электроник получил смертельную электротравму. ООО «ЭН-Ресурс» г. Соликамск, Пермский край 23.05.2013 во время подготовки рабочего места для ревизии КТП в процессе наложения заземления на шинный мост произошло короткое замыкание, вследствие чего двое рабочих получили электроожоги рук и лица.

№ 8 (49), август, 2013 г.

Приволжское управление Ростехнадзора ОАО «Нижнекамскнефтехим» г. Нижнекамск, Республика Татарстан 12.04.2013 во время ремонтных работ на первой секции шин РП-41 цеха № 1802 мастер участка получил смертельную электротравму.

Межрегиональное технологическое управление Ростехнадзора ООО «ПАРАЛЛЕЛЬНЫЙ МИР ВОСТОК» г. Москва 09.04.2013 при выполнении работ по отключению электроэнергии без снятия нагрузки в переключателе образовалась электрическая дуга, в результате чего два человека, производившие отключение, получили тяжелые термические ожоги.

Нижне-Волжское управление Ростехнадзора ОАО «Волгограднефтемаш» г. Волгоград 29.05.2013 во время замены ламп освещения на электромостовом кране электромонтер получил смертельную электротравму. ЗАО «Волгоградский металлургический завод «Красный Октябрь» г. Волгоград 31.05.2013 при проведении работ в закрытом распределительном устройстве электромонтер попал под напряжение и получил тяжелые термические ожоги, от которых скончался в больнице. ЗАО «Независимая электросетевая компания» г. Саратов 01.04.2013 во время работ в РТП возникла электрическая дуга, и двое работников получили термические ожоги различной степени.

59

бизнеС-Предложение | СПравочниК ПредПриятий Производство. Поставки. Услуги ЗАО «Малая Энергетика»

620144 Екатеринбург, ул. Краснолесья, 30 Тел. (343) 211-43-13 E-mail: info@malener.ru www.malener.ru

Проект, поставка, монтаж, сервисное обслуживание. МиниТЭЦ, ДГУ, котельное оборудование, оборудование по переработке попутного нефтяного газа, сдача в аренду мини-ТЭЦ, поставка электрической и тепловой энергии от мини-ТЭЦ. Официальный представитель сервисного обслуживания компании TEDOM.

ОАО «Курганский электромеханический завод»

640000 Курган, ул. Ленина, 50 Тел. / факс (3522) 50-76-95 www.kurgan-elmz.ru

Комплектные трансформаторные подстанции мощностью 16-1000 кВА (блочные, в том числе в утепленном корпусе, киосковые, мачтовые, столбовые). Силовые масляные трансформаторы ТМ, ТМГ мощностью 16-1000 кВА. Установки компенсации реактивной мощности. КСО, ЩО. Приводы пружинные. Высоковольтная и низковольтная коммутирующая аппаратура (РЛНД, РВЗ, ВНР, ВНРп, РБ, РПС, РЕ). Светильники светодиодные производственные и уличные.

ФГАОУ ДПО «Курсы повышения квалификации ТЭК»

620109 Екатеринбург, ул. Ключевская, 12 Тел./факсы (343) 231-52-27, 242-22-60 E-mail: kpk-energo@isnet.ru, kpk-tek@mail.ru www.kpk-tek.ru

Предаттестационная подготовка и организация аттестаций руководителей и специалистов в комиссиях Ростехнадзора по направлениям: промышленная безопасность, котлонадзор, газопотребление, грузоподъемные механизмы, использование продуктов нефтепереработки, тепловые энергоустановки, энергобезопасность, безопасность гидротехнических сооружений; обучение по охране труда.

На правах рекламы

Издательский дом «Информ-Медиа»

Группа изданий

Актуальная информация о сути государственной политики в вопросах экономической, промышленной, экологической безопасности и деятельности надзорных органов Æóðíàë

Æóðíàë

«ÒåõÍÀÄÇÎл

«ÝÍÅÐÃÎÍÀÄÇÎл

«Ãîñóäàðñòâåííûé ÍÀÄÇÎл «ÐÅÃËÀÌÅÍÒ»

Информационно-консультативное издание по вопросам промышленной безопасности, разъясняет политику надзорных органов в вопросах техногенной безопасности государства. Комментарии по самым актуальным темам дают профессиональные эксперты и специалисты надзорных органов.

Освещает актуальные вопросы энергетического рынка, представляет анализ основных событий и тенденций, рассматривает насущные проблемы ТЭКа регионов, своевременно информирует читателей об изменениях в нормативно-правовом регулировании в энергетике.

Информирует читателей о сути политики в области надзора и контроля, о взаимодействии надзорных органов с поднадзорными предприятиями. Предоставляет читателям компетентные разъяснения руководителей служб государственных надзорных органов и органов контроля, профильных министерств.

Публикует нормативные документы, действующие в области промышленной, энергетической и экологической безопасности.

Тираж — 8000 экз. Объем — от 80 полос. Формат — А4. Периодичность — 12 раз в год.

Тираж — 5000 экз. Объем — от 48 полос. Формат — А4. Периодичность — 11 раз в год.

Тираж — 4000 экз. Объем — 80 полос. Формат — А4. Периодичность — 4 раза в год.

Тираж — 1000 экз. Объем — от 120 полос. Формат — А5. Периодичность — 6 раз в год.

«Почта России» – подписной индекс 80198 «Пресса России» – подписной индекс 42028 «Урал-Пресс» –подписной индекс 99878

«Пресса России» – подписной индекс 82486 «Урал-Пресс» –подписной индекс 02764

«Пресса России» – подписной индекс 82453 «Урал-Пресс» –подписной индекс 99884

«Пресса России» – подписной индекс 42995 «Урал-Пресс» –подписной индекс 09386

60www.надзоры.рф

+7 800 700 3584, + 7 967 633 9567, + 7 343 253 8989

Ñáîðíèê íîðìàòèâíûõ äîêóìåíòîâ

podpiska@tnadzor.ru

На правах рекламы

Æóðíàë

ЭНЕРГОНАДЗОР

На правах рекламы

На правах рекламы