54gednf06d1gf6b by Denis Y

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

№ 6 (82), июнь, 2016 год

Алексей КУЛАПИН, директор Департамента государственной энергетической политики Министерства энергетики России

«Энергосбережение – не самоцель, а часть общей программы повышения энергоэффективности» с. 4

¬«¡¬¥®ª ¼ § ©¬ ª¥¼u ¬«¡¬¥®ª ¼ § ©¬ ª¥¼u ª½ÕÅ ÃÐÍÊ½ÈØ u ½Õ ÅÊÎÏÍÐÉÂÊÏ ¾ÂÄËÌ½ÎÊËÎÏÅ ª½ÕÅ ÃÐÍÊ½ÈØ u ½Õ ÅÊÎÏÍÐÉÂÊÏ ¾ÂÄËÌ½ÎÊËÎÏÅ № 4 (12) 2013

№ 4 (12) 2013

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НАДЗОР

³ÂÊÏÍ »À ] ®Â¿ÂÍË ¤½Ì½Á ¡½ÈÙÊÅÆ ] ®Å¾ÅÍÙ ] °Í½È ¬ÍÅ¿ËÈÃÙÂ ³ÂÊÏÍ ] »À ] ¡½ÈÙÊÅÆ ËÎÏËÇ ] ËÎÏËÇ ®Å¾ÅÍÙ ] °Í½È ¬ÍÅ¿ËÈÃÙÂ ] ®Â¿ÂÍË ¤½Ì½Á ] ] ]

«®°¡ ®¯ ¢ªª¸¦ «®°¡ ®¯ ¢ªª¸¦ ª ¡¤« ª ¡¤«

ÎÂÊÏÜ¾ÍÙ ÀËÁ ÎÂÊÏÜ¾ÍÙ ÀËÁ

Информационно-аналитическое Информационно-аналитическое издание издание

ËÁ ÚÇËÈËÀÅÅ ËÁ ÚÇËÈËÀÅÅ ¿ ËÎÎÅÅ ¿ ËÎÎÅÅ ËÌÍËÎØ Ë¾ÂÎÌÂÔÂÊÅÜ ÚÇËÈËÀÅÔÂÎÇËÆ ËÌÍËÎØ Ë¾ÂÎÌÂÔÂÊÅÜ ÚÇËÈËÀÅÔÂÎÇËÆ ¾ÂÄËÌ½ÎÊËÎÏÅ Ê½ÕÂÆ ÎÏÍ½ÊØ ¾ÂÄËÌ½ÎÊËÎÏÅ Ê½ÕÂÆ ÎÏÍ½ÊØ ËÎÏ½ÛÏÎÜ ÌËÎÏËÜÊÊØÉ ÌÍÅËÍÅÏÂÏËÉ ËÎÏ½ÛÏÎÜ ÌËÎÏËÜÊÊØÉ ÌÍÅËÍÅÏÂÏËÉ ÀËÎÐÁ½ÍÎÏ¿ÂÊÊËÆ ÌËÈÅÏÅÇÅ ÀËÎÐÁ½ÍÎÏ¿ÂÊÊËÆ ÌËÈÅÏÅÇÅ ª½ Ä½ÎÂÁ½ÊÅÅ ®Ë¿ÂÏ½ ¾ÂÄËÌ½ÎÊËÎÏÅ ª½ Ä½ÎÂÁ½ÊÅÅ ®Ë¿ÂÏ½ ¾ÂÄËÌ½ÎÊËÎÏÅ ÌËÎ¿ÜÖÂÊÊËÉ Ë¾ÂÎÌÂÔÂÊÅÛ ÌËÎ¿ÜÖÂÊÊËÉ Ë¾ÂÎÌÂÔÂÊÅÛ Ê½ÓÅËÊ½ÈÙÊËÆ ¾ÂÄËÌ½ÎÊËÎÏÅ Ê½ÓÅËÊ½ÈÙÊËÆ ¾ÂÄËÌ½ÎÊËÎÏÅ ¿ ÎÑÂÍÂ ËÒÍ½ÊØ ËÇÍÐÃ½ÛÖÂÆ ÎÍÂÁØ ¿ ÎÑÂÍÂ ËÒÍ½ÊØ ËÇÍÐÃ½ÛÖÂÆ ÎÍÂÁØ Å ÌÍÅÍËÁËÌËÈÙÄË¿½ÊÅÜ Å ÌÍÅÍËÁËÌËÈÙÄË¿½ÊÅÜ È½ÁÅÉÅÍ ¬°¯¥ª ÌËÍÐÔÅÈ ÐÎÇËÍÅÏÙ È½ÁÅÉÅÍ ¬°¯¥ª ÌËÍÐÔÅÈ ÐÎÇËÍÅÏÙ ÌÍÅÊÜÏÅÂ ÎÏÍ½ÏÂÀÅÅ ÚÇËÈËÀÅÔÂÎÇËÆ ÌÍÅÊÜÏÅÂ ÎÏÍ½ÏÂÀÅÅ ÚÇËÈËÀÅÔÂÎÇËÆ ¾ÂÄËÌ½ÎÊËÎÏÅ ¾ÂÄËÌ½ÎÊËÎÏÅ

ÈÂÇÎ½ÊÁÍ ª« § ÈÂÇÎ½ÊÁÍ ª« § ÉÅÊÅÎÏÍ ÚÊÂÍÀÂÏÅÇÅ ËÎÎÅÆÎÇËÆ ±ÂÁÂÍ½ÓÅÅ ÉÅÊÅÎÏÍ ÚÊÂÍÀÂÏÅÇÅ ËÎÎÅÆÎÇËÆ ±ÂÁÂÍ½ÓÅÅ

ª½Õ½ ÎÏÍ½Ê½ À½Í½ÊÏÅÍÐÂÏ ÀÈË¾½ÈÙÊÐÛ ª½Õ½ ÎÏÍ½Ê½ À½Í½ÊÏÅÍÐÂÏ ÀÈË¾½ÈÙÊÐÛ ÚÊÂÍÀÂÏÅÔÂÎÇÐÛ ¾ÂÄËÌ½ÎÊËÎÏÙ ÚÊÂÍÀÂÏÅÔÂÎÇÐÛ ¾ÂÄËÌ½ÎÊËÎÏÙ

А также: А также: ®ÌÂÓÅ½ÈÙÊ½Ü ËÓÂÊÇ½ ¯Í½ÊÎÌËÍÏÊØÂ ¯Í½ÊÎÌËÍÏÊØÂ ÅÄÊÂÎ ¿ ËÎÎÅÅ ®ÌÂÓÅ½ÈÙÊ½Ü ËÓÂÊÇ½ ÅÄÊÂÎ ¿ ËÎÎÅÅ ÐÎÈË¿ÅÆ ÏÍÐÁ½ ÇËÍÅÁËÍØ ËÎÎÅÅ ÎÈËÃÊË ÅÈÅ ¿ËÄÉËÃÊË ÎÈËÃÊË ÅÈÅ ¿ËÄÉËÃÊË ÐÎÈË¿ÅÆ ÏÍÐÁ½ ÇËÍÅÁËÍØ ËÎÎÅÅ ®ÏÍ ®ÏÍ

®ÏÍ ®ÏÍ

£ÐÍÊ½È ¯ÂÒª ¡¤« £ÐÍÊ½È ¯ÂÒª ¡¤«

£ÐÍÊ½È ºª¢ «ª ¡¤« ®¾ËÍÊÅÇ ®¾ËÍÊÅÇ £ÐÍÊ½È ºª¢ «ª ¡¤« ÅÊÑËÍÉ½ÓÅËÊÊË ÅÊÑËÍÉ½ÓÅËÊÊË «¾×ÂÉ ËÏ ÌËÈËÎ «¾×ÂÉ ËÏ ÌËÈËÎ «¾×ÂÉ ËÏ ÌËÈËÎ «¾×ÂÉ ËÏ ÌËÈËÎ ÇËÊÎÐÈÙÏ½ÏÅ¿ÊØÒ ÇËÊÎÐÈÙÏ½ÏÅ¿ÊØÒ ¢ÃÂÉÂÎÜÔÊË ¢ÃÂÉÂÎÜÔÊË ¢ÃÂÉÂÎÜÔÊË ¢ÃÂÉÂÎÜÔÊË É½ÏÂÍÅ½ÈË¿ É½ÏÂÍÅ½ÈË¿ ËÁË¿½Ü ÌËÁÌÅÎÇ½ u ËÁË¿½Ü ÌËÁÌÅÎÇ½ u «¾×ÂÉ ËÏ ÌËÈËÎ ËÁË¿½Ü ÌËÁÌÅÎÇ½ u ËÁË¿½Ü ÌËÁÌÅÎÇ½ u «¾×ÂÉ ËÏ ÌËÈËÎ ¢ ¨ ©¢ª¯ ¢ ¨ ©¢ª¯ ÍÐ¾ÈÂÆ ÍÐ¾ÈÂÆ ÍÐ¾ÈÂÆ ¬ÂÍÅËÁÅÔÊËÎÏÙ ÍÐ¾ÈÂÆ ¬ÂÍÅËÁÅÔÊËÎÏÙ Í½Ä ¿ ÉÂÎÜÓ½ «¾×ÂÉ ËÏ ÌËÈËÎ Í½Ä ¿ ÉÂÎÜÓ½ «¾×ÂÉ ËÏ ÌËÈËÎ Ç½ÃÁËÉ Ç½ÃÁËÉ Ç½ÃÁËÉ Ç½ÃÁËÉ ËÁË¿½Ü ÌËÁÌÅÎÇ½ u ¬ÂÍÅËÁÅÔÊËÎÏÙ ËÁË¿½Ü ÌËÁÌÅÎÇ½ u ¬ÂÍÅËÁÅÔÊËÎÏÙ ÊËÉÂÍÂ ÃÐÍÊ½È½ ÊËÉÂÍÂ ÃÐÍÊ½È½ ÊËÉÂÍÂ ÃÐÍÊ½È½ ÊËÉÂÍÂ ÃÐÍÊ½È½ ÍÐ¾ÈÂÆ Í½Ä ¿ ÉÂÎÜÓ½ ÍÐ¾ÈÂÆ Í½Ä ¿ ÉÂÎÜÓ½ Ë¾ÄËÍ Ä½ÇËÊËÁ½ÏÂÈÙÎÏ¿½ Ë¾ÄËÍ Ä½ÇËÊËÁ½ÏÂÈÙÎÏ¿½ ¿Ä½ÅÉËÁÂÆÎÏ¿ÅÂ ¿Ä½ÅÉËÁÂÆÎÏ¿ÅÂ ËÁË¿½Ü ÌËÁÌÅÎÇ½ u ËÁË¿½Ü ÌËÁÌÅÎÇ½ u ¿ Ë¾È½ÎÏÅ ¬ ¿ Ë¾È½ÎÏÅ ¬ Ç½ÃÁËÉ Î ËÎÏÂÒÊ½ÁÄËÍËÉ Ç½ÃÁËÉ Î ËÎÏÂÒÊ½ÁÄËÍËÉ ÍÐ¾ÈÂÆ ÍÐ¾ÈÂÆ ¿ØÎÏÐÌÈÂÊÅÜ ¿ØÎÏÐÌÈÂÊÅÜ ÊËÉÂÍÂ ÃÐÍÊ½È½ ÏÍÂ¾Ë¿½ÊÅÜ ÊËÉÂÍÂ ÃÐÍÊ½È½ ÏÍÂ¾Ë¿½ÊÅÜ ÍÐÇË¿ËÁÅÏÂÈÂÆ ÍÐÇË¿ËÁÅÏÂÈÂÆ Ç½ÃÁËÉ Ä½ÇËÊËÁ½ÏÂÈÙÎÏ¿½ ÌÍ½ÇÏÅÔÂÎÇ½Ü Í½¾ËÏ½ Ç½ÃÁËÉ Ä½ÇËÊËÁ½ÏÂÈÙÎÏ¿½ ÌÍ½ÇÏÅÔÂÎÇ½Ü Í½¾ËÏ½ ³ÂÊÏÍ½ÈÙÊËÀË ½ÌÌ½Í½Ï½ ³ÂÊÏÍ½ÈÙÊËÀË ½ÌÌ½Í½Ï½ ÊËÉÂÍÂ Î¾ËÍÊÅÇ½ Ê½ÁÄËÍÊØÒ ¿ÂÁËÉÎÏ¿ ÏÂÒÊËÈËÀÅÅ ÊËÉÂÍÂ Î¾ËÍÊÅÇ½ Ê½ÁÄËÍÊØÒ ¿ÂÁËÉÎÏ¿ ÏÂÒÊËÈËÀÅÅ Å ÏÂÍÍÅÏËÍÅ½ÈÙÊØÒ ËÍÀ½ÊË¿ Å ÏÂÍÍÅÏËÍÅ½ÈÙÊØÒ ËÍÀ½ÊË¿ Å Ë¾ËÍÐÁË¿½ÊÅÂ ÊËÍÉ½ÏÅ¿ÊË ÉÂÒ½ÊÅÄÉØ Å Ë¾ËÍÐÁË¿½ÊÅÂ ÊËÍÉ½ÏÅ¿ÊË ÉÂÒ½ÊÅÄÉØ ËÎÏÂÒÊ½ÁÄËÍ½ ËÎÏÂÒÊ½ÁÄËÍ½ ÌÍ½¿Ë¿ØÂ ÁËÇÐÉÂÊÏØ ¿Ä½ÅÉËÁÂÆÎÏ¿ÅÜ ¿Ä½ÅÉËÁÂÆÎÏ¿ÅÂ ÌÍ½¿Ë¿ØÂ ÁËÇÐÉÂÊÏØ ¿Ä½ÅÉËÁÂÆÎÏ¿ÅÜ ¿Ä½ÅÉËÁÂÆÎÏ¿ÅÂ ½ÇÏÐ½ÈÙÊØÂ Í½Ä×ÜÎÊÂÊÅÜ ½ÇÏÐ½ÈÙÊØÂ Í½Ä×ÜÎÊÂÊÅÜ ÍÂÀÈ½ÉÂÊÏÅÍÐÛÖÅÂ ÀËÎÐÁ½ÍÎÏ¿½ Î ÎÂÏÂ¿ØÉÅ ÍÂÀÈ½ÉÂÊÏÅÍÐÛÖÅÂ ÀËÎÐÁ½ÍÎÏ¿½ Î ÎÂÏÂ¿ØÉÅ ÏÍÂ¾Ë¿½ÊÅÆ ¬ ÌË ÏÍÂ¾Ë¿½ÊÅÆ ¬ ÌË ÁÂÜÏÂÈÙÊËÎÏÙ ¿ ÎÑÂÍÂ Î ÌËÁÊ½ÁÄËÍÊØÉÅ ËÍÀ½ÊÅÄ½ÓÅÜÉÅ ÁÂÜÏÂÈÙÊËÎÏÙ ¿ ÎÑÂÍÂ Î ÌËÁÊ½ÁÄËÍÊØÉÅ ËÍÀ½ÊÅÄ½ÓÅÜÉÅ Í½ÄÈÅÔÊØÉ ¿ÅÁ½É Ê½ÁÄËÍ½ Í½ÄÈÅÔÊØÉ ¿ÅÁ½É Ê½ÁÄËÍ½ ÌÍËÉØÕÈÂÊÊËÆ ÌÍÂÁÌÍÅÜÏÅÜÉÅ ÚÊÂÍÀËÎ¾ÂÍÂÃÂÊÅÂ ÌÍËÉØÕÈÂÊÊËÆ ÌÍÂÁÌÍÅÜÏÅÜÉÅ ÚÊÂÍÀËÎ¾ÂÍÂÃÂÊÅÂ ½Ê½ÈÅÄ Ê½Å¾ËÈÂÂ ½Ê½ÈÅÄ Ê½Å¾ËÈÂÂ ÚÇËÈËÀÅÔÂÎÇËÆ Å ÚÊÂÍÀË½ÐÁÅÏ ÇËÊÎÐÈÙÏ½ÓÅÅ ÚÇËÈËÀÅÔÂÎÇËÆ Å ÚÊÂÍÀË½ÐÁÅÏ ÇËÊÎÐÈÙÏ½ÓÅÅ ÌËÇ½Ä½ÏÂÈÙÊØÒ ½¿½ÍÅÆ ÌËÃ½ÍÊËÆ Å ÚÊÂÍÀÂÏÅÔÂÎÇËÆ ÎÌÂÓÅ½ÈÅÎÏË¿ Í½ÄÈÅÔÊØÒ ÌËÇ½Ä½ÏÂÈÙÊØÒ ½¿½ÍÅÆ Ë¾ÉÂÊ ËÌØÏËÉ ÌËÃ½ÍÊËÆ Å ÚÊÂÍÀÂÏÅÔÂÎÇËÆ ÎÌÂÓÅ½ÈÅÎÏË¿ Í½ÄÈÅÔÊØÒ Ë¾ÉÂÊ ËÌØÏËÉ ËÌØÏ ¿ÂÁÐÖÅÒ ËÌØÏ ¿ÂÁÐÖÅÒ ¾ÂÄËÌ½ÎÊËÎÏÅ ËÒÍ½ÊØ ÏÍÐÁ½ Ê½ÁÄËÍÊØÒ ËÍÀ½ÊË¿ ÌËÁÀËÏË¿Ç½ ÌÂÍÎËÊ½È½ ¾ÂÄËÌ½ÎÊËÎÏÅ ËÒÍ½ÊØ ÏÍÐÁ½ Ê½ÁÄËÍÊØÒ ËÍÀ½ÊË¿ ÌËÁÀËÏË¿Ç½ ÌÂÍÎËÊ½È½ ÌÍËÉØÕÈÂÊÊØÒ ÌÍÂÁÌÍÅÜÏÅÆ ÌÍËÉØÕÈÂÊÊØÒ ÌÍÂÁÌÍÅÜÏÅÆ ÅÊÑËÍÉ½ÓÅÜ Ë¾ ½¿½ÍÅÜÒ ÅÊÑËÍÉ½ÓÅÜ Ë¾ ½¿½ÍÅÜÒ ÇËÊÎÐÈÙÏ½ÓÅÅ ÎÌÂÓÅ½ÈÅÎÏË¿ ÇËÊÎÐÈÙÏ½ÓÅÅ ÎÌÂÓÅ½ÈÅÎÏË¿ Å ÊÂÎÔ½ÎÏÊØÒ ÎÈÐÔ½ÜÒ Å ÊÂÎÔ½ÎÏÊØÒ ÎÈÐÔ½ÜÒ ËÎÏÂÒÊ½ÁÄËÍ½ ËÎÏÂÒÊ½ÁÄËÍ½ ÍÂÄÐÈÙÏ½ÏØ ÌÍË¿ÂÍËÇ ÍÂÄÐÈÙÏ½ÏØ ÌÍË¿ÂÍËÇ ½Ê½ÈÅÏÅÇ½ ÚÇÎÌÂÍÏÊØÂ ½Ê½ÈÅÏÅÇ½ ÚÇÎÌÂÍÏÊØÂ ËÓÂÊÇÅ ÇËÊÎÐÈÙÏ½ÓÅÅ ËÓÂÊÇÅ ÇËÊÎÐÈÙÏ½ÓÅÅ ½ÁÉÅÊÅÎÏÍ½ÏÅ¿Ê½Ü ½ÁÉÅÊÅÎÏÍ½ÏÅ¿Ê½Ü ÌÍ½ÇÏÅÇ½ ÌÍ½ÇÏÅÇ½ £ÐÍÊ½È £ÐÍÊ½È ËÎÐÁ½ÍÎÏ¿ÂÊÊØÆ ËÎÐÁ½ÍÎÏ¿ÂÊÊØÆ Ê½ÁÄËÍ Ê½ÁÄËÍ

¢®¯¹ «¬«®¸ ¢®¯¹ «¬«®¸

®ÌÂÓÅ½ÈÅÎÏØ ËÏÁÂÈ½ ÌËÁÌÅÎÇÅ ÇËÉÌÂÏÂÊÏÊË Å ËÌÂÍ½ÏÅ¿ÊË ËÏ¿ÂÏÜÏ ½É ®ÌÂÓÅ½ÈÅÎÏØ ËÏÁÂÈ½ ÌËÁÌÅÎÇÅ ÇËÉÌÂÏÂÊÏÊË Å ËÌÂÍ½ÏÅ¿ÊË ËÏ¿ÂÏÜÏ ½É

*/'0!5/"%;03 36 */'0!5/"%;03 36

«±«©¥¯¢ ¬«¡¬¥®§° ®¢¦´ ® «±«©¥¯¢ ¬«¡¬¥®§° ®¢¦´ ® ¥ ¢¡¥¯¢ ¥¤ª¢® ¢¤ «¬ ®ª«®¯¥ ¢®¹ «¡ ¥ ¢¡¥¯¢ ¥¤ª¢® ¢¤ «¬ ®ª«®¯¥ ¢®¹ «¡

Журнал «ЭНЕРГОНАДЗОР» ежемесячное издание

Шеф-редактор Группы изданий «ТехНАДЗОР» Екатерина Владимировна Черемных И.о. главного редактора Любовь Андреевна Перевалова Обозреватели Роман Кариаев, Ольга Паластрова, Эдуард Сатаров Выпускающий редактор Татьяна Рубцова Дизайн и верстка Павел Щербаков Корректор Надежда Челнокова Редакционный совет Рогалев Николай Дмитриевич, ректор Национального исследовательского университета «Московский энергетический институт», д.т.н., профессор Илюшин Павел Владимирович, заместитель генерального директора – главный инспектор ЗАО «Техническая инспекция ЕЭС», руководитель подкомитета С6 РНК СИГРЭ, руководитель подкомитета ПК-5 ТК 016 «Электроэнергетика» Росстандарта, к.т.н. Серебряков Дмитрий Владиславович, исполнительный директор СРО НП «Союз «Энергоэффективность» Щелоков Яков Митрофанович, заслуженный изобретатель РСФСР, заслуженный энергетик РСФСР, к.т.н., доцент Руководители проектов Ирина Морозова, Анастасия Мосеева, Ирина Беляева Коммерческая служба Елена Малышева, Кристина Махалина, Светлана Носенко Отдел подписки Евгения Бойко, Елена Кононова, Наталья Королева, Татьяна Купреенкова, Галина Мезюха Тел. +7 (343) 253-89-89, +7 (967) 633-95-67 E-mail: podpiska@tnadzor.ru Учредитель и издатель ООО «Издательский дом «Информ-Медиа» 620012 Екатеринбург, ул. Машиностроителей, 19, оф. 229 Редакция журнала «ЭНЕРГОНАДЗОР» 121099 Москва, Смоленская пл., 3 Тел. 8 (800) 700-35-84 E-mail: moscow@tnadzor.ru 620017 Екатеринбург, а/я 797 Тел./факс (343) 253-89-89 E-mail: еnadzor@tnadzor.ru, tnadzor@tnadzor.ru www.tnadzor.ru Представительство в Тюмени E-mail: region@tnadzor.ru Представительство в Челябинске Тел. +7 (351) 723-02-69, 266-66-78 E-mail: tnadzor@tnadzor.ru, 74@tnadzor.ru Представительство в Уфе E-mail: texnadzor-ufa@yandex.ru Представительство в Самаре E-mail: texnadzor-samara@yandex.ru Представительство в Оренбурге E-mail: texnadzor-orenburg@yandex.ru Представительство в Омске E-mail: texnadzor-omsk@yandex.ru Представительство в Перми E-mail: texnadzor-perm@yandex.ru Свидетельство о регистрации ПИ № ФС 77-63384 от 16 октября 2015 г. выдано Федеральной службой по надзору в сфере связи, информационных технологий и массовых коммуникаций. Подписано в печать 14 июня 2016 года. Выход из печати 17 июня 2016 года. Отпечатано в ООО «Астер-Ек+» г. Екатеринбург, ул. Черкасская, 10ф Тел. +7 (343) 310-19-00 Заказ № 31051 от 10 июня 2016 г. Тираж 5 000 экз. Редакция не несет ответственности за содержание рекламных материалов. Р Мнение редакции может не совпадать с мнением авторов. «Пресса России» – подписной индекс 82486 «Урал-Пресс» – подписной индекс 02764 Свободная цена 18+

Содержание Стратегия отрасли

Факты, события, комментарии................................................... 2 Ключевая цель – восстановление инноваций........................... 4 Директор Департамента государственной энергетической политики Министерства энергетики России Алексей КУЛАПИН рассказал об основных положениях энергетической стратегии

Энергетический надзор

Нарушения на объектах электроэнергетики............................ 6 Начальник Управления Государственного энергетического надзора Дмитрий ФРОЛОВ сделал доклад о проведении государственного строительного надзора в энергетике

Безопасность ГТС

Новый регламент по выдаче разрешений на эксплуатацию гидротехнических сооружений................................................... 10

Технологии и оборудование

Требования к проведению поверки средств измерений.........12 Высокое качество по разумной цене........................................ 13 Преобразователи частоты Inovance – оптимальный выбор для экономии

Рекомендации по защите от импульсных воздействий........ 14 О средствах молниезащиты транссформаторных подстанций

Технологии бесконтактной диагностики электрооборудования................................................................. 16

Энергоэффективность

Окупаемость инвестиций в энергосбережение........................18 Определение прогнозируемого срока окупаемости инвестиций, направленных на уменьшение потребления энергоресурсов

Система энергетического менеджмента

Прямой путь к сокращению издержек......................................22 Основные этапы построения системы управления энергетическими ресурсами

Служба надзора

Аварии и несчастные случаи. Результаты проверок..............24 Ответственность и обязанности собственника........................26 О правилах расследования аварий на объектах теплоснабжения

Результаты расследования.........................................................29

Энергетика и право

Обзор законодательства..............................................................30 Мероприятия «дорожной карты»...............................................32 О реализации программы повышения энергетической эффективности зданий и сооружений

Охрана труда

Защита от напряжения................................................................36 Инструменты и приспособления для работы с электроустановками

Административная практика

Ввод в эксплуатацию разрешен.................................................37

Обратная связь

Вопрос–ответ.................................................................................40

Стратегия отрасли | Факты, события, комментарии Условия энергосервиса изменятся

Грозы не страшны Федеральная сетевая компания усилила контроль за энергообъектами в связи с началом грозового и пожароопасного периодов.

Соответствующее постановление подготовлено Минэкономразвития в соответствии с пунктом 4 плана мероприятий по совершенствованию государственного регулирования в области оказания энергосервисных услуг. Постановлением Правительства от 18 августа 2010 года № 636 «О требованиях к условиям энергосервисного контракта и об особенностях определения начальной (максимальной) цены энергосервисного контракта (цены лота)» утверждены требования к условиям энергосервисного договора (контракта). Подписанным постановлением в эти требования внесены изменения, направленные на упрощение реализации проектов и мер по энергосбережению и повышению энергетической эффективности в бюджетной сфере за счет внебюджетных источников.

Внесенными изменениями уточняются: • порядок распределения дополнительной экономии и обеспечения возможности направления на оплату энергосервисного договора (контракта) средств, полученных в результате экономии, совокупный объем которой превышает установленный контрактом объем в натуральном выражении; • порядок оплаты энергосервисного договора (контракта) при достижении экономии за счет перехода с одного вида топлива на другой; • порядок оплаты энергосервисного договора (контракта) в случае частичного недостижения исполнителем минимального уровня экономии. Кроме того, устанавливается возможность уступки прав требований оплаты по энергосервисному договору (контракту) в случаях, не противоречащих законодательству РФ.

Во всех филиалах ФСК ЕЭС завершились тренировки, направленные на повышение бдительности и устойчивости работы персонала в нештатных ситуациях. Проверено состояние территорий электросетевых объектов, наличие на подстанциях первичных средств пожаротушения и их работоспособность. Ситуация в регионах повышенных рисков взята под особый контроль. В преддверии грозового периода проверено состояние грозозащиты, портальных молниеотводов и заземляющих устройств электрооборудования подстанций. Подтверждено рабочее состояние заземляющих устройств маслохозяйств, проверены условия эксплуатации складов ГСМ и антенно-мачтовых сооружений связи. На сегодняшний день продолжаются работы по расширению, расчистке и минерализации просек ВЛ, проходящих по лесным массивам, от древеснокустарниковой растительности, по опашке периметров электрических подстанций на ширину, необходимую для защиты от низовых пожаров. Обеспечивать бесперебойную работу электрических сетей будут более тысячи ремонтных бригад, полностью укомплектованных необходимыми механизмами, материалами, средствами связи – всего 6 360 человек и 4 047 единиц спецтехники.

Энергия будущего Доля атомной генерации в РФ к 2030 году может вырасти с 18,6% до 21%. Об этом сообщил генеральный директор АО «Концерн Росэнергоатом» Андрей Петров. Андрей Петров, выступая с докладом в ходе X Международной научнотехнической конференции «Безопасность, эффективность и экономика атомной энергетики», отметил, что к 2030 году «Росэнергоатом» намерен увеличить выработку на 73% (по сравнению с 2015 годом). Таким образом, выработка электроэнергии российскими АЭС к этому сроку может превысить 338 млрд. кВтч. При этом в 2016 году выработка может составить 199 млрд. кВтч (против также рекордных 195 млрд. кВтч в 2015 году). Таким образом, рост показателя в текущем году ожидается на уровне 2%.

ЭНЕРГОНАДЗОР

Инвестиции – в ветер

Полезные паводки

Структуры «Росатома» могут инвестировать около 83 млрд. рублей в строительство ветрогенерации в РФ до 2020 года. Они подали заявки на строительство около 610 МВт на отбор проектов ВИЭ в 2018–2020 годах.

В 2016 году Системный оператор продолжил использование тепловых электростанций для автоматического вторичного регулирования частоты в период весеннего паводка. Это позволяет повысить эффективность использования гидроресурсов при производстве электроэнергии. С 13 апреля по 6 июня 2016 года задачи по автоматическому вторичному регулированию частоты и перетоков активной мощности (АВРЧМ) в ЕЭС России решались в том числе отдельными энергоблоками тепловой генерации в рамках работы рынка услуг по обеспечению системной надежности. Привлечение энергоблоков ТЭС к АВРЧМ позволило на время паводка минимизировать величину размещаемых на ГЭС резервов вторичного регулирования частоты в ЕЭС России. В частности, за счет минимизации привлечения к АВРЧМ Жигулевской ГЭС сокращены объемы холостых водосбросов.

Частичный перенос резерва вторичного регулирования с ГЭС на ТЭС позволил более рационально использовать имеющиеся гидроресурсы гидростанций первой ценовой зоны с увеличением выработки электроэнергии (оценочно) более чем на 98 млн кВт•ч. Таким образом, увеличение выработки ГЭС, вызванное переносом резерва вторичного регулирования на ТЭС в паводок 2016 года, на 40% превысило аналогичный показатель паводка прошлого года. В основном для целей АВРЧМ используются ГЭС, являющиеся высокоманевренными объектами генерации, способными оперативно увеличивать или снижать выработку под управлением системы автоматического регулирования частоты и перетоков мощности или по команде Системного оператора, компенсируя возникающие в ЕЭС отклонения частоты. Для этого часть мощности ГЭС резервируется под выполнение задачи регулирования и не участвует в плановой выработке электроэнергии.

Желающих строить другие виды зеленой энергетики пока не нашлось. Программу поддержки ВИЭ до 2024 года могут продлить, перенеся ранее не востребованные объемы ветрогенерации. Пока не востребованы 270 МВт солнечной генерации с вводом в 2020 году (этот вид ВИЭ ранее пользовался высоким спросом), 513 МВт малых ГЭС с вводом в 2017–2020 годах и около 900 МВт ВЭС (2017–2020 годы). Ранее структуры «Росатома» не участвовали в отборах ВИЭ, но «ВетроОГК» и «Атомэнергомаш» говорили об интересе к локализации оборудования в РФ еще несколько лет назад. Чтобы получать повышенный тариф на мощность ВИЭ, инвесторы обязаны использовать локализованное оборудование, а отсутствие в РФ производства турбин и лопастей для ветроустановок останавливало желающих. Локализацию оборудования в РФ для этих проектов зеленой энергетики может обеспечить машиностроительный дивизион госкорпорации, который ищет технологического партнера для выпуска турбин.

Конкурс проектов открыт 1 июня 2016 года на сайте международного форума ENES открыт прием заявок на Третий Всероссийский конкурс реализованных проектов в области энергосбережения и повышения энергоэффективности ENES-2016. Заявки на федеральный тур конкурса подаются уполномоченными органами, ответственными за проведение регионального этапа конкурса, на основании определения победителей данного отборочного этапа. Также напрямую заявку на федеральный тур через электронную

№ 6 (82), июнь, 2016 г.

систему подают региональные органы исполнительной власти, предприятия топливно-энергетического комплекса, зарубежные компании и организаторы проектов по пропаганде энергосбережения и повышения энергоэффективности в номинации «Лучшая организация Фестиваля энергосбережения «ВместеЯрче» в 2016 году». Подробно о правилах и условиях подачи заявок можно ознакомиться на сайте международного форума ENES2016.

Стратегия отрасли | Мнение эксперта

Ключевая цель – восстановление инноваций Выступая на научно-практической конференции «Проектное направление «Прорыв»: место и преимущества проекта в развитии мировой энергосистемы» в Екатеринбурге, Алексей КУЛАПИН, директор Департамента государственной энергетической политики Министерства энергетики России, остановился на основных положениях энергетической стратегии России на период до 2035 года. Публикуем его выступление в сокращении.

–В

ходе мониторинга Энергетической стратегии России на период до 2030 года была подтверждена адекватность большинства ее утверждений реальному положению энергетического сектора страны даже в условиях глубокой посткризисной трансформации экономики России. На фоне успехов в реализации отдельных энергетических проектов и сохранения бюджетообразующей роли ТЭК острыми остаются застарелые болезни российского ТЭК (высокий износ основных фондов, низкий уровень энергоэффективности и эффективности инвестиций в ТЭК, чувствительность к колебаниям мирового нефтегазового рынка). Особое внимание в ЭС-2035 уделяется повышению энергоэффективности как главному направлению повышения эффективности экономики страны. ЭС-2035 предполагает снижение уровня электроемкости ВВП на 40%, а энергоемкости – на 50% к 2035 году (от уровня 2010 года), без чего энергетический сектор неизбежно будет сдерживать социально-экономическое развитие страны. Необходима доработка и обновление регламентов, методик и стандартов в области энергоменеджмента, совершенствование СНиПов, разработка справочников наилучших доступных технологий, пакетов тиражируемых типовых

Основные меры государственной энергетической политики в этой сфере включают: • развитие механизма энергосервисных контрактов; • развитие механизмов налогового стимулирования приобретения энергоэффективного оборудования; • предоставление государственных гарантий по кредитам на реализацию проектов в области энергоэффективности и энергосбережения.

В основе технологического отставания лежат: • недостаточность экономических стимулов для инновационной деятельности большинства предприятий; • недостаточный потенциал отечественной прикладной науки; • слабость инжиниринговых компаний и трудности трансфера передовых зарубежных технологий; • отсутствие в топливно-энергетическом комплексе целостной системы взаимодействия науки и бизнеса и развитой инновационной инфраструктуры.

инженерных мероприятий по энергосбережению и повышению энергетической эффективности, примеров лучших практик их применения, развитие системы стандартизации и маркировки класса энергоэффективности для зданий, строений и сооружений, оборудования и техники, в том числе для транспорта. Требуется также федеральная поддержка лучших региональных программ в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности, пилотных энергосберегающих проектов, организация обязательного энергетического аудита организаций (предприятий) с определенной периодичностью Энергосбережение и повышение энергетической эффективности – не самоцель, а составная часть общей программы повышения энергоэффективности за счет инновационного развития, нацеленного как на снижение издержек при добыче, транспортировке и переработке энергоресурсов, так и на рост качества жизни и производительности труда, в первую очередь за счет углубленной электрификации. Центральной задачей является восстановление инновационного цикла: «фундаментальные исследования – прикладные исследования – опытно-конструкторские разработки – головные образцы – производство». Для преодоления указанных проблем требуется выявление критических технологий в ТЭК, государственное финансирование фундаментальной и приклад-

ЭНЕРГОНАДЗОР

ной науки в энергетической сфере, разработка банков и справочников наилучших доступных технологий. Важнейшими мерами являются: • освобождение от налогообложения прибыли, направляемой на НИОКР; • предоставление льготных налоговых условий компаниям энергетического сектора на первоначальный период освоения отечественных образцов новой техники и технологий; • развитие стимулирующего налогообложения для производственных, инжиниринговых, проектных компаний, внедряющих передовые (инновационные) технологии в энергетике. Наряду с этих необходима реализация программ инновационного развития акционерных обществ с государственным участием, государственных корпораций и федеральных государственных унитарных предприятий. Целесообразна организация федеральных и региональных центров науки и высоких технологий в ТЭК и создание на базе частно-государственного партнерства полигонов для отработки образцов новой техники и технологий и кафедр для подготовки квалифицированных кадров. Ключевой аспект ресурсно-инновационного развития и центральная задача инновационного процесса в ТЭК – взаимодействие предприятий ТЭК и промышленности. Требуется решение проблемы импортозамещения, так как в настоящее время в целом ряде сегментов российский ТЭК сильно зависит от иностранных технологий, оборудования, комплектующих и материалов. Российская промышленность, включая СП, действующие на нашей территории, обеспечивает потребности ТЭК в оборудовании и материалах на 80%. Необходимо продолжить работу по организации на российских заводах лицензионного производства продукции, которая не может быть создана российскими учеными и инженерами в ближайшее время. Доля импортных машин в объеме закупаемого оборудования может составить на конец первого этапа не более 12%, второго этапа – не более 8%, а к 2035 году снизится до 3–5%. Отечественной промышленностью будет освоено до

№ 6 (82), июнь, 2016 г.

95–98% номенклатуры изделий для ТЭК. Реализация этих амбициозных целей предполагает использование различных форм сотрудничества промышленности, государства и ТЭК, включая совместные программы импортозамещения, развитие системы закупок оборудования и материалов компаниями ТЭК на конкурсной основе, обеспечение поставки машиностроительных изделий высокой степени заводской готовности, организацию системы качественного сервисного обслуживания оборудования его производителями в течение всего срока эксплуатации. Требуется государственная поддержка импорта ключевых комплексных технологий с обязательствами по их локализации, а также покупки зарубежных активов – технологических «доноров»; формирование ключевых технологических альянсов российских промышленных компаний с лидирующими мировыми игроками на базе системной государственной технологической политики. Важнейшим направлением является развитие специализированных инжиниринговых компаний в сфере создания объектов ТЭК и «выращивание» российских энергосервисных компаний. Устойчивое развитие энергетики включает социальную ответственность и экологическую эффективность, а также инновационное развитие компаний ТЭК. С точки зрения экологической эффективности ТЭК основными вызовами являются отставание с внедрением современных технологий по минимизации экологического ущерба от работы действующего оборудования и созданию безотходных производств, недостаточная эффективность природоохранного законодательства (устаревшие нормы, отсутствие эффективных механизмов их применения). В этой связи требуется ужесточение контроля за соблюдением экологических требований, гармонизация норм российского и международного экологического законодательства, развитие системы экологического аудита применительно к организациям всех форм собственности, внедрение обязательных норм страхования высоких экологических рисков. Э

Энергетический надзор | Слово руководителя

Нарушения на объектах электроэнергетики На прошедшем семинаре-совещании «Вопросы надзора при строительстве и реконструкции объектов капитального строительства» в Казани начальник Управления государственного энергетического надзора Ростехнадзора Дмитрий ФРОЛОВ рассказал об особенностях и опыте осуществления государственного строительного надзора на объектах электроэнергетики.

–В

целом по России количество строящихся объектов электроэнергетики на сегодня составляет 131 единицу, включая тепловые электростанции мощностью 150 мегаватт и выше, линии электропередачи и иные объекты электросетевого хозяйства напряжением 330 киловольт и более, ГТС первого и второго классов. Только в текущем году планируется к сдаче более 50 генерирующих и электросетевых объектов, а также гидротехнических сооружений. В первом полугодии 2016 года планируется ввести 21 объект, в их числе – 17 субъектов электроэнергетики. Остановлюсь на особенностях осуществления государственного строительного надзора на объектах электроэнергетики. Руководителем комплексной рабочей группы назначается заместитель руководителя территориального управления, курирующего государственный энергетический надзор. Он несет персональную ответственность за формирование комплексной рабочей группы, организацию и проведение проверок, оформление их результатов, контроль и учет исполнения выданных предписаний. Заместителем руководителя комплексной рабочей группы назначается сотрудник территориального органа, осуществляющий, в соответствии с должностными обязанностями, государственный строительный надзор. Указанные рабочие группы комплектуются сотрудниками территориальных управлений Ростехнадзора, осуществляющими отдельные виды надзора и контроля, это: • государственный строительный надзор; • государственный энергетический надзор; • контроль и надзор за соблюдением требований промышленной безопасности (при необходимости); • контроль и надзор за соблюдением требований безопасности гидротехнических сооружений (при необходимости); • государственный пожарный надзор, государственный санитарно-эпидемиологический надзор, государственный надзор в области охраны окружающей среды (государственный экологический надзор) в рамках государственного строительного надзора. Особенности проведения итоговой проверки, а также порядок выдачи заключений о соответствии объектов капитального строительства определены приказом Ростехнадзора от 26 декабря 2006 года № 1129. При этом обращаю ваше

внимание на особенности при осуществлении итоговой проверки объектов электроэнергетики и принятии решения по выдаче или отказе в выдаче ЗОС. Приемка в эксплуатацию оборудования и сооружений генерирующих и сетевых компаний, в соответствии с требованиями Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации, утвержденных приказом Минэнерго России от 19 июня 2003 года № 229, предусматривает следующие мероприятия: 1. Перед приемкой в эксплуатацию энергообъекта (пускового комплекса) должны быть проведены: • индивидуальные испытания оборудования и функциональные испытания отдельных систем, завершающиеся для энергоблоков пробным пуском основного и вспомогательного оборудования; • комплексное опробование оборудования. Дефекты и недоделки, допущенные в ходе строительства и монтажа, а также дефекты оборудования, выявленные в процессе индивидуальных и функциональных испытаний, должны быть устранены строительными, монтажными организациями и заводами-изготовителями до начала комплексного опробования. Пробные пуски проводятся до комплексного опробования энергообъектов. При пробном пуске должна быть проверена работоспособность оборудования и технологических схем, безопасность их эксплуатации; проведены проверка и настройка

ЭНЕРГОНАДЗОР

всех систем контроля и управления, в том числе автоматических регуляторов, устройств защиты и блокировок, устройств сигнализации и контрольно-измерительных приборов. 2. Перед пробным пуском должны быть выполнены условия для надежной и безопасной эксплуатации энергообъекта: • персонал должен быть укомплектован, обучен (с проверкой знаний) эксплуатационный и ремонтный, разработаны и утверждены эксплуатационные инструкции, инструкции по охране труда и оперативные схемы, техническая документация по учету и отчетности; • подготовлены запасы топлива, материалов, инструмента и запасных частей; • введены в действие средства диспетчерского и технологического управления с линиями связи, системы пожарной сигнализации и пожаротушения, аварийного освещения, вентиляции; • смонтированы и налажены системы контроля и управления; • получены разрешения Ростехнадзора на допуск в эксплуатацию энергообъекта для проведения пусконаладочных работ. Комплексное опробование оборудования электростанций и котельных считается проведенным при условии нормальной и непрерывной работы основного оборудования в течение 72 часов на основном топливе с номинальной нагрузкой и проектными параметрами пара (для газотурбинных установок (ГТУ) – газа) для тепловой электростанции, напором и расходом воды для гидроэлектростанции, предусмотренными в пусковом комплексе, и при постоянной или поочередной работе всего вспомогательного оборудования, входящего в пусковой комплекс. В электрических сетях комплексное опробование считается проведенным при условии нормальной и непрерывной работы под нагрузкой оборудования подстанций в течение 72 часов, а линий электропередачи – в течение 24 часов. В тепловых сетях комплексное опробование считается проведенным при условии нормальной и непрерывной работы оборудования под нагрузкой в течение 24 часов с номинальным давлением, предусмотренным в пусковом комплексе. После комплексного опробования устраняются выявленные дефекты и недоделки, заканчиваются необходимые испытания, наладочные и доводочные работы, обеспечивается эксплуатация оборудования с проектными показателями. Одним из условий выдачи акта допуска на энергоустановки является наличие на объекте обученного эксплуатационного и ремонтного персонала, но пока объект не сдан и не поставлен на балансовый учет предприятия, организовать его эксплуатацию и обеспечить обслуживающим персоналом не представляется возможным. Особенно эта проблема актуальна в тех случаях, когда Заказчиком строительства выступают администрации городов или субъ-

№ 6 (82), июнь, 2016 г.

ектов Российской Федерации. Для определения эксплуатирующей организации необходимо провести конкурсные процедуры, но если объект не сдан, то и проведение такого конкурса невозможно. Получается замкнутый круг. Обращаю ваше внимание, что при проведении итоговой проверки объекта капитального строительства и принятии решения о выдаче заключения о соответствии (ЗОС) или в его отказе, безопасную эксплуатацию энергообъекта, (до получения соответствующих разрешений Ростехнадзора на постоянную работу), осуществляет строительная организация, проводившая пусконаладочные работы и имеющая соответствующий допуск СРО. Теперь остановлюсь на основных нарушениях, выявленных Ростехнадзором при осмотре энергообъектов в рамках осуществления государственного строительного надзора. В целом по России из-за низкого качества проектирования, выявляемого, как правило, на стадии строительства и реконструкции, возникает необходимость выполнения корректировки проектно-сметной документации. Данные изменения технических решений в процессе проектирования и на стадии строительства приводят к увеличению сроков и удорожанию стоимости строительства. Это зачастую происходит из-за того, что в рабочую проектную документацию вносятся изменения проектных решений, которые прошли государственную экспертизу. Решение о том, влияют ли такие изменения на конструктивную надежность, принимает, в соответствии с Градостроительным кодексом, Застройщик по согласованию с Проектировщиком. Измененная проектная документация в результате утверждается Застройщиком без прохождения повторной Государственной экспертизы. В качестве примера можно отметить корректировку по проекту строительства «ВЛ 500 кВ Костромская ГРЭС-Нижний Новгород (II цепь) с ПС Южная (Нижегородская) с заходами ВЛ 500 кВ», которая проходила в период с 2013 по 2015 год. По результатам проверок выявляется, что эффективность работы сетевых компаний по организации внутреннего строительного контроля остается на низком уровне. Основные функции заказчика-застройщика (внутренний строительный контроль, разработка проектной и рабочей документации, поставка материалов и оборудования, оформление приемки результатов работ, организация оформления прав на объект капитального строительства, исполнение планов и графиков строительства) выполняются неудовлетворительно. Много вопросов возникает по своевременному оформлению земельно-правовых отношений и получению исходно-разрешительной документации для строительства объектов. В ряде регионов Российской Федерации отмечена низкая организация работ в части своевременного устранения нарушений, выявляемых Ростехнадзором в рамках осуществления государственного строительного надзора по

Энергетический надзор | Слово руководителя качеству строительства и выполнения монтажных работ, что еще раз говорит о неудовлетворительном функционировании внутренней системы контроля за строительством объектов электроэнергетики. При проведении конкурсных процедур не принимаются должные меры по исключению привлечения к производству строительно-монтажных работ недобросовестных организаций. При проведении конкурсов не учитывается, что ряд строительно-монтажных организаций не располагают необходимым количеством специалистов рабочих специальностей. Зачастую в организациях отсутствуют специалисты для проведения высокоточных работ, требующих соответствующей квалификации, знаний и опыта работы. Как правило, не учитывается отрицательный опыт работ с недобросовестными организациями, их финансовые возможности, наличие и укомплектованность материально-технической базы. Определение итогов конкурсных процедур проводится, как правило, по финансовым составляющим. Претензионная работа с поставщиками оборудования, подрядными и проектными организациями в части отставаний и ненадлежащем исполнении обязательств, практически не ведется. В качестве примера можно привести приостановку строительства по проекту строительства «Реконструкция и техническое перевооружение ПС 330 кВ Белгород» и «Реконструкция и техническое перевооружение ПС 330 кВ Губкин» в связи с началом процедур по расторжению договора подряда с генподрядной организацией ООО «Русинжиниринг». При осуществлении реконструкции действующих (строительстве новых) энергообъектов подрядными организациями практически не применяются новые технологии монтажа и наладки оборудования (вопреки существующему мировому опыту сборки и монтажа опор линий электропередачи методами «наращивания», применяются старые технологии сбора элементов опор на земле с последующим поднятием методом «падающей стрелы»). Не соблюдаются необходимые технологии строительства и монтажа оборудования с учетом производства работ в зимнее время года. По результатам контрольно-надзорных мероприятий Ростехнадзора были установлены случаи некачественного выполнения договорных обязательств по осуществлению реконструкции и строительства объектов энергетики. Необходимо более широкое внедрение практики расторжения договорных отношений с недобросовестными организациями с применением штрафных санкций в случае выявления уже первых фактов некачественного выполнения обязательств по заключенным договорам. Представляется важным обеспечить эффективную работу в части организации на местах внутреннего строительного контроля со стороны

организаций заказчика и технического надзора со стороны эксплуатирующих организаций, а также усиление претензионно-исковой работы в отношении поставщиков и подрядчиков, систематически нарушающих условия договоров. Приведу следующий характерный пример. На сегодня существует так называемый многоступенчатый контроль со стороны хозяйствующих субъектов – это Центр Технического надзора ПАО «Россети»; Центр Технического надзора ПАО «ФСК ЕЭС»; Служба производственного контроля и охраны труда ДЗО «Россети» и Техническая инспекция ОАО «СО ЕЭС». Зачастую указанные службы, осуществляя мероприятия по техническому надзору за строящимися объектами, проходят мимо серьезных нарушений, выявляемых специалистами Ростехнадзора при осуществлении государственного строительного надзора. Это было наглядно продемонстрировано при проведении плановой выездной проверки объекта капитального строительства «Высоковольтная линия 500 кВ Кубанская – Вышестеблиевская (Тамань) с расширением подстанции 500 кВ Кубанская, строительство подстанции 500 кВ Вышестеблиевская», когда комиссия Северо-Кавказского управления Ростехнадзора выявила 99 нарушений требований нормативных документов. Имеют место случаи производства работ с нарушениями требований Градостроительного кодекса Российской Федерации (строительство объектов без получения разрешительной документации, без проведения государственной экспертизы проектной документации и результатов инженерных изысканий, без уведомления о начале строительства органов, осуществляющих государственный строительный надзор). Как пример – строительство «ВЛ 500 кВ Загорская ГАЭС – Ярцево 1, 2 с расширением ПС 220 кВ Ярцево и реконструкцией ВЛ 500 кВ Конаково – Трубино» велось без разрешения на строительство линейной части объекта. Несмотря на то, что по состоянию на декабрь 2015 года количество нарушений требований Градостроительного кодекса Российской Федерации по строительству (реконструкции) объектов снизилось, работа, проводимая энергокомпаниями по проведению государственной экспертизы, получению разрешительной документации, в том числе на допуск в эксплуатацию энергооборудования, остается неудовлетворительной.

одводя итоги, можно сделать вывод, что основными причинами срыва сроков ввода в эксплуатацию объектов электроэнергетики являются: • длительные сроки оформления правоустанавливающих документов на земельные участки по причине необоснованно завышенных требований собственников земельных участков и отсутствие у собственников оформленных надлежащим образом документов; • длительные сроки оформления земельноправовых отношений, влияющих на своевременность прохождения экспертизы проектной

ЭНЕРГОНАДЗОР

документации и оформления разрешений на строительство; • низкое качество выполнения строительномонтажных работ; • несоответствие устанавливаемых директивных сроков строительства нормативным срокам разработки проектной документации, прохождения государственных экспертиз и оформления правоустанавливающих документов на земельные участки. В целях совершенствования процедур, связанных с предоставлением разрешения на ввод объекта электроэнергетики в эксплуатацию, считаю необходимым подготовить предложения по внесению в федеральные законы и нормативные правовые акты Российской Федерации изменений, в части предоставления разрешения органа федерального государственного энергетического надзора на допуск в эксплуатацию энергоустановок как на период проведения пусконаладочных работ, так и в постоянную эксплуатацию. Кроме того, считаю необходимым предусмотреть разработку межведомственного нормативного правового акта (Минстрой России и Ростехнадзор), регламентирующего процедуру ввода в эксплуатацию объектов капитального строительства, когда заказчиком строительства выступают администрации городов или субъектов Российской Федерации, а государственный строительный надзор осуществляет архстройнадзоры субъектов Российской Федерации.

в заключение еще раз обращаю ваше внимание на решение следующих основных задач: 1. Строго соблюдать графики строительства, не допускать срыва запланированных сроков. 2. Заказчикам-застройщикам обеспечивать высокое качество проектной и рабочей документации, поставляемых материалов и оборудования, оформления приемки результатов работ. 3. Обеспечивать своевременное оформление прав на объект капитального строительства. 4. Обеспечивать более широкое внедрение практики расторжения договорных отношений с недобросовестными организациями с применением штрафных санкций в случае выявления уже первых фактов некачественного выполнения обязательств по заключенным договорам. 5. Проводить эффективную работу в части организации на местах внутреннего строительного контроля со стороны организаций заказчика и технического надзора со стороны эксплуатирующих организаций, а также усиление претензионно-исковой работы в отношении поставщиков и подрядчиков, систематически нарушающих условия договоров. 6. В обязательном порядке предусматривать внутренний контроль за выполнением мероприятий по обеспечению соблюдения требований энергетической эффективности и требований по оснащенности зданий, строений, сооружений приборами учета используемых энергетических ресурсов. Э

№ 6 (82), июнь, 2016 г.

Строящиеся объекты электроэнергетики

Субъекты электроэнергетики, вводимые в эксплуатацию в I полугодии 2016 года 1. ПГУ-ТЭЦ в г. Тихвин ООО «Трансмашэнерго» (Ленинградская область). 2. Реконструкция ВЛ 330 кВ Белгород-Лебеди (Белгородская область). 3. ВЛ 500 кВ Красноармейская – Газовая с расширением ПС 500 кВ Красноармейская и ПС 500 кВ Газовая (Ленинградская область). 4. ВЛ 330 кВ Зеленчукская ГЭС-Черкесск с расширением ПС 330 кВ Черкесск (Республика Карачаево-Черкессия). 5. Строительство ВЛ330 кВ Нальчик-Владикавказ-2 (Республика Кабардино-Балкария). 6. ПС 330 кВ Колпино (г. Санкт-Петербург). 7. Строительство ПС 330 кВ Парнас с заходами ВЛ (г. Санкт-Петербург). 8. Расширение и реконструкция подстанции 330 кВ Северная в г. Санкт-Петербурге (г. Санкт-Петербург). 9. ПС 330 кВ Василеостровская с КЛ 330 кВ Василеостровская-Северная, КЛ 330 кВ Василеостровская-Завод Ильич в Санкт-Петербурге, 2-й этап. 10. Реконструкция и техническое перевооружение ПС 330 кВ «Восточная» в г. Санкт-Петербурге. 11. Реконструкция и перевооружение ПС 500 кВ Центральная (Краснодарский край). 12. ТЭЦ-20 филиал «Мосэнерго» (г. Москва) 13. Реконструкция и техническое перевооружение ПС 500 кВ Тихорецкая (Краснодарский край). 14. ПС 500кВ Исеть с заходами ВЛ 500 кВ Козырево – Рефтинская ГРЭС (Свердловская область). 15. Реконструкция ПС 330 кВ Махачкала. Замена АТ-1 (Республика Дагестан). 16. ВЛ 500 кВ Донская АЭС–Борино (Елецкая) с реконструкцией ПС 500 кВ Борино (Елецкая) (Воронежская, Липецкая области). 17. ПС 500 кВ Енисей с заходами ВЛ 500 кВ и 220 кВ, 2-й квартал 2016 года (Красноярский край).

Безопасность ГТС | Консультация эксперта

Новый регламент по выдаче разрешений на эксплуатацию гидротехнических сооружений

Максим КЛИМЕНКО, эксперт-консультант по промышленной безопасности, директор по развитию экспертноконсалтинговой группы «МТК Эксперт»

марте 2016 года вступил в силу Приказ Ростехнадзора от 2 октября 2015 года № 394, который утвердил новый Административный регламент по выдаче разрешений на эксплуатацию гидротехнических сооружений (за исключением судоходных и портовых гидротехнических сооружений). Документ зарегистрирован в Минюсте России 2 марта 2016 года за № 41303 и официально опубликован на интернетпортале правовой информации http://www.pravo. gov.ru 9 марта 2016 года. Одновременно утратила силу прежняя версия Административного регламента, утвержденная Приказом Ростехнадзора от 10 февраля 2012 года № 90. Основные положения Административный регламент, утвержденный Приказом Ростехнадзора от 2 октября 2015 года № 394, содержит, как и прежде, требования к порядку предоставления государственной услуги по выдаче разрешений на эксплуатацию гидротехнических сооружений (за исключением судоходных и портовых гидротехнических сооружений), а также определяет порядок, сроки и последовательность административных процедур (действий) при выдаче разрешений на эксплуатацию ГТС. Регламентом определен круг заявителей, которые могут подать документы для выдачи им разрешения на эксплуатацию ГТС (далее – Разрешение). По сравнению с прежней редакцией формулировка стала более лаконичной и понятной: «Заявителем может быть собственник ГТС и (или) эксплуатирующая организация». Государственную услугу по выдаче Разрешений предоставляет непосредственно Ростехнадзор (ранее была формулировка Центральный аппарат РТН) и его территориальные органы. Результатами предоставления госуслуги, как и раньше, являются: выдача Разрешения; • переоформление Разрешения; • выдача дубликата Разрешения; • мотивированный отказ в выдаче Разрешения, переоформлении Разрешения и выдаче дубликата Разрешения. Административным регламентом определены сроки предоставления госуслуги, а именно: • Выдача Разрешения – не более 30 календарных дней с даты регистрации заявления. • Переоформление Разрешения – 10 календарных дней со дня регистрации заявления. • Выдача дубликата Разрешения – 8 календарных дней со дня регистрации заявления. Следует отметить, что по сравнению с прежней версией Регламента сроки остались без изменений.

Определен исчерпывающий перечень документов, необходимых для предоставления госуслуги. Так, для выдачи Разрешения владелец ГТС (эксплуатирующая организация) должен представить в Ростехнадзор: • Заявление, подписанное руководителем юридического лица (иным уполномоченным на это лицом) или, если речь идет о ИП, самим индивидуальным предпринимателем. • Реквизиты договора обязательного страхования ГТС (номер, дата заключения, наименование страховщика). • Реквизиты документа, подтверждающего факт уплаты государственной пошлины (вновь введено положение – если информация об уплате госпошлины содержится в Государственной информационной системе о государственных и муниципальных платежах, дополнительное подтверждение факта ее уплаты не требуется). • Опись прилагаемых документов. Также по собственной инициативе заявитель может предоставить реквизиты документа, подтверждающего внесение ГТС в Российский регистр ГТС. Для переоформления Разрешения заявитель представляет: • Заявление о переоформлении разрешения на эксплуатацию ГТС с указанием причины переоформления. • Оригинал ранее выданного Разрешения. • Опись прилагаемых документов. К заявлению можно приложить: • копию документа, подтверждающего внесение изменений в сведения о юридическом лице; • копию документа, подтверждающего внесение изменений в сведения об индивидуальном предпринимателе. Для выдачи дубликата Разрешения заявитель представляет: • Заявление о выдаче дубликата Разрешения с указанием причин оформления дубликата. Следует отметить, что раньше собственник ГТС для выдачи Разрешения должен был подать в Ростехнадзор оригинал платежного поручения с отметкой банка о его исполнении для подтверждения оплаты госпошлины, а также заверенную бумажную копию договора ОСОПО. Теперь же достаточно представить реквизиты (выходные данные) документов. Как и раньше, владельцы ГТС I, II и III классов (в соответствии с проектной документацией), а также ГТС, ограждающих хранилища жидких отходов I, II и III классов опасности, получают Разрешение в Центральном аппарате ФСЭТАН (в тексте Регламента – просто Ростехнадзор). Собственники иных ГТС могут направить документы в свои территориальные управления Ростехнадзора. Важное изменение: теперь основания для отказа в приеме документов на выдачу Разрешения отсутствуют (п. 29 Административного регламента, утв. Приказом Ростехнадзора от 2 октября 2015 года № 394). В новой версии Регламента конкретизированы основания для отказа в предоставлении государ-

ЭНЕРГОНАДЗОР

ственной услуги (сами основания остались прежними, изменились только формулировки). При выдаче Разрешения: • прекращение действия декларации безопасности ГТС и (или) договора обязательного страхования ГТС; • представление заявителем неполного комплекта документов, определенного пунктами 16 и 20 Административного регламента; • несоответствие размера и (или) назначения уплаченной государственной пошлины, установленной Налоговым кодексом РФ. При переоформлении Разрешения: • представление заявителем неполного комплекта документов, определенного пунктом 21 Административного регламента. При выдаче дубликата Разрешения: • представление заявителем неполного комплекта документов, определенного пунктом 22 Административного регламента. Пунктом 35 нового Регламента установлено, что за выдачу Разрешения заявитель уплачивает госпошлину в размере и порядке, которые установлены законодательством РФ (3 500 рублей согласно п.п. 115 статьи 333.33 Налогового кодекса РФ). За переоформление Разрешения и выдачу дубликата Разрешения госпошлина не взимается. В новом Регламенте изменился максимальный срок ожидания в очереди при подаче заявления и при получении результата предоставления госуслуги. Теперь он составляет не более 15 минут (ранее – не более 30 минут). Кроме того, заявительные документы на оформление (переоформление, выдачу дубликата) Разрешения регистрируются в день их поступления (ранее – в течение 1 дня с момента поступления). Также владелец ГТС получает (лично или посредством заказного почтового отправления с уведомлением о вручении) копию описи с отметкой о дате приема заявительных документов. В новой версии Регламента появился дополнительный раздел (п. 45–50), в котором описываются предоставление госуслуги по выдаче Разрешений в многофункциональных центрах, предоставления государственных и муниципальных услуг и особенности предоставления государственной услуги в электронной форме (через ЕГПУ). Также изменился перечень административных процедур, которые осуществляются в рамках предоставления госуслуги по выдаче Разрешений. Из него исключено «аннулирование Разрешения». Соответственно скорректирована блок-схема структуры и взаимосвязи административных процедур, которая дана в Приложении № 2 к Административному регламенту. Новым Регламентом установлен перечень административных действий (мало отличный от предыдущей версии), которые производятся при оформлении (переоформлении, выдаче дубликата) Разрешения, а именно: • прием и регистрация заявительных документов;

№ 6 (82), июнь, 2016 г.

Административный регламент, утв. Приказом Ростехнадзора от 10 февраля 2012 года № 90

Административный регламент, утв. Приказом Ростехнадзора от 2 октября 2015 года № 394

Исчерпывающий перечень оснований для отказа в приеме документов, необходимых для предоставления государственной услуги.

25. Основанием для отказа в приеме документов, необходимых для предоставления государственной услуги, являются отсутствие в заявлении о получении, переоформлении и выдаче дубликата Разрешения сведений, предусмотренных пунктами 14, 19 и 20 соответственно настоящего Административного регламента, и непредставление заявителем документов, предусмотренных пунктами 18, 19 и 20 соответственно настоящего Административного регламента.

29. Основания для отказа в приеме заявительных документов, представленных для предоставления государственной услуги, отсутствуют.

• назначение ответственного должностного лица; • рассмотрение заявительных документов; • подготовка проекта Разрешения (переоформленного Разрешения, дубликата Разрешения) либо мотивированного отказа в предоставлении госуслуги (выдача заявителю письма с отказом); • информирование заявителя о том, что документ готов, и выдача ему Разрешения; • внесение информации об оформлении (переоформлении, выдаче дубликата) Разрешения в журнал учета выданных Разрешений. Новым Регламентом также установлено содержание бланка Разрешения на эксплуатацию ГТС (п. 55). В документе указываются: • дата выдачи; • регистрационный номер; • наименование и класс ГТС; • наименование и адрес собственника ГТС и (или) эксплуатирующей организации; • основание выдачи Разрешения; • наименование соответствующего подразделения Ростехнадзора или его территориального органа; • срок действия Разрешения; • наименование должности и фамилия, имя и отчество должностного лица, уполномоченного подписывать Разрешение; • место печати с наименованием Ростехнадзора и изображением Государственного герба РФ. Из бланка Разрешения исключены сведения о стадии жизненного цикла ГТС (эксплуатация или вывод из эксплуатации, восстановление или консервация). В новой версии Регламента внесены изменения в Приложение № 3, в котором установлена структура регистрационного номера Разрешения на эксплуатацию ГТС. В частности, изменились значения двузначных цифровых индексов Ростехнадзора или его территориальных органов. Э

Технологии и оборудование | Приборный учет

Требования к проведению поверки средств измерений Низкое качество водопроводной воды или самих счетчиков ведет к их ускоренному износу, смещению порога чувствительности в сторону больших расходов, часто до уровня минимального расхода, что ведет к дальнейшему росту величины небаланса. Жанна ЖЕЛУДКОВА, руководитель сервисной службы НПО «КАРАТ»

Табл. ВИДЫ ПОВЕРКИ

ольшинство приборов (около 70%) после завершения межповерочного интервала (четыре года, максимум – пять лет) не проходят периодическую поверку и признаются непригодными. После истечения срока действия поверки хотя бы одного из приборов узла учета тепловой энергии и теплоносителя показания приборов этого узла учета не учитываются при взаимных расчетах между энергоснабжающей организацией и потребителем. Узел учета считается вышедшим из строя. Внеочередная поверка средств измерений проводится органами Государственной метрологической службы и метрологической службой субъектов хозяйствования при эксплуатации и хранении средств измерений независимо от срока периодической поверки в следующих случаях: • при необходимости подтверждения годности СИ к применению; • при вводе СИ в эксплуатацию после длительного хранения; • при корректировке межповерочных интервалов; • при контроле результатов периодической поверки; • при повреждении поверительного клейма, пломбы или утере документа, подтверждающего, что СИ прошло необходимую поверку; • при применении СИ в качестве комплектующих, передаче на длительное хранение или отправке потребителю по истечении половины межповерочного интервала на них. Поверка производится в соответствии с нормативными документами, утверждаемыми при испытаниях в целях утверждения типа средства измерений.

Первичная поверка

Поверка, выполняемая при выпуске средства измерений из производства или после ремонта, а также при ввозе средства измерений из-за границы партиями, при продаже

Периодическая поверка

Поверка средств измерений, находящихся в эксплуатации или на хранении, выполняемая через установленные межповерочные интервалы времени

Внеочередная поверка

Поверка средства измерений, проводимая до наступления срока его очередной периодической поверки

Инспекционная поверка

Поверка, проводимая органом Государственной метрологической службы при проведении Государственного надзора за состоянием и применением средств измерений

Результатом поверки является подтверждение пригодности средства измерений к применению или признание средства измерений непригодным к применению. Положительные результаты поверки СИ удостоверяются знаком поверки и (или) свидетельством о поверке и (или) записью в паспорте (формуляре) СИ. Знак поверки представляет собой оттиск, наклейку или иным способом изготовленное условное изображение, нанесенные на СИ и (или) на свидетельство о поверке или паспорт (формуляр). Знак поверки содержит следующую информацию: • знак Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии; • условный шифр государственного научного метрологического института, государственного регионального центра метрологии, аккредитованного юридического лица или индивидуального предпринимателя; • две последние цифры года нанесения знака поверки; • индивидуальный шифр поверителя, присваиваемый конкретному лицу. Конструкция СИ должна обеспечивать возможность нанесения знака поверки в месте, доступном для просмотра. Если особенности конструкции или условия эксплуатации СИ не позволяют нанести знак поверки непосредственно на СИ, он наносится на свидетельство о поверке или в паспорт (формуляр). Пломбы, предотвращающие доступ к узлам регулировки и (или) элементам конструкции СИ, устанавливаются: • предотвращающие доступ к элементам конструкции – изготовителем СИ или организацией, выполнявшей ремонт СИ; • предотвращающие доступ к узлам регулировки – организацией, осуществляющей поверку, с нанесением знака поверки. Количество и расположение пломб определяются при утверждении типа СИ. В целях автоматизации идентификации СИ, а также в целях накопления информации о результатах поверок знак поверки может содержать штрихкоды, если это допускает способ его нанесения. Если при этом указанный знак поверки наносится с использованием наклеек, то такие наклейки должны содержать только три поля: поле, в верхней части которого размещен логотип «РСТ», поле с нанесенным штрихкодом и поле с датой проведения поверки. Э

По материалам форума «Технологии энергоэффективности – 2016»

ЭНЕРГОНАДЗОР

Технологии и оборудование | Преобразователи частоты

Высокое качество по разумной цене Преобразователи частоты Inovance Надо ли переплачивать за бренды и является ли вообще известность бренда гарантией качества? В условиях резкого роста валютного курса эти вопросы все острее встают перед энергетиками и инженерами предприятии при выборе оборудования.

сожалению, все чаще оборудование даже известных марок выходит из строя, не отработав заявленного срока службы. И одна из основных причин заключается в том, что глобальные «игроки» по факту все чаще перестают быть производителями. Им в противовес выступают специализированные компании, которые фокусируются на выпускаемом ими продукте, добиваясь высокого качества по разумной цене. Но найти такие компании непросто, в том числе и потому, что многие из них не спешат выходить на российский рынок, считая его сложным и относительно небольшим. Но именно использование оборудования таких компаний-специалистов зачастую оказывается успешным и выгодным. Ярким тому примером является компания Inovance, чьи преобразователи частоты активно завоевывают российский рынок. Inovance – это «другой Китай». В своей стране Inovance занимает третье место по объему производства приводов и оборудования промышленной автоматизации, опираясь исключительно на собственные разработки. Компания имеет более 400 патентов. В ее состав входят три научноисследовательских центра со штатом более 650 человек. Клиентами Inovance являются многие глобальные компании, например AtlasCopco. Следует отметить, что выгодная покупка технически сложного оборудования – это только полдела. Необходима техподдержка, гарантийное и сервисное обслуживание. И если производитель оборудования находится в другой стране, важно, чтобы все эти вопросы можно было решить через локального партнера. – Именно поэтому нашим первым шагом в партнерстве с Inovance, – говорит Денис Осотов, – стала адаптация их продуктов для использования на рынке РФ. Вся необходимая документация переведена на русский язык. Ждать не нужно – преобразователи уже доступны на наших складах в Екатеринбурге, Новосибирске и Москве… Несмотря на то, что Inovance только завоевывает российский рынок, есть клиенты, которые уже успешно пользуются данной продукцией. Успешный вход компании Inovance на рынок Урало-Сибирского региона стал особенно своевременным в кризисный период. Это реальная помощь руководителям предприятий, которые нацелены на разумную экономию без ущерба для качества электроустановки. Р

№ 6 (82), июнь, 2016 г.

Денис Осотов, директор ООО «АйДи-Электро» – специалист с более чем 10-летним опытом работы на рынке дистрибуции электроборудования: – Мы давно отмечали, что, несмотря на обилие брендов, производителей качественных преобразователей частоты не так уж много. Также нас не устраивало, что цены на преобразователи, особенно больших мощностей, у «именитых» производителей часто завышены. Результатом поиска стало наше партнерство с компанией Inovance – производителем преобразователей частоты на низкое и среднее напряжение. Inovance привлек нас не только высоким качеством и приемлемой ценой. Нам понравилось, что компания нацелена стать лидером в мире и уже давно видит себя за пределами Китая…

Владимир Пантелеев, главный энергетик ЗАО «Карабашмедь» (входит в Группу «Русская медная компания»): – Наше предприятие проводило работы по реконструкции технологического оборудования. Одной из задач была установка высоковольтных преобразователей частоты для дымососов мощностью 800 кВт. На тендере наиболее выгодные условия по поставке, наладке и обслуживанию приводов такой мощности предложила ООО «АЙДИ-ИНЖИНИРИНГ» с преобразователями Inovance. С момента запуска установки в работу прошел почти год, и я очень доволен выбором. Данное оборудование мы интегрировали в АСУ ТП установки и дистанционно управляем с его помощью производительностью дымососов…

ООО «Айди-Электро» ООО «АйДиИнжиниринг» www.idelectro.ru

Технологии и оборудование | Трансформаторные подстанции

Рекомендации по защите от импульсных воздействий Оборудование современной комплектной трансформаторной подстанции (далее – КТП) для обеспечения бесперебойной работы нуждается в полном комплексе защитных мероприятий от импульсных воздействий (перенапряжений). Владимир ЛЕЩИНСКИЙ, руководитель направления технического обучения по системам TBS ООО «ОБО Беттерманн» Геннадий ЧЕБАТАРЕВ, менеджер по продукции TBS ООО «ОБО Беттерманн»

мпульсные воздействия (перенапряжения) – это кратковременные воздействия длительностью от десятков до сотен микросекунд с амплитудами, многократно превышающими рабочее напряжение сети. Источниками подобных событий являются, как правило, прямые удары молнии (ПУМ) в оборудование или линии электропередач (ЛЭП), близкие и удаленные разряды, а также техногенные источники. Комплекс защитных мероприятий включает в себя следующие составляющие: • внешнюю молниезащиту (молниеприемники и токоотводы); • заземляющие устройства (молниеприемные, электробезопасности, технологические); • систему уравнивания потенциалов, устройства защиты от импульсных перенапряжений (УЗИП). Разберем применяемые стандартные решения для защиты оборудования трансформаторной подстанции (ТП) по ее составляющим. 1. Внешняя молниезащита ТП. Мероприятия по молниезащите ТП, выполняемые производителем, как правило, не отличаются полнотой решений. Например, внешняя молниезащита оборудования КТП обеспечивается металлическим корпусом оборудования. Металл корпуса – сталь, которая в большинстве случаев удовлетворяет минимально необходимому сечению в 50 мм2 и толщине, необходимой для молниеприемника и токоотвода. Это озна-

Рис. 1. Молниезащита трансформаторной подстанции. Типовое решение

чает только то, что корпус КТП при попадании молнии не будет разрушен. Но как будет себя вести оборудование внутри корпуса, причем соединенное с этим корпусом во многих местах? Ток молнии, стекая по корпусу, попадает на заземлитель. Типичные параметры сопротивления растеканию заземлителя ТП от 1 до 4 Ом. Максимальный ток молнии может составлять от 30 кА (средняя молния) до 200 кА (максимальная молния). Таким образом, локальный бросок потенциала на заземляющем устройстве (ЗУ) при протекании тока молнии составит от 30 до 120 кВ при среднестатистической молнии и от 200 до 800 кВ при максимальном значении. Подобную разность потенциалов не выдержит изоляция оборудования даже по высоковольтному (6–10 кВ) вводу, а тем более выйдет из строя комплекс оборудования на напряжение 0,4 кВ. Внешняя молниезащита БКТП с железобетонным корпусом и молниеприемниками, выполненными на основе внутренней арматуры железобетона, имеет те же недостатки, что и рассмотренные выше для металлического корпуса. При стекании тока молнии по внутренней арматуре разность потенциалов между этой арматурой и металлоконструкциями и проводниками электроустановки, расположенными внутри корпуса, превышает стойкость изоляции (слоя бетона и воздушного промежутка), что приводит к пробоям в различных (непрогнозируемых) местах электроустановки. Проведенный анализ типовых решений по внешней молниезащите КТП показывает, что применяемые решения неизбежно приводят к разрушению элементов конструкции для железобетонных корпусов ТП и уничтожению оборудования, прежде всего, по напряжению 0,4 кВ как для КТП с металлическим корпусом, так и для БКТП с железобетонным корпусом. Рекомендации: необходимо организовать систему внешней молниезащиты на основе специально выполненных молниеприемников вертикального или сеточного типа, выступающих над плоскостью кровли и не допускающих протекание токов молнии по элементам конструкции корпуса КТП. Материал и сечение молниеприемников и токоотводов, зоны защиты молниеприемников необходимо выбрать в соответствии с требованиями СО 153-34.21.122-2003 «Инструкция по устройству молниезащиты зданий, сооружений и промышленных коммуникаций». Токоотводы, в количестве не менее

ЭНЕРГОНАДЗОР

двух, нужно расположить по диагонали объекта. На больших объектах количество токоотводов определяется по требованиям инструкции СО 153-34.21.122-2003. Токоотводы необходимо подключить к молниеприемному заземлителю. 2. Заземляющие устройства ТП. Типовое решение по организации заземляющего устройства КТП (ошибочно именуемое внешним контуром заземления) имеет следующий вид: полоса по периметру объекта на удалении 1 м от стен. При этом полоса усилена уголковыми вертикальными электродами длиной до 3 м. Глубина закладки полосы составляет 0,5–0,7 м. Выводы от ЗУ вводятся в помещение КТП с противоположных сторон (нарушение требований ПУЭ, гл. 1.7). Стандартная КТП оборудуется заземлителем со следующими размерами: горизонтальная полоса в виде прямоугольного контура шириной 5 и длиной 7 метров, полоса усилена шестью вертикальными электродами уголкового типа. Расчет сопротивления растеканию дает для данной конструкции следующий результат: R = 0,3 ρ. Таким образом, при удельной проводимости грунтов большей чем 14 Ом/м параметры заземлителя выходят за требуемые пределы. Обычные показатели приповерхностного слоя грунта составляют от 100 до 200 Ом/м. Реальные грунты дадут сопротивление ЗУ КТП от 30 до 60 Ом, что никак не соответствует требованиям нормативов. Причем в расчете учитывались условия, когда горизонтальная полоса лежит в нормальных грунтах. В реальности полоса, как правило, располагается либо в песке подсыпки, либо в слое строительного мусора. В результате она имеет очень большое сопротивление и не оказывает заметного влияния на результат, поэтому в реальных условиях сопротивление будет еще выше. Типовое решение не предусматривает такую ситуацию. Рекомендации: применить ЗУ иной конструкции, а именно – кольцевой проводник в грунте, как и в прежнем варианте, усиленный вертикальными электродами, расположенными по углам (четыре очага). Кольцевой проводник выполняет функции соединительного и не влияет на сопротивление ЗУ. Основной вклад вносят вертикальные электроды, которые можно погрузить на значительную (до 15 м) глубину по технологии вибропогружения глубинных электродов. Глубина погружения электродов выбирается в зависимости от параметров грунта в месте монтажа конкретной КТП. Таким образом, достигается необходимое сопротивление растеканию ЗУ КТП. Заземляющее устройство соединяется с главной заземляющей шиной (ГЗШ) объекта в двух точках в соответствии с требованиями ПУЭ. Точки подключения ЗУ расположены в районе монтажа ГЗШ КТП. Пример решения – применить стержни (электроды) системы OMEX. 3. Система уравнивания потенциалов ТП. Система уравнивания потенциалов ТП стандартно выполняется стальной полосой и

№ 6 (82), июнь, 2016 г.

Рис. 2. Внешний контур заземления. Типовое решение

ошибочно называется внутренним контуром заземления. Это потенциалоуравнивающий проводник кольцевого типа, смонтированный на стенах объекта. Вводы заземляющих проводников от ЗУ подключаются непосредственно к кольцевой шине. ГЗШ объекта не выделена (функции ГЗШ выполняет весь кольцевой проводник). Рекомендации: выполнить систему уравнивания потенциалов в соответствии с требованиями ПУЭ (гл. 1,7). Смонтировать ГЗШ объекта, подключить к ГЗШ все коммуникации, в том числе заземляющие проводники ЗУ. Расположить вводы заземляющих проводников в районе ГЗШ. 4. Устройства защиты от импульсных перенапряжений (УЗИП). В некоторых случаях применяется защита трансформатора при помощи высоковольтного УЗИП от волн перенапряжения, приходящих с ЛЭП. Данный тип защиты предназначен для сохранения в рабочем состоянии трансформатора по высокой стороне. В типовых решениях по защите оборудования КТП применение УЗИП как по высокой, так и по низкой стороне не обнаружено. Данное типовое решение обрекает на уничтожение комплекс оборудования КТП на напряжение 0,4 КВ (смотри пункт 1). Рекомендации: организовать систему защиты оборудования электроустановки 0,4 кВ при помощи специализированных УЗИП (устройств защиты от импульсных перенапряжений). Применить УЗИП I класса (волна тока формы 10/350). Схемы подключения УЗИП применить в соответствии с требованиями производителя. Расчет энергетики (отводимых токов) устройств – в соответствии с рекомендациями производителя. Работоспособность оборудования КТП может быть гарантирована только при выполнении полного комплекса мероприятий по защите оборудования от импульсных перенапряжений без всяких исключений. Э

технологии и оБорудование | неразруШаЮЩий контроль

Технологии бесконтактной диагностики электрооборудования Для объектов электрооборудования характерно постоянное нахождение в работе в течение всего срока эксплуатации, с краткосрочными перерывами для проведения регламентных работ. Такой режим эксплуатации и крайняя сложность проведения контактных диагностических мероприятий на объектах электроэнергетики в процессе эксплуатации сформировали потребность в развитии технологий бесконтактной диагностики данных объектов. Георгий бАТОВ, заместитель генерального директора по научной деятельности ООО «НУЦ «Качество» Арсений СлАСТИХИН, ведущий научный сотрудник «НУЦ «Качество» Сергей МИлОВАНОВ, профессор Российской академии естествознания

тировке новой версии документа «Объемы и ехнология диагностирования может нормы испытания электрооборудования». Перуспешно применяться на практике вая редакция новой версии была разослана в только при выполнении следующих ФСК ЕЭС, в холдинг МРСК и другим органиусловий: зациям, эксплуатирующим электрооборудо• коммерческие образцы измерительного вание. В ответ было получены предложение и оборудования доступны на рынке, существуют замечания к редакции документа. В настоящее технологии его калибровки и поверки; время ведется обсуждение замечаний второй • разработаны технологии проведения конредакции документа. троля и критерии дефектности; В раздел по дистанционной тепловизионной • действует система подготовки и аттестации диагностике добавлены требования к аппараперсонала, осуществляющего диагностические 7482 знака(ов) туре, пространственное разрешение тепловизора мероприятия. D:\Энергонадзор\2016\№06 июнь1,5 2016\Батов\Батов_ред.docx рекомендуется не хуже мрад. Данный пункт Хорошим примером является внедрение Дата печати 02.06.16 4:46 должен предотвратить использование тепловитепловизионного контроля электрооборудоваРедактор ____________, обработка __ _____, автор зоров, не приспособленных для контроля удания, который в настоящее время широко приленных объектов (контактных соединений на меняется на всех видах электрооборудования, Иллюстрации порталах). что позволяет существенно сократить количеСтоить отметить предложения об изменество аварий и отключений. Но тепловизионная Страницы_____________ нии формулы (1) пересчета превышения темтехника не сразу заслужила доверие электроэ_____________________________________________________ пературы от действующей нагрузки к номинергетиков. На первых этапах применения она нальной, используемой в предыдущей версии фиксировала нагревы узлов (часто это были стандарта. дефекты, а иногда блики и другие артефакты). В результате возникал вопрос о том, нормаль� ДТном �ном ным ли является данный нагрев или необходим , (1) ремонт выявленного нагретого узла. Только ДТраб �раб после введения в действие РД 34.45-51.300-97 где: «Объемы и нормы испытания электрообоIном – номинальная токовая нагрузка; рудования», в разработке которого принимали участие специалисты ООО «Панатест», Iраб – рабочая токовая нагрузка; РД 153-34.0-20.363-99 «Основные положения метоДТном – превышение температуры при Iном; дики инфракрасной диагностики электрооборуДТраб – превышение температуры Iраб. дования» и ПБ 03-440-02 «Правила аттестации Тепловизионный контроль электрооборудоперсонала неразрушающего контроля», разравания и токоведущих частей при токах нагрузки ботка которого велась при участии сотрудников 0,3 Iном и ниже не способствует выявлению дефекООО «НУЦ «Качество», технология теплового тов на ранней стадии их развития. контроля перешла из разряда научных изыскаБыло предложено сделать зависимость ний в штатную процедуру диагностирования. линейной. В связи с повышением температуры В настоящее время существует огромный растет теплоотдача с поверхности, что снижает опыт по диагностированию оборудования электемпературу контактного соединения. Данный троэнергетики, появляется новая аппаратура и вопрос находится в стадии обсуждения. Предновые технологии контроля и возникла необховарительные проверочные эксперименты покадимость в пересмотре устаревших нормативных зывают квадратичную зависимость нагрева от документов (РД 34.45-51.300-97 действует почти проходящего тока, вероятно это связано с тем, 20 лет без существенных изменений.) что фактором нагрева является рост сопротивСпециалисты НУЦ «Качество» и «Панатест» ления металла проводника при повышении участвуют в работах по разработке и корректемпературы.

Стоить отметить предложения об изм от действующей нагрузки к номинальной, исп =�

� (1)

Было предложено сделать зависимос теплоотдача с поверхности, что снижает находится в стадии обсуждения. Предв квадратичную зависимость нагрева от прохо нагрева является рост сопротивления металла Добавлен новый раздел об ультра техника контроля позволяет выявлять дефе выявляемые при помощи тепловизионной д шин не менее опасны (рис. 1), чем контактны другие дефекты, выявляемые тепловизионной

ЭНЕРГОНАДЗОР

Добавлен новый раздел об ультрафиолетовой диагностике электрооборудования. Данная техника контроля позволяет выявлять дефекты изоляционных материалов и токоведущих шин, не выявляемые при помощи тепловизионной диагностики. Дефекты изоляции и изломы токоведущих шин не менее опасны (рис. 1), чем контактные соединения с высоким переходным сопротивлением и другие дефекты, выявляемые тепловизионной диагностикой. Внедрение новых подходов и технологий, позволяющих снизить аварийность и расходы на ремонт оборудования электроэнергетики, основано на распоряжениях Правительства Российской Федерации от 29 мая 2013 года № 867-р, от 3 июля 2014 года № 1217-р, протоколом Совета директоров ОАО «Россети» от 27 декабря 2013 года № 142 и приказом ОАО «Россети» от 21 января 2014 года № 14 «О мерах, направленных на реализацию дорожной карты по расширению доступа субъектов малого и среднего предпринимательства к закупкам ОАО «Россети», происходит стимулирование технологического развития и модернизации электросетевого комплекса через инновационное развитие. В рамках программы развития инновационных технологий для ОАО «Россети» силами НУЦ «Качество» и «Панатест» был разработан инновационный подход, который выражается в определении состояния объекта с использованием трех спектральных диапазонов (инфракрасного видимого и ультрафиолетового). Данный подход ранее не использовался в мировой практике. Он базируется на проверенных методологических наработках, что существенно повышает достоверность диагностирования состояния оборудования и позволяет уменьшить технологические потери и количество отказов и аварий. Актуальность внедрения данной технологии подтверждается появлением стандартов организаций по проведению ультрафиолетовой диагностики. Первым из таких документов были «Методические рекомендации по раннему выявлению дефектов внешней изоляции, токоведущих частей электрооборудования АЭС с использованием средств ультрафиолетового контроля» (ОАО «Концерн Энергоатом»), позже вышла «Методика диагностирования изоляции электрифицированных линии железных дорог по ультрафиолетовому излучению» и «Методические указания ЗАО «РН-Энергонефть». Методы неразрушающего контроля и технической диагностики (инфракрасной и ультрафиолетовой) с применением оптикоэлектронных приборов» ЗАО «РН-Энергонефть». Примеры результатов проведения ультрафиолетового контроля приведены на рисунке 2. Основой всех перечисленных документов является методика Концерна «Энергоатом», в которой изложены основные принципы проведения ультрафиолетовой диагностики и критерии браковки. Для обеспечения подготовки и подтверждения квалификации персонала, проводящего ультрафиолетовый контроль, был разработан

№ 6 (82), июнь, 2016 г.

рис. 1. примеры раЗрушения иЗОлятОрОв пОд вОЗдействием раЗряднОй активнОсти

рис. 2. примеры дефектОв, выявленных при пОмОщи улЬтрафиОлетОвОгО кОнтрОля

А – излом жил провода

Б – разрядная активность у основания изолятора

стандарт СДОС 10-2015 «Положение об аттестации персонала в области ультрафиолетового неразрушающего контроля». Данный документ дополняет ПБ 03-440-02 в части требований к кандидатам на аттестацию по ультрафиолетовому контролю, их подготовке и процедуре проведения квалификационных экзаменов. Подготовка и утверждение этого документа проводилось по инициативе и при участии сотрудников НУЦ «Качество» и «Панатест». Открытым вопросом на данный момент остаются критерии браковки оборудования на основании результатов ультрафиолетового контроля в связи с разными уровнями напряжений на оборудовании и конструктивного исполнения элементов. Одним из путей решения таких вопросов является разработка собственных стандартов предприятий (как, например, было сделано в ЗАО «РН-Энергонефть» и других крупных организациях). Это позволит установить требования, соответствующие новым технологиям контроля и современному оборудованию, и актуализировать существующие нормы, приведенные в РД 34.45-51.300-97. Э

Энергоэффективность | Экономический расчет 20173 знака(ов)

Прогнозируемый срок окупаемости инвестиций

D:\Энергонадзор\2016\№06 июнь 2016\Горшков продолжение\Горшк Дата печати 06.06.16 1:21 Редактор ____________, обработка __ _____, автор Иллюстрации

Страницы_____________ _________________________________________________________

В статье рассматривается пример расчета прогнозируемого срока окупаемости инвестиций, Более подробно методика расчета 20173 знака(ов) направленных на уменьшение потребляемых в здании энергетических ресурсов. Александр ГОРШКОВ, директор учебно-научного центра «Мониторинг и реабилитация природных систем ФГАОУ ВО «СанктПетербургский политехнический университет Петра Великого», к.т.н. Павел РЫМКЕВИЧ, профессор кафедры физики ФГКВОУ ВПО «Военно-космическая академия им. А.Ф. Можайского», к.ф.-м.н. Николай ВАТИН, директор инженерностроительного института ФГАОУ ВО «СанктПетербургский политехнический университет Петра Великого», д.т.н., профессор

мероприятия представлена в работепродолжение\Горш [4]. В рамках D:\Энергонадзор\2016\№06 июнь 2016\Горшков Дата печати 06.06.16 1:21 С введением программы энергосбережения Начало статьи в №5 «ЭНЕРГОНАДЗОР» срока окупаемости инвестиций, направленных на Редакторповысились ____________, обработка _____, автор требов том числе__нормативные При рассмотрении вопроса утепления с вания к уровню тепловой защиты зданий. По Постановка задачи Иллюстрации построенные по нормативам, до этой причине существующиедействовавшим здания не соотОбеспечение энергетической эффективности ветствуют новым нормативным требованиям. И проектируемых и строящихся зданий является энергосбережении…» (ФЗ № 261 от 23 ноября Страницы_____________ единственной возможностью, способной привегосударственной задачей. Вопросы энергосбе_________________________________________________________ части, обусловленной недостаточным уровн сти их в соответствие с новыми нормативными режения важны не только для проектируемых Более методика расчета конструкций. С подробно введением программы энергос требованиями, является утепление существузданий, но и для существующих. Сейчас в стране мероприятия представлена в работе [4]. В рамках ющих зданий до современного или еще более реализуется государственная программа проветребования к уровню тепловой защиты здан высокого уровняинвестиций, по теплоизоляции. дения капитальных ремонтов в существующих срока окупаемости направленных на соответствуют новым нормативным требован зданиях. Важно, чтобы эта программа коррелиПри рассмотрении вопроса утепления их врасчета соответствие с новыми нс Модель ровала с программой энергосбережения. привести При построенные позданий нормативам, действовавшим до Для расчета сроковдо окупаемости инвестиций, этом не следует игнорировать экономическую существующих современного или еще направленных на дополнительное утепление составляющую инвестиционных проектовэнергосбережении…» при (ФЗ № 261 от 23 ноября Модель расчета существующего многоквартирногоуровн реализации данной программы. Энергосберечасти, фасадов обусловленной недостаточным Для расчета сроков окупаемости инвес жилого здания, использован метод приведенных гающие мероприятия должны не только приконструкций. Спростой введением программы энергос затрат. Для окупаемости инвестиций фасадов существующего многоквартирного жил водить к уменьшению объемов потребляемой получено уравнение [5]: здан требования к следующее уровню основное тепловой защиты зданиями энергии, но и быть окупаемыми. Для простой окупаемости инвестиций получено с

∆К нормативным требован соответствуютК2 новым (1) Т = Э −Э = ∆Э . ,(1) Актуальность проблемы привести их в соответствие с новыми н 1 2 Одним из способов снижения потерь теплогде ∆К––зданий капитальные затраты наили дополн существующих до современного еще где ∆К капитальные затраты на дополвой энергии на отопление является дополнинительное утепление 1 м2 наружной тельное утепление наружных ограждающих стены, Э затраты, учитыва 1 – эксплуатационные Модель расчета 2 конструкций. Повышение уровня теплоизо; отопительный сезон до проведения стены руб./м заДля один расчета сроков окупаемости инвес ляции ограждающих конструкций приводит к Э1 – эксплуатационные затраты, учитываюЭ – эксплуатационные затраты, учитыва 2 фасадов существующего многоквартирного жил уменьшению так называемых трансмиссионных щие потери тепловой энергии через 1 м2 наружпотерь тепловой энергии. Чем меньше потери стены за один отопительный сезон после утеплен ной стены за один отопительный сезон до проДля простой окупаемости инвестиций получено с 2 тепла в здании, тем меньшее количество тепловедения • год; тепловой энер Кразность ∆Круб./м ∆Э –утепления, потерь 2 = . (1) Т = вой энергии требуется подвести к зданию от Э2 – эксплуатационные затраты, учитываю∆Э Эпо 1 −Эутеплению 2 мероприятий фасадов существующ 2 источника теплоснабжения для компенсации щие потери тепловой энергии через 1 м наружгде ∆К – капитальные затраты на дополн В стены формуле (1) годовая экономия трансмиссионных потерь тепловой энергии в ной за один отопительный сезон последенеж 2 Э – эксплуатационные затраты, учитыва нем (при обеспечении нормативных показатеутепления стен, руб./м • год; 1 проведения работ по реновации фасадов су лей микроклимата). Таким образом, утепление ∆Э – разность потерь тепловой энергии через стены за один отопительный сезон до проведения трансмиссионных потерь тепловой энергии, опре приводит к уменьшению потребляемой в здании 1 м2 наружной стены до проведения мероприя0,024∙ГСОП Э2по– эксплуатационные затраты, учитыва энергии и, следовательно, к сокращению платий утеплению ∆Э = (𝑈1 − 𝑈2 )фасадов ∙ 1163существующего ∙ 𝑐𝑇 , (2) стены здания за один сезон тежей за отопление. На этом принципе основан (Э1отопительный ) и после утепления (Э2). после утеплен где U – (1) коэффициент теплопередачи ( экономический эффект, достигаемый при внеВ формуле годоваяпотерь экономия денежных энер ∆Э – 1 разность тепловой 2 дрении данного энергосберегающего мероприясредств ∆Э, руб./м , достигаемая в результате проведения работ по реновации (утеплению) фаса мероприятий по утеплению фасадов существующ тия. Однако его реализация потребует дополнипроведения работ по реновации фасадов суще– коэффициент теплопередачи (U-v U 2 В формуле (1)и уменьшения годовая экономия тельных капитальных вложений. Капитальные ствующего здания тем самымденеж проведения работ реновации (утеплению) вложения в реновацию и утепление фасадов трансмиссионных потерь тепловой энергии, проведения работпо по реновации фасадовфаса су являются единовременными. Уменьшение эксопределяется следующим образом [6, 7]: ГСОП – градусо-сутки отопительного пер трансмиссионных потерь тепловой энергии, опре плуатационных расходов на отопление при этом 0,024∙ГСОП коэффициенты; 0,024, 1163 – переводные (2) будет наблюдаться как после окончания первого ∆Э = (𝑈1 − 𝑈2 ) ∙ 1163 ∙ 𝑐𝑇 ,, (2) c – стоимость тепловой энергии на отопл T отопительного периода, так и после последуюгде – что коэффициент теплопередачи щих, то есть эта (прибыльная) составляющая где U1U – 1коэффициент теплопередачи (U-value) Отметим, срок окупаемости, рассчита( инвестиций растянута во времени. По истеченаружных стен существующего зданияэнергию; до про- фаса проведения работ по реновации (утеплению) – роста тарифов на тепловую нии некоторого периода времени суммарный ведения работ по реновациитеплопередачи (утеплению) фаса- (U-v – коэффициент U 2 – процентов экономический эффект от утепления может дов, Вт/(м2 • °С); по кредиту (в случае исполь проведения по реновации (утеплению) компенсировать начальные единовременные по утеплению наружных стен здания); U2 – работ коэффициент теплопередачи (U-value) фаса капвложения. Этот период времени и является ГСОП – градусо-сутки отопительного пе наружных стен существующего здания после – дисконтирования будущих денежных прогнозируемым сроком окупаемости. На этом проведения работ по реновации (утеплению) 0,024, 1163 – переводные коэффициенты рассматриваемого меропр принципе основана в том числе оценка эконофасадов, Вт/(м2 энергосберегающего • °С); cГСОП тепловой энергии на отопл T – стоимость отопление. мически целесообразного уровня теплозащиты – градусо-сутки отопительного периода, Отметим, что срокрассчитанное окупаемости,по рассчит зданий [3]. °С По • сут.; этой причине, форм

– роста тарифов на тепловую энергию; инвестиций можно рассматривать только как оце ЭНЕРГОНАДЗОР – процентов по кредиту (в случае Если строительная компания илиисполь физи по утеплению наружных стен здания); фасадов, использует собственные (не заемные) дисконтирования денежных сметной –стоимости работ. В будущих случае, если для вып рассматриваемого энергосберегающего меропр

� следует определять по формуле: инвестиции в энергосбережение ∆К � ∆𝐾 = 𝑚 ∙ 𝐴 ∙ ∆𝐾, (3) где m – число периодов погашения кредита (например, если кред на 2 года: m=24 и т.д.); А – коэффициент аннуитета; ∆К – собственные средства исполнителя работ (инвестиции без уч 0,024, 1163 – переводные коэффициенты; Коэффициент аннуитета А рассчитывается по формуле: c – стоимость тепловой энергии на отопление

T ркр ∙(1�ркр )𝑚 в данном населенном пункте, руб/Гкал. 𝐴= (4) (1�ркр )𝑚 −1 Отметим, что срок окупаемости, рассчитанный по формуле (1), получен без учета: где ркр – месячная процентная ставка банка по кредиту, выражен • роста тарифов на тепловую энергию; на периодичность платежей (например, для случая 12% годовых • процентов по кредиту (в случае использоваркр=0,12/12=0,01); ния заемных средств на проведение мероприятий по утеплению наружных стен здания); m – то же, что и в формуле (3). • дисконтирования будущих денежных Из анализа формул (1) и (2), в частности, следует, что при задан поступлений, достигнутых в результате реалиутепления фасадов (ΔU = U2-U1) в заданном климатическом районе зации рассматриваемого энергосберегающего мероприятия и уменьшения потерь тепловой вложенных средств зависит только от стоимости тепловой энергии на о энергии на отопление. изменения со временем (роста тарифов на тепловую энергию). По этой причине рассчитанное по формуле (1) значение прогнозируемого срока окупаемости Тарифы на тепловую энергию ежегодно возрастают. Это инвестиций можно рассматривать только как последующим годом (отопительным периодом), годовая экономия д оценочное. 0173 знака(ов) увеличиваться. 173 знака(ов) Если строительная или продолжение\Горшков_ред.docx физическое \Энергонадзор\2016\№06 июнькомпания 2016\Горшков стр. 3 из 7 Энергонадзор\2016\№06 июнь 2016\Горшков продолжение\Горшков_ред.docx стр. 3 из 7 0173 знака(ов) лицо для выполнения работ по утеплению фасаОднако, при рассмотрении данной модели следует учитыв ата печати 06.06.16 1:21 та печати 06.06.16 1:21 :\Энергонадзор\2016\№06 июнь 2016\Горшков продолжение\Горшков_ред.docx стр. 3 из 7 20173 знака(ов)годы денежные средства должны дов, использует собственные (не заемные) среддактор ____________, обработка __ _____,__ автор едактор ____________, обработка _____, автор последующие быть рассчитаны исход ата печати 06.06.16 1:21 июнь 2016\Горшковфакторов, продолжение\Горшков_ред.docx ст ства, то капитальные затраты ∆К будут равны D:\Энергонадзор\2016\№06 С учетом выше обозначенных проДата печати 06.06.16 1:21 едактор ____________, обработка __ _____, автор денег через n лет, т.е. будущие денежные потоки должны быть дисконтир люстрации сметной стоимости работ. В случае если для Редактор гнозируемый срок окупаемости инвестиций в ллюстрации ____________, обработка __ _____, автор С учетом выше обозначенных факторов, прогнозируемый срок выполнения работ исполнителем используются дополнительное утепление фасадов определяраницы_____________ ллюстрации Иллюстрации ______________________________________________________________________________________________________ траницы_____________ заемные средства (предоставленный банком ется выражением [8]: дополнительное утепление фасадов определяется выражением [8]: _______________________________________________________________________________________________________ едствакредит), (предоставленный банком кредит), при аннуитетных ежемесячных платежах суммарные при аннуитетных ежемесячных платеСтраницы_____________ траницы_____________ � (�−�) ∆𝐾 � ��1� ∙ � ___________________________________________________________________________________________________ редства (предоставленный банком кредит),по при аннуитетных ежемесячных платежах суммарные нвестиции энергосбережение ∆К вследует определять формуле: _______________________________________________________________________________________________________ жах всуммарные инвестиции энергосбережение ∆Э (1��) , (5) средства (предоставленный банком кредит), при аннуитетных ежемесячных плат , (5) 𝑇 =аннуитетных � следует 1�� по формуле: ∆𝐾 =(предоставленный 𝑚в∙ энергосбережение 𝐴 ∙определять ∆𝐾, (3) � следует редства банком кредит), при ежемесячных платежах суммарные нвестиции ∆К определять по формуле: �� 1�� инвестиции в энергосбережение ∆К следует определять по формуле: 20173 знака(ов) где m� – число периодов погашения�кредита (например, если кредит взят на 1 год: m=12, если (3) нвестиции в энергосбережение ∆К следует определять по ∆𝐾 = 𝑚 ∙ 𝐴 ∙ ∆𝐾,, (3) D:\Энергонадзор\2016\№06 ��= где – –то же, в(3) формуле (3), руб/м где ∆𝐾 ∆К что в формуле (3),2; руб/м2; июнь 2016\Горшков продолжение\Горшк 𝑚то ∙формуле: 𝐴же, ∙что ∆𝐾, 2 года: m=24 и т.д.); Дата печати 06.06.16 1:21 2 � где mm кредита кредита периодов погашения (например, если кредит взят на 21; год: m=12, если ∆𝐾 =– –число 𝑚число ∙ 𝐴 периодов ∙аннуитета; ∆𝐾, (3)погашения ∆Э же, в формуле (2),погашения руб/м ; руб/м m же, –что число периодов кредита (например, если кредит взят на Редактор ____________, обработка __ _____, автор А –где коэффициент ∆Э–где –то то что в формуле (2), (например, если кредит взят на 1 год – m=12, r – средний ежегодный рост стоимости тарина 2 года:(например, m=24 и т.д.); а 2 года: т.д.); m – ичисло периодов погашения кредита если кредит взят на 1 год: m=12, если ∆Кгде – m=24 собственные средства исполнителя работ (инвестиции без учета платежей по кредиту). r на – средний ежегодный рост стоимости тарифов на тепловую энер Иллюстрации если на 2 года – m=24 и т.д.); фов энергию; Атепловую – коэффициент аннуитета; Коэффициент А рассчитывается по формуле: А коэффициент аннуитета; а 2 года: m=24 и𝑚аннуитета т.д.);аннуитета; i – процентная ставка. А –– коэффициент i – процентная ставка. ркр ∙(1�ркр ) ∆К – собственные средства Страницы_____________ исполнителя работ (инвестиции без учета платеж _________________________________________________________ 𝐴= (4) средства А –(1�р коэффициент аннуитета; ∆К собственные средства исполнителя работ (инвестиции без учета платежей поформуле: кредиту). ∆К –– собственные исполнителя работ Уравнение (5) позволяет вычислить период 𝑚 Уравнение (5) позволяет вычислить период окупаемо Коэффициент аннуитета А рассчитывается по кр ) −1 средства (предоставленный банком кредит), пр (инвестиции без учета платежей порассчитывается кредиту). окупаемости T рассматриваемого энергосбе𝑚 р ∙(1�р ) Коэффициент аннуитета А по формуле: ∆К – собственные средства исполнителя работ (инвестиции без учета платежей по кредиту). кр кр в сотых долях в расчете где ркр – месячная процентная ставка банка по кредиту, выраженная энергосберегающего мероприятия с учетомв энергосбережение суммарных капитальных за � следует опред 𝐴 = мероприятия (4) с учетоминвестиции ∆К Коэффициент аннуитета А рассчитывается регающего суммарных 𝑚 (1�ркр ркр ∙(1�р периодичность платежей (например, для случая 12% по годовых и)𝑚 −1 ежемесячных платежах:� кр ) аннуитета Коэффициент А рассчитывается формуле: по 𝐴 формуле: капитальных затрат на его реализацию , ), роста стоимости тарифов на тепловую эн платежей по кредиту (р ∆𝐾 = 𝑚 ∙ 𝐴 ∙ ∆𝐾, (3) = (4) кр где ркр – месячная процентная ставка банка по кредиту, выраженная в соты 𝑚 )𝑚 р=0,12/12=0,01);р (1�р кр ) кр−1 кр ∙(1�р платежей по кредиту (ркр), роста(i), стоимости таригде – число периодов погашения креди , (4) будущих денежных потоков достигаемых за 12% счет годовых экономии сред 𝐴то=же, что и в𝑚формуле (4) на периодичность платежей (например, дляm случая и ежемес m –где (3). фов на тепловую энергию (r), дисконтирования ркр(1�р – месячная процентная ставкар банка по кредиту, выраженная в сотых долях в расчете кр ) −1 на 2 года: m=24 и т.д.); данного энергосберегающего мероприятия. кр=0,12/12=0,01); Изгде анализа формул (1) и (2), в частности, следует, что приденежных заданномпотоков реализованном проекте за 20173 знака(ов) ркр будущих (i), достигаемых – месячная процентная ставка банка А – коэффициент аепления периодичность платежей (например, для случая 12% и возврата ежемесячных –(ΔU месячная ставка банка по впродолжение\Горшков_ред.docx сотых доляхплатежах: в аннуитета; расчете где ркр mрайоне – токредиту, же, что игодовых вввыраженная формуле (3). D:\Энергонадзор\2016\№06 июнь 2016\Горшков фасадов = U2-U1в)процентная в заданном (ГСОП), скорость Отметим, что уравнение (5) позволяет средства вычислить пер счет экономии средств результате внедрения по кредиту, выраженная сотых долях вклиматическом рас∆К – собственные исполнителя Дата печати 06.06.16 1:21 =0,12/12=0,01); а периодичность платежей (например, для случая 12% годовых и ежемесячных платежах: Из анализа формул (1) и (2), в частности, следует, что при заданном реалир кр оженных зависит только от стоимости тепловой энергии на отопление и динамики ее с данного энергосберегающего мероприятия. четесредств на периодичность платежей (например,энергосберегающего для Т Редактор ____________, обработка __ _____, автор мероприятия или технического решения, в том числ Коэффициент аннуитета А рассчитываетс утепления фасадов (ΔU = (5) U2-U районе (ГСОП), с 1) в заданном m то же, что ии ежемесячных в формуле (3). Отметим, что уравнение позволяет вычис- рклиматическом случая 12% годовых платежах: 𝑚 менения со –временем (роста тарифов на тепловую энергию). кр=0,12/12=0,01); кр ∙(1�ркр ) правильно оценить его энергосберегающий потенциал и капитальны  Э Иллюстрации вложенных средств зависит только откаждым стоимости энергии на отопление с 𝐴 = тепловой (4) лить период окупаемости р =0,12/12=0,01); Тарифы энергию ежегодно возрастают. Это означает, что сэнергосберекрИз формул (1) и (2), следует, что прилюбого заданном реализованном m –анализа тонаже,тепловую что и в формуле (3).в частности, (1�ркр )𝑚 −1 проекте � гающего мероприятия или технического решеm – то же, что и в формуле (3). Страницы_____________ изменения со временем (роста тарифов на тепловую энергию). ∆К . оследующим годом (отопительным периодом), годовая экономия денежных средств ∆Э� будет где скорость ркр – месячная процентная ставка бан тепления (ΔU = (1) U -U ) в взаданном климатическом районе (ГСОП), возврата Из фасадов анализа формул и 1(2), частности, следует, чтотепловую при заданном реализованном проекте ния, ____________________________________________________________________________________________ в Тарифы том числе, Важно лишь Из анализа формул (1) и (2), 2в частности, слена инженерного. энергию ежегодно возрастают. Это означает, еличиваться. на периодичность платежей (например, для Мерой дисконтирования будущих денежных потоков можно средства (предоставленный банком кредит), при аннуитетных тепления фасадов (ΔUреализованном = только U2данной -U1) от впроекте заданном климатическом (ГСОП), скорость возврата ложенных средств зависит стоимости тепловой энергии на отопление динамики ее ежемесячны сТ игодовая правильно оценить егорайоне энергосберегающий дует, что при последующим годом (отопительным периодом), экономия денежных с Однако, призаданном рассмотрении модели следует учитывать, что сэкономленные в р =0,12/12=0,01); кр � инфляции за определенный промежуток времени (например, за 5 или инвестиции энергосбережение ∆К на следует по формуле: потенциал ∆Э и вкапитальные его с определять утепления фасадовзависит (ΔU = U2 - Uтолько ) в заданном кли- увеличиваться. 1 тарифов ложенных средств от на стоимости тепловой энергии назатраты отопление и что динамики ее(3). оследующие годы денежные средства должны быть рассчитаны исходя из фактической стоимости зменения со временем (роста тепловую энергию). Тже, m – то и в формуле � реализацию . матическом районе (ГСОП), скорость возврата ∆𝐾 при = 𝑚 ∙рассмотрении 𝐴 ∙ ∆𝐾, (3) Банка, рефинансирования Центрального доходность альтернативных Однако, данной модели чтовло с нег черезТарифы n лет, т.е. будущие денежные потоки должны быть дисконтированы. Из анализа формул (1)учитывать, и (2), в частности на зависит тепловую энергию ежегодно возрастают. Это означает, что сследует каждым зменения со временем (роста тарифов на тепловую энергию). Мерой дисконтирования будущих денежвложенных средств только от стоимости где m – число периодов погашения кредита (например, если кредит вз последующие годы денежные средства должны быть рассчитаны исходя из факти прочие факторы, влияющие на величину будущих денежных потоков. С учетом энергии выше обозначенных факторов, прогнозируемый срок окупаемости инвестиций в фасадов (ΔU = U2-U1) в заданном утепления ных на потоков можно средний уровень тепловой отопление cT энергию и динамики Тарифы на на тепловую ежегодно означает, что сбыть каждым будет оследующим годом (отопительным периодом), годовая денежных средств ∆Э m=24 ивыбрать т.д.); Это �дисконтированы. денег через nвозрастают. лет, т.е.экономия будущие денежные потокисредств должны полнительное утепление фасадов определяется выражением [8]:2 года: Следует отметить, что в уравнение (5) входит несколько вложенных зависит только отпеременн стоимости инфляции за определенный промежуток вреее изменения со временем (роста тарифов на А – коэффициент аннуитета; � ∆𝐾 (�−�) величиваться. оследующим годом (отопительным периодом), экономия денежных средств ∆Э� будет Сгодовая учетом выше обозначенных факторов, прогнозируемый срок окупаемос ��1� энергию). ∙ � мени (например, за 5 или 10 последних лет), тепловую изменения со временем (роста тарифов на теплов в частности динамика роста тарифов на тепловую энергию (выраж ∆Э (1��) ∆Кутепление – собственные средства исполнителя работ (инвестиции без учета п фасадов определяется выражением [8]: в 𝑇= , (5) рассмотрении Однако, при данной модели следует учитывать, что сэкономленные величиваться. 1�� тепловую ставку рефинансирования Центрального Банка, Тарифы энергию ежегодно воз- дополнительное Тарифы на тепловую энергию ежего �� на � � Коэффициент аннуитета А рассчитывается подисконтирование формуле: процентная ставка (i), по которой оценивается бу ∆𝐾 (�−�) 1�� 1� ∙ � доходность альтернативных (наприрастают. Это означает, что с каждым последуюоследующие годы денежные средства должны быть рассчитаны исходя из фактической стоимости рассмотрении модели следует учитывать, что сэкономленные в ∆Э (1��) последующим годом (отопительным периодом ркр ∙(1�ркр )𝑚 вложений � – то гдеОднако, ∆К же,при что в формуле (3), руб/м2;данной , (5) 𝑇 = 1�� 𝐴 = (4) мер, депозит),��прочие факторы, влияющие на щим годом (отопительным периодом) 2 годовая 𝑚 � дисконтированы. увеличиваться. енег через лет, будущие денежные потоки должны быть оследующие годы денежные средства должны быть рассчитаны исходя из фактической стоимости кр ) −1 1��(1�р ∆Э – тоnже, чтот.е. в формуле (2), руб/м ; величину будущих денежных потоков. Однако, экономия денежных средств ∆Эi будет увели2 � при рассмотрении данной мв –дисконтированы. месячная процентная ставка по кредиту, где ; банка где ∆К – торкрже, что в формуле (3), руб/м r –Ссредний ежегодный рост стоимости тарифов на тепловую энергию; учетом выше обозначенных факторов, прогнозируемый срок окупаемости инвестиций в выраженная енег чиваться. через n лет, т.е. будущие денежные потоки должны быть Следует отметить, что в уравнение (5) входит 2 последующие годы денежные средства должны на периодичность платежей (например, для случая 12% годовых и е ∆Э –переменных то же, что всоформуле руб/м ; i –Однако процентная ставка. несколько параметров, при рассмотрении данной модели ополнительное утепление фасадов определяется выражением [8]: временем С учетом выше обозначенных факторов, прогнозируемый срок(2), окупаемости инвестиций в денег через n лет, т.е. будущие денежные потоки р =0,12/12=0,01); r – средний ежегодный рост стоимости тарифов на тепловую энергию; кр Уравнение (5) позволяет вычислить окупаемости Tроста рассматриваемого � (�−�)что в частности динамика тарифов на теплоследует учитывать, сэкономленные в после-период ∆𝐾 ополнительное фасадов определяется выражением [8]: ��1�утепление ∙ � С выше обозначенных факторов m(выраженная – то же, что иреализацию в формуле (3). i – процентная ставка. �r), учетом ергосберегающего с учетом суммарных капитальных затрат на его ∆К ∆Э (1��) вую энергию через параметр и дующие годы мероприятия денежные средства должны быть � (�−�) , (5) ∆𝐾 𝑇 = дополнительное утепление фасадов определяется Из анализа формул (1) и (2), в частности, следует, что при заданном 1�� Уравнение (5) позволяет вычислить период окупаемости T ��1� ∙ � ), роста стоимости тарифов на тепловую энергию (r), дисконтирования латежей по кредиту (р процентная ставка (i), по которой оценивается рассчитаны�� исходя �кр из фактической стоимости ∆Э (1��) � (�−�) ∆𝐾 1�� утепления фасадов (ΔU = U районе (ГСО ��1� ∙ климатическом � 𝑇= , (i), (5) достигаемых 2-U 1) в заданном мероприятия с учетом суммарных капитальных затрат на его дисконтирование будущих денежных потоков, через n лет, денежные потоки дущихденег денежных потоков за счетэнергосберегающего экономии средств в результате внедрения 1��т.е. будущие ∆Э (1��) 2 ��то же, � � 𝑇 = , (5) где ∆К – что в формуле (3), руб/м ; 1�� вложенных средств зависит только от стоимости тепловой энергии на отопл 1�� стоимости платежей по кредиту (ркр), роста накапливаемых в результате внедрения задан-тарифов быть дисконтированы. нного должны энергосберегающего мероприятия. �� на тепловую энергию (r), 1�� 2 2 �

денежных потоков (i), достигаемых экономии средств в резу2 со временем (роста тарифов на∆К тепловую ∆Э то–что же, вчто формуле руб/м ;будущих где –∆К то что же, в формуле (3), руб/м ; изменения Отметим, уравнение (5) (2), позволяет вычислить период окупаемости любого �за– счет где то же,энергию). что в формуле (3), руб/м ; 2 данного энергосберегающего мероприятия. Тарифы на тепловую энергию ежегодно возрастают. Это 2;озн ергосберегающего мероприятия или технического решения, в том числе, инженерного. Важно лишь № 6 2016 – июнь, то же, чтог. в формуле руб/м ; тарифов r∆Э –(82), средний ежегодный рост(2), стоимости на тепловую энергию; ∆Э – то же, что в формуле (2),19 руб/м Отметим, что уравнение (5) позволяет вычислить период окуп последующим годом (отопительным периодом), годовая экономия денеж равильно irоценить его энергосберегающий потенциал и капитальные затраты на его реализацию  Э тарифов на тепловую энергию; r – средний ежегодный рост стоимости та ––процентная ставка. рост стоимости средний ежегодный энергосберегающего мероприятия или технического решения, в том числе, инженерн увеличиваться. � К. i – процентная ставка. Уравнение позволяет вычислить период Tпотенциал рассматриваемого i – процентная(5) ставка. оценить его окупаемости энергосберегающий затраты  (5) Э и капитальные Однако, при средний рассмотрении данной модели следует Мерой дисконтирования будущих денежных правильно потоков можно выбрать уровень Уравнение позволяетучитывать, вычислин � , исходя Уравнение мероприятия (5) позволяет вычислить период окупаемости рассматриваемого годы денежные средства должны быть рассчитаны из � последующие нергосберегающего с учетом суммарных капитальных затрат наT его реализацию ∆К

20173 знака(ов) Страницы_____________ D:\Энергонадзор\2016\№06 июнь 2016\Горшков продолжение\Горш ________________________________________________________________________________________________________ Дата печати 06.06.16 1:21 20173 знака(ов) накапливаемых в результате внедрения заданного энергосберегающего мероприятия. Редактор ____________, обработка __ _____, автор D:\Энергонадзор\2016\№06 июнь 2016\Горшков продолжение\Горшков_ред.docx время невозможно определенно знать, нергоэффективность | Экономический расчет Дата печати 06.06.16 1:21 как эти переменные параметры будут меняться Иллюстрации Редактор ____________, обработка __задачи _____, автор времени в будущем. Поэтому для решения оценки прогнозируемого срока

Страницы_____________ вложенных в энергосбережение инвестиций, можно лишь построить несколько Иллюстрации ний применительно к климатическим условиям ного энергосберегающего мероприятия. В насто_________________________________________________________ (вероятных) сценариев изменения переменных величин, в уравнение Санкт-Петербурга (ГСОП = 4796 °С • сут) R ящее время невозможно определенно знать, как =(5), и Требуемоевходящих (нормируемое) сопротивлен Страницы_____________ эти переменные параметры будут меняться с 3,08 м • °С/Вт. Значению сопротивления теплоперечня полученных_________________________________________________________________________________ данных наиболее вероятный сценарий. применительно С течением времени в будущем. Поэтому для передаче 3,08 к м •климатическим °С/Вт соответствуетусловиям коэффиПример расчета 20173 знака(ов) 2 Требуемое срока (нормируемое) сопротивление теплопередаче дл решения задачи оценки прогнозируемого циент теплопередачи U = 0,325 Вт/(м • °С). С м ·ºС/Вт. Значению теплопер D:\Энергонадзор\2016\№06 июньсопротивления 2016\Горшков продолжение\Горш Рассмотрим вариант утепления наружных стен здания, построенного в Санкт-П 2 окупаемости вложенных в энергосбережение учетом того, что фактическое сопротивление применительно к климатическим условиям Санкт-Петербурга (ГС Дата печати 06.06.16 1:21 теплопередачи U =0,325 Вт/(м ·ºС). С учетом 2неутепленного здания принято 2лишьсопротивление 22 инвестиций можночто построить несколько теплопередаче 20173 знака(ов) 2000 года. Примем, теплопередаче наружных стен соответствует Редактор ____________, обработка __ _____, автор м ·ºС/Вт. Значению сопротивления теплопередаче 3,08 толмм·ºС/В неутепленного здания принято равным ·ºС возможных (вероятных) сценариев изменения равным м • °С/Вт, требуемое значение D:\Энергонадзор\2016\№06 июнь 2016\Горшков продолжение\Горшков_ре исх 1,0 2 1,0 года, =1,0 м2·ºС принимаемым к ограждающим конструкциям до 2000 и составляет 𝑅 0 теплопередачи U =0,325 Вт/(м ·ºС). С учетом того, что фактическ Дата 20173 знака(ов) 2 печати переменных величин, входящих в уравнение щины 1:21 слоя теплоизоляции δ , составит: Иллюстрации составит: 𝛿тр , 06.06.16 22016\Горшков Редактор ____________, обработка __ _____, автор продолжение\Горшк реконструкции – 2013 год. полученных D:\Энергонадзор\2016\№06 июнь (5), и выбрать из перечня данных неутепленного здания принято равным ·ºС/Вт, �ут требуемое значен 0 тр1,0 мисх 20173 знака(ов) Дата печати 06.06.16 1:21 Страницы_____________ наиболее вероятныйФактическое сценарий. 𝛿 = �𝑅 − 𝑅 � ∙ = (3,08стены − 1,0)сущ ∙ Примечание. сопротивление теплопередаче наружной тр 0 __ _____, 0обработка 𝛿D:\Энергонадзор\2016\№06 июнь 2016\Горшков продолжение\Горшков_ред.docx Редактор ____________, �т.о. автор тр , составит: Иллюстрации _________________________________________________________ Дата печатив06.06.16 1:21 здания возможно определить результате проведения натурных измерений по ГОСТ 262 знака(ов) �Соответственно, 0,045 тр 20173 ут для Пример расчета (нормируемое) сопротивлени Редактор 𝛿 ____________, обработка _____, автор − = �𝑅 − 𝑅0исх � ∙__�Требуемое = (3,08 1,0) ∙ 0,8дальнейших = 0,117 (м)расчет Страницы_____________ D:\Энергонадзор\2016\№06 июнь 2016\Горшков продолжение\Горш Иллюстрации тр 0 сооружения. Методы определения сопротивления теплопередаче ограждающих конструкц Рассмотрим вариант утепления наружных утеплителя составляет 120 мм. ______________________________________________________________ Дата печатит.о. 06.06.16 1:21 применительно к климатическим условиям Са 20173 знака(ов) стен здания, вСоответственно, Санкт-Петербурге Соответственно, для дальнейших расчетов При 𝑅0исхпостроенного = 1,0 м2·ºС/Вт, получим, что U (согласно формуле (2)) равно 1,0 для дальнейших расчетов примем, что треб Иллюстрации 1 2 Требуемое Редактор ____________, обработка __ _____, автор Страницы_____________ (нормируемое) сопротивление те Капитальные затраты на дополнительно м ·ºС/Вт. Значению сопротивления теплопер D:\Энергонадзор\2016\№06 июнь 2016\Горшков продолжение\Горшков_ред.docx до 2000 года. Примем, что сопротивление теплопримем, что требуемая толщина минераловат_________________________________________________________ Количество градусо-суток отопительного периода в Санкт-Петербурге показано в утеплителя составляет 120 мм. 2 Дата печати 06.06.16 1:21 толщиной утеплителя 120 мм с последующим на 20173 знака(ов) применительно к климатическим Санкт-т передаче наружныхСтраницы_____________ стен соответствует требованого утеплителя составляет 120условиям мм. сопротивлени теплопередачи U2=0,325 Вт/(м ·ºС). С 2учетом Иллюстрации (нормируемое) Редактор ____________, обработка __ _____, автор составляет 4796 ºС∙сут. Отопление в2·ºС/Вт. здании –Требуемое централизованное (отутепление городской D:\Энергонадзор\2016\№06 июнь 2016\Горшков продолжение\Горшков_ред.docx стр., 5 изТЭЦ Капитальные затраты на дополнительное наружн _______________________________________________________________________________ 27 ниям, принимаемым к ограждающим конструкКапитальные затраты 1950 на дополнительное 2013 года примем равными руб./м из м Значению сопротивления теплопередач неутепленного здания принято равным 1,0 мкото ·ºС/ Дата печати 06.06.16 1:21 применительно к климатическим условиям Са 2 Страницы_____________ циямэнергии до 2000 года, и составляет R утепление наружной стены существующего = 1,0 м • Требуемое (нормируемое) сопротивление теплопередаче д = 1351,25 руб/Гкал с учетом НДС (согласно Распоряжению Комитет тепловой c 2 толщиной утеплителя 120 мм с последующим нанесением тонкого шт T – 300 руб./м составляет стоимость сухих Редактор ____________,Иллюстрации обработка __ _____, автор теплопередачи U =0,325 Вт/(м ·ºС). С учетом того, 2 2 , составит: 𝛿 _________________________________________________________ 2 здания толщиной утеплителя 120 мм с после°С/Вт. Период реконструкции – 2013 год. тр м ·ºС/Вт. Значению сопротивления теплопер 2 Санкт-Петербурга от2013 20декабря 2012неутепленного года № 589-р). года примем 1950 руб./м , из –которых: применительно кравными климатическим условиям Санкт-Петербурга (Г – здания 550 руб./м стоимость теплоизоляци равным 1,0 м2учетом ·ºС/Вт, тт �ут 2штукатурного дующим нанесением тонкого При RСтраницы_____________ = 1,0 м 2• °С/Вт получим, что Требуемое (нормируемое) сопротивлени 0, трпринято 2 U исх 2их Иллюстрации теплопередачи U =0,325 Вт/(м ·ºС). С 3 2 (3,08 Требуется утеплить наружные стены существующего здания до соответствия с 𝛿 = �𝑅 − 𝑅 � ∙ = − 1,0) ∙ – 300 руб./м составляет стоимость сухих смесей; ·ºС/Вт. Значению сопротивления теплопередаче 3,08 м ·ºС тр 0 покрытия ∆К в ценах 2013 года примем равными (согласно формулем(2)) равно 1,0 Вт/(м • °С). 0 ); 4560 руб./м _________________________________________________________________________________________ 0 �т.о. 2 Са 𝛿тр , составит: применительно к климатическим условиям 2 2 ·ºС/ неутепленного здания принято равным 1,0 м 2 требованиям к уровню тепловой защиты СНиП 23-02-2003 «Тепловая защит 1Вт/(м 950 руб./м Количество градусо-суток отопительного пери, изСкоторых: – стоимость теплоизоляции (при проектной ц – 550 руб./м теплопередачи U2=0,325 ·ºС). учетом того, что фактичес Страницы_____________ 2 (согласно Требуемое (нормируемое) сопротивление теплопередаче для наруж – 60 руб./м – стоимость тарельчатых дю � Соответственно, для дальнейших расчет 0,045 тр ут исх сопротивления м1 ·ºС/Вт. Значению 3 в таблице 2 утеплению. ода в Санкт-Петербурге показано • 300 руб./м стоимость сухих сме________________________________________________________________________________________________________ (3,08 𝛿 21,0 𝛿составит: �𝑅 − 𝑅составляет � ∙стоимость = − 1,0) ∙ 0,8 = рассчитать срок окупаемости мероприятий по дополнительному Втеплопер качеств 4560 руб./м ); здания три,принято тр = 0Санкт-Петербурга неутепленного равным ·ºС/Вт, требуемое знач 0 руб./м 2 профилей; – – 40 �м утеплителя составляет 120 мм. применительно к климатическим условиям (ГСОП =т т.о.Вт/(м составляет 4796 °С • сут. Отопление в здании – сей; теплопередачи U =0,325 ·ºС). С учетом 2 Требуемое (нормируемое) сопротивление теплопередаче для наружных стен жилы 2 � 0, тр ут 2 исх примем изделия минераловатные, предназначенные для проведения фасадных рабо 2 – 60 руб./м – стоимость тарельчатых , городской составит: Соответственно, для расчетов централизованное ТЭЦ). Стои• –тр 5501000 руб./м –− стоимость (3,08 –∙ теплоизоляции стоимость полного трЗначению 𝛿 = �𝑅 𝑅затраты �дюбелей; = дополнительно −(при 1,0) ∙ пр Капитальные на ·ºС/Вт.𝛿(от сопротивления теплопередаче 3,08 м2·ºС/Вт соо 0 дальнейших 0 руб./м здания принято 1,0 м2·ºС/ 2 неутепленного �т.о.=равным применительно кмслоем климатическим условиям Санкт-Петербурга (ГСОП 4796 ºС∙сут) 𝑅00 штукатурным по слою 2 � мость тепловой энергии c =–1утеплителя. проектной цене минераловатного утеплителя 351,25 руб/Гкал с – стоимость профилей; 40 руб./м 0,045 тр ут исх утеплителя составляет 120 мм. поверхности, установка утеплителя, его закрепле толщиной утеплителя 120 мм с последующим нан теплопередачи U =0,325 Вт/(м ·ºС). С учетом того, что фактическое сопр 2 2− 2 (3,08 𝛿 = �𝑅 − 𝑅 � ∙ = 1,0) ∙ = 0,117 (м) 2 , составит: 𝛿 Соответственно, для дальнейших расчет руб./м учетом НДС (согласно Распоряжению Комитета ); 2 м зданий, тр 0 –4560 0 условия м ·ºС/Вт. Значению сопротивления теплопередаче 3,08 ·ºС/Втна соответствует коэф 2 Таблица 1. Расчетные климатические для жилых расположенных вуте го 0,8 �т.о. – тр 1000принято руб./м стоимость полного цикла строительно Капитальные затраты что для финансирования рабо 2013 года примем 1950 руб./м , из котор неутепленного равным 1,0 мтр ·ºС/Вт, требуемое значение тол 2 здания �дополнительное по тарифам Санкт-Петербурга от 20Сдекабря 2012того, • Примем, 60 руб./м –равными стоимость тарельчатых дюбе0, ут утеплителя составляет 120 мм. исх теплопередачи U =0,325 Вт/(м ·ºС). учетом что фактическое сопротивление тепло Соответственно, для дальнейших что 2 𝑅 расчетов 2 Петербург поверхности, установка утеплителя, основанию, (3,08 = руб./м �𝑅его −закрепление ∙ 14,5% =кпримем, − нанесен 1,0) ∙ г0 толщиной утеплителя мм с� последующим 0 под взяла кредит годовых на тре 3пр года № 589-р). лей; 0 120 составляет сухих –𝛿тр 300 𝛿тр , составит: 2 компания �т.о.настоимость Капитальные затраты дополнительно ·ºС/Вт, требуемое значение толщины слоя теплои неутепленного здания принято равным 1,0 м 2 утеплителя составляет 120 мм. 2 Обозначение Единица Расчетное Примем, что для финансирования работ по утеплению сущ Требуется утеплить наружные стены суще• В 40 руб./м – стоимость профилей; 2013 года равными руб./м ,теплоизоляци из которых: этом случае коэффициент аннуитета с �ут примем –Соответственно, 550 руб./м –1950 стоимость 0,045 тр для дальнейших расчет Показатель 120 мм с последующим нан ствующего зданиякомпания до современ• 1 утеплителя 000 руб./м –)𝑚 стоимость полного цикла (3,08 2∙(1�р = �𝑅Капитальные −их 𝑅0исх � ∙толщиной = − 1,0) ∙ = 0,117 (м) 𝛿трсоответствия 𝛿тр , составит: затраты дополнительное утепление наруж 36 3на параметра измерения значение кредит под 14,5% годовых на 3 года (m=36). р 0взяла 0,012∙(1�0,012) кр0,8120 мм. 300 стоимость 2сухих сме �т.о. – руб./м 4560 ); кр составляет утеплителя составляет ным требованиям к уровню тепловой защиты строительно-монтажных работ руб./м (подготовка 2013 года примем равными 1950 , из котор = составит: =– 0,034 𝐴руб./м �наружного 0,045 2аннуитета тр ут 36 −1 тонкого толщиной утеплителя 120 мм с=последующим нанесением исхСоответственно, В(3,08 этом случае коэффициент Расчетная воздуха t °C 26 (пшт (1�р )2𝑚 −1 (1�0,012) н кр для дальнейших расчетов примем, что требуемая – стоимость теплоизоляции – 550 руб./м 2 𝛿тр(согласно = �𝑅температура − 𝑅 � ∙ = − 1,0) ∙ = 0,117 (м) – 60 руб./м – стоимость тарельчатых СНиП 23-02-2003 «Тепловая защита здаповерхности, установка утеплителя, его закре- дю Капитальные затраты на дополнительно 0 2 0 𝑚 – 300 руб./м 36 составляет стоимость сухих 0,8 �т.о.года примем 3 р ∙(1�р ) 0,012∙(1�0,012) 2013 равными 1950 руб./м , из которых: 2 кр кр за � нан Средняя наружного воздуха ний»)температура и рассчитать срок окупаемости мероприяпление круб./м основанию, проведение штукатурных суммарные ∆К утеплителя составляет 120 мм. 4560 руб./м );––Тогда 2 стоимость 40 –= профилей; 𝐴 = (1�р утеплителя 120 мминвестиции с толщина последующим 2 = примем, tстоимость °C – 1,8на –0,034. стоимость теплоизоляци 550 𝑚толщиной 36что Соответственно, для дальнейших расчетов минерал от 2руб./м (1�0,012) −1 требуемая тий по дополнительному утеплению. В качестве работ). – 300 руб./м составляет сухих смесей; 2 кр ) −1 2 отопительный период платежей по составят (при аннуитетных Капитальные затраты нагода дополнительное утепление наружной стен 60 руб./м стоимость тарельчатых дюбелей 3 кредиту – 1950 стоимость –Примем, 1000 руб./м 2013 примем равными руб./м ,полного из 2 – руб./м примем изделия минераловатные, для � финансирования работ покотор 4560 ); 2 –что утеплителяутеплителя составляет 120 мм. – 550120 руб./м – стоимость теплоизоляции (при проектной Тогда суммарные инвестиции ∆К на реализацию энергос 2 � Продолжительность отопительного периода z сут/год 220 толщиной утеплителя мм с последующим нанесением тонкого штукатур от – 40 руб./м – стоимость профилей; =установка 𝑚существующего ∙ 𝐴2 ∙–∆𝐾 = 36 ∙ 0,034 ∙ 1950 =дюб 23 поверхности, утеплителя, его закрепле предназначенные для проведения утеплению здания строитель300 руб./м составляет стоимость сухих 3 фасадных ––∆К 60 тарельчатых Капитальные затраты на дополнительное утепление наружной стены существующег 2 руб./м 2 2 стоимость ); по слою 4560 руб./м платежей по кредиту составят (при аннуитетных ежемесячных платеж 20173 знака(ов) работ, с 2013 тонким штукатурным слоем ная компания взяла кредит под 14,5% годовых Градусо-сутки отопительного периода ГСОП °C·сут/год 4796 года примем равными 1950 руб./м , из которых: – 1000 руб./м – стоимость полного цик 2 Рассчитаем по формуле (2) величину Примем, что для финансирования работ – стоимость теплоизоляци – 40 550руб./м руб./м– стоимость 2 нанесением профилей; толщиной утеплителя. утеплителя 120 мм с последующим тонкого штукатурного покрытия ∆К D:\Энергонадзор\2016\№06 2 июнь 201 на (m=36). –�60 – стоимость дюбелей; ∆К =2 руб./м 𝑚 ∙воздуха 𝐴 ∙компания ∆𝐾 =руб./м 36–3установка ∙года 0,034 ∙ 1950 2386,8 (руб/м 3 tтарельчатых Расчетная температура внутреннего °Cпечати 20 – 300 руб./м составляет стоимость сухих смесей; утеплителя, его закрепление к Дата 06.06.16 1:21). 2= 2 поверхности, отопительный в результате внедрения эн в период взяла кредит под 14,5% годовых на 3 го 4560 ); 2 –В этом 1000 руб./м – Редактор стоимость полного Рассчитаем требуемую утеплителя случае коэффициент аннуитета соста2013 года примем равными 1950толщину руб./м , из которых: ____________, обработка _ 2руб./м – стоимость профилей; – 40 Рассчитаем по формуле (2) величину уменьшения экспл 0,024∙ГСОП 2 – 550 руб./м – стоимость теплоизоляции (при проектной цене мин Примем, что для финансирования работ требуемую толщину утеплителя 𝛿случае , м. этого 2 воспользуемся В этом коэффициент аннуитета со вит: –∆Э 60 тарельчатых дю δ ,Рассчитаем м. Для этого следующей фортр (𝑈 (1 −по )Для 2смесей; =руб./м 𝑈𝑚 ∙воспользуемся сего = 0,3 ∙ Иллюстрации поверхности, установка утеплителя, закреплен – 300 руб./м составляет стоимость сухих 1 −– 2стоимость 𝑇 36 3 – 1000 руб./м – стоимость цикла строительн 1163 отопительный период в результате внедрения энергосберегающих ме 2кр )полного р ∙(1�р мулой [5]: 0,012∙(1�0,012) 4560 руб./м ); компания взяла кредит под 14,5% годовых на 3 года (m 2 кр формулой [5]: – для стоимость профилей; –Динамика 40 руб./м Примем, что финансирования работ – стоимость теплоизоляции (при цене минераловатного ут – 550 руб./м =тарифов = 0,034. 𝐴 =проектной 0,024∙ГСОП 0,024∙4796 роста на тепловую эн 2 поверхности, установка утеплителя, его закрепление к основанию, п 𝑚 36 Страницы_____________ 2 � (1�р ) −1 (1�0,012) −1 – 60 руб./м –(𝑈 стоимость дюбелей; этом случае коэффициент аннуитета (1 − ут ,= ∙ скредит = 0,325) ∙ годовых ∙состав 1351, – 2.взяла 1000 руб./м –________________________________ стоимость полного 1−𝑈 2 ) ∙В тарельчатых 𝑇кр (6) компания под 14,5% на 3сущ го 4560 руб./м3);𝛿тр = �𝑅0тр − 𝑅0исх � ∙ ∆Э , (21) 1163 1163 Таблица Динамика роста тарифов на тепловую 2 Примем, что дляпрофилей; финансирования работ по 36 утеплению р ∙(1�р )𝑚 � 0,012∙(1�0,012) �т.о. кр кр – 40 руб./м – стоимость Тогда суммарные инвестиции ∆К на 2 средства (предоставленный поверхности, установка утеплителя, его закрепле Динамика роста тарифов на тепловую энергию в Санкт-Петер = = 0,034. 𝐴под =В этом)𝑚годовых случае коэффициент аннуитета со – 60 руб./мтр – стоимость тарельчатых дюбелей; при централизованном теплоснабжении. 36 −1 взяла2значение кредит 14,5% на 3инвестиции года (m=36). (1�р −1 (1�0,012) где – требуемое (нормируемое) значение сопротивления теплопередаче на в 36 энергосбереж –компания 1000 руб./м – платежей стоимость полного цикла строительно-монта где R𝑅0–2требуемое (нормируемое) покрркредиту 𝑚 (при аннуитетных Примем, что для финансирования работ )составят Таблица 2. Динамика роста тарифов на тепловую энергию в Санкт-Пе 0,012∙(1�0,012) кр ∙(1�р кр – стоимость профилей; – 40 руб./м 2 Величина тарифа, � В этом случае коэффициент аннуитета составит: Тогда суммарные инвестиции на реали� сопротивления теплопередаче наружных стен ∆𝐾 = 𝑚 ∙ 𝐴 ∙ ∆𝐾, (3 = = 0,034. 𝐴 = �взяла Тогда суммарные инвестиции нана= реали здания, м ·ºС/Вт; поверхности, установка утеплителя, его закрепление основанию, проведени 2 36∆К ∆К = 𝑚кредит ∙кр𝐴)𝑚 ∙ −1 ∆𝐾под =к 36 ∙ 0,034 ∙ 1950 23 компания 14,5% годовых 3(по го (1�р (1�0,012) −1 централизованном теплоснабжении. 36 – здания, 1000 руб./м – стоимость цикла строительно-монтажных работ ркрполного ∙(1�ркр )𝑚 зацию энергосберегающего проекта сmучетом • °С/Вт;при 0,012∙(1�0,012) Год руб./Гкал (включая где – число пери исх м платежей по кредиту составят (при аннуитетных ежем 𝑅 – исходное (фактическое) значение сопротивления теплопередаче наружных Примем, что для финансирования работ по утеплению существующ = = 0,034. 𝐴 = Рассчитаем по формуле (2) величину 0 � В этом случае коэффициент аннуитета со платежей по кредиту составят (при аннуитетR – исходное (фактическое) значение сопроВеличина тарифа, 𝑚 36 −1 НДС) Тогда суммарные инвестиции на 2 года:штукатурных m=24 и∆К т.д.);на р поверхности, установка утеплителя, его(1�р закрепление основанию, проведение (1�0,012) кр ) −1 � к 𝑚 36= 2386,8 до проведения мероприятий по их дополнительному м(m=36). ·ºС/Вт; взяла кредит под 14,5% годовых ∆К =𝑚 ∙утеплению, ∙на ∆𝐾3кргода =)составят ∙20,012∙(1�0,012) 0,034 ∙ А1950 р𝐴 ∙(1�р ных ежемесячных платежах): тивлениякомпания теплопередаче наружных стен зданий отопительный в36 результате внедрения эне крпериод – коэффициент а Год руб./Гкал (включая Основание платежей по кредиту (при аннуитетных Примем, что для финансирования работ по утеплению существующего здания стро � =0,024∙ГСОП = 0,034. 𝐴инвестиции = (1�рпо)𝑚составит: Распоряжен Тогда суммарные ∆К на реализацию энерго до λ проведения мероприятий по их дополнитель36 В этом случае коэффициент аннуитета Рассчитаем формуле (2) величину уме −1 (1�0,012) −1 Вт/(м∙ºС); принимается для условий эксплуата ∆К – собственные с кр ут – теплопроводность утеплителя, � НДС) (1 −плате ∆Э36(при = (𝑈 ∙ с𝑇∙комиссии = ∆К = 𝑚1аннуитетных ∙− 𝐴 ∙𝑈∆𝐾 ∙ 0,034 1950 =0,32 23 компания взяла кредит под годовых на 32006 года (m=36). 2 ) ∙ = 36 ному утеплению, мплатежей •14,5% °С/Вт; 𝑚 500,40 П по кредиту составят ежемесячных 1163 ркр ∙(1�р 0,012∙(1�0,012) Коэффициент анну кр ) отопительный � период в результате внедрения энергос Тогда суммарные инвестиции ∆К на r – коэффициент теплотехнической однородности дополнительного слоя утепли λт.о.–случае теплопроводность утеплителя, • Распоряжение Региональной эне 2кр )𝑚 = 0,034. 𝐴 = (1�р Рассчитаем по тарифов формуле (2) В этом коэффициент составит: �𝑚аннуитета ркрвеличину ∙(1�р Динамика на тепловую эне ноября ∆К = 𝑚=∙Вт/(м 𝐴(1�0,012) ∙ ∆𝐾 = 36 36 ∙ 0,034 ∙роста 1950 = 2386,8 (руб/м ). 2005 0,024∙ГСОП −1 −1 кр ) эксплуатации 𝐴 = (4)∙ °С); принимается условий 36 платежей по кредиту составят (при аннуитетных Примем минераловатного утеплителя коэффициент теплопроводности 𝑚 (𝑈 ) (1 ∆Э = − 𝑈 ∙ ∙ с = − 0,325) ркр ∙(1�ркр )𝑚длядля 0,012∙(1�0,012) 2006 Рассчитаемотопительный 500,40 комиссии Правительства Санкт(1�р ) −1 эне период в результате внедрения 1 2 𝑇 кр Таблица 2. Динамика роста тарифов на тепловую Распоряжен по формуле (2) величину уменьшения эксп 1163 (2) величину � = = 0,034. 𝐴 = Рассчитаем по формуле уменьБ (λ ); Тогда суммарные инвестиции ∆К на реализацию энергосберегаю �коэффициент 𝑚 −1 2007 575,46 0,024∙ГСОП эксплуатации (λБ) равным 0,042 Вт/(м∙ºС), а∆К теплотехнической однор где р∙100-р – месячная =𝑚 ∙ноября 𝐴 ∙тарифов ∆𝐾 = 36на ∙ 0,034 1950 = 23 (1�ркр )Б (1�0,012)36 −1 кр года роста тепловую при(при централизованном шения затрат за первый r – коэффициент теплотехнической одно(𝑈 )теплоснабжении. (1энергию Санкт-Пете ∆Э =эксплуатационных −𝑈 ∙2005 ∙№ сплатежах): = −платеж 0,32 отопительный период вДинамика результате внедрения энергосберегающих м 1 2ежемесячных 𝑇 платежей по кредиту составят аннуитетных на периодичность 1163 Комитета равным 0,8.суммарные � на реализацию Рассчитаем потарифов (2) величину отопительный период вформуле результате внедрения Тогда инвестиции ∆К энергосберегающего проекта с родности дополнительного слоя утеплителя. Распоряжение по тари 0,024∙ГСОП 0,024∙4796 Таблица 2. Динамика роста на тепловую энер Величина тарифа, 2 тепловую Распоряжен ркр=0,12/12=0,01); � = 𝑚 ∙∆Э 2007 575,46 (𝑈1=−36 (1 )0,034 Динамика роста тарифов на эне = 𝑈 ∙ с = − 0,325) ∙ ∙ 1351 ∙ ∆К 𝐴 ∙ ∆𝐾 ∙ ∙ 1950 = 2386,8 (руб/м ). энергосберегающих мероприятий: 2 𝑇 Примем для минераловатного утеплителя 2008 650,00 отопительный период в результате внедрения эне платежей по кредиту составят (при аннуитетных ежемесячных платежах): 1163 руб./Гкал 1163 Санкт-Петербурга 15 ноября при централизованном теплоснабжении. m –от то же, что и в ф2 Год (включая Санкт-Пете коэффициент теплопроводности в условиях Таблица 2. Динамика роста тарифов на тепловую 0,024∙ГСОП Рассчитаем по формуле (2) величину уменьшения эксплуатаци 2 Динамика роста тарифов на тепловую энергию в Санкт-Пете � Из формул Комитета тари ∆Кэксплуатации = 𝑚 ∙ 𝐴 ∙ ∆𝐾 ∙ 0,034 1950• = 2386,8 (руб/м ). ∆Э = (𝑈1Распоряжение − 𝑈тарифа, ∙ ∙ с𝑇анализа = (1по− 0,32 Величина 2 )теплоснабжении. НДС) Б (λ=2008 ) 36 равным 0,042∙ Вт/(м °С), а централизованном Распоряжен 1163энергию при 650,00 отопительный период в результате внедрения энергосберегающих мероприят Таблица 2. роста тарифов на тепловую взатрат Санкт-П 2009 795,73 утепления фасадов (ΔUза= коэффициентпо теплотехнической однородности Санкт-Петербурга от 31 октября Рассчитаем формуле (2)Динамика величину уменьшения эксплуатационных Год руб./Гкал (включая Распоряжен роста тарифов на тепловую эн Санкт-Пете 0,024∙ГСОП Динамика 0,024∙4796 вложенных средств зависи r равным 0,8.в результате при=централизованном теплоснабжении. (𝑈1 − 𝑈2 ) ∙ ∙ с𝑇 = (1Величина −НДС) 0,325) ∙тарифа, ∙ 1351,25 =П 90 ∆Э отопительный период внедрения энергосберегающих мероприятий: Распоряжение Комитета по тари 2006 500,40 комиссии 1163 1163 Таблица 2. Динамика роста тарифов на тепловую Требуемое (нормируемое) сопротивление Год руб./Гкал (включая 2009 795,73 изменения соРаспоряжен временем (ро 0,024∙ГСОП 0,024∙4796 Величина тарифа, 2010 931,00 2 Санкт-Петербурга отноября 19 ноября роста на∙ тепловую энергию в Санкт-Петербурге п2 Распоряжение Ре (1тарифов наружных∙ с стен здацентрализованном теплоснабжении. ∆Этеплопередаче = (𝑈1 − 𝑈2 )для −при 0,325) ∙ 1351,25 = 90,3 (руб/м ∙ Динамика Санкт-Пете Тарифы на).2005 тепл 𝑇 =жилых НДС) 1163 1163 Год руб./Гкал (включая Основание Таблица 2. Динамика роста тарифов на тепловую энергию вКомитета Санкт-Петербур Распоряжение по тари 2006 500,40 комиссии Прави последующим годом Распоряжен Величина тарифа, Динамика роста тарифов энергию представлена в(ото таб Распоряжен 2010 на тепловую931,00 2007 575,46 увеличиваться. НДС) в Санкт-Петербурге при централизованном теплоснабжении. Санкт-Петербурга от 14 декабря ЭНЕРГОНАДЗОР ноября 2005 года Санкт-Петер Год руб./Гкал (включая Таблица 2. Динамика роста тарифов на тепловую энергию в Санкт-Петербурге с 2006 по 2006 500,40 комиссии П Распоряжение Региональной эн Однако, при2011 расс Величина тарифа, Распоряжение Ко НДС) Распоряжен при централизованном теплоснабжении. ноября 2005 годы Санкт денежн 20072008 575,46 650,00 последующие 500,40 комиссии Правительства Год 2006руб./Гкал (включая Основание Санкт-Петербург Санкт-Петер Распоряжен денег через nРаспоряжен т.е. будущ Величина тарифа, ноября 2005 года № лет, 100-р НДС) 2007 575,46 Распоряжение Ко 0

тр

исх

тр

исх 0

ут

т.о.

тр

0173 знака(ов)

\Энергонадзор\2016\№06 июнь 2016\Горшков продолжение\Горшков_ред.docx ата печати 06.06.16 1:21 едактор ____________, обработка __ _____, автор

стр. 6 из 7

16\№06 июнь 2016\Горшков продолжение\Горшков_ред.docx стр. 6 из 7 ллюстрации Динамика роста тарифов на тепловую энергию 0173 знака(ов) Табл. 1. Расчетные климатические условия для жилых зданий, 6 1:21 в Санкт-Петербурге :\Энергонадзор\2016\№06 июнь 2016\Горшковвпродолжение\Горшков_ред.docx стр. 6 из 7 представлена таблице 2. расположенных в городе Санкт-Петербург ____, обработка __ _____, траницы_____________ ата печати 1:21 автор период времени (с 2006 За06.06.16 рассматриваемый Обозначение Единица Расчетное ______________________________________________________________________________________________________ едактор ____________, обработка __ _____, автор ПОКАЗАТЕЛЬ по 2011 годы) средняя величина относительного параметра измерения значение Комитета по тарифам Правительства на тепловую энергию Распоряжение в год ∆с Т 016\№06 июньтарифов 2016\Горшков продолжение\Горшков_ред.docx стр. 6 из 7 2011 роста 1 050,00 ллюстрации Расчетная температура тарифов от 13 декабря 2010 года _____ 16 1:21составила 16%. Т.о. среднегодовой ростСанкт-Петербурга tн № 334-р °C –26 наружного воздуха на тепловую энергию r примем равным 0,16. _______________________________________________________________________________________ _____, обработка __ _____, автор траницы_____________ Из данных, представленных в Комитета таблице 2,по следует, что за рассматриваемый период времени (с Дисконтирование будущих денежных потоСредняя температура наружного _______________________________________________________________________________________________________ Распоряжение тарифам Правительства tот °C –1,8 1 050,00 ков (i) произведем по ставке рефинансировавоздуха за отопительный период 006 по 2011 годы) средняя величинаРаспоряжение относительного роста тарифов на тепловую энергию в год ∆сТ Комитета по тарифам Правительства Санкт-Петербурга от 13 декабря 2010 года № 334-р ния ЦБ РФ (8,25%), т.е параметр i при расчете 2011 050,00 Продолжительность оставила Т.о. 1среднегодовой рост тарифов на тепловую энергию2010 r примем равным 0,16. ______ срока16%. Санкт-Петербурга от 13 декабря года окупаемости инвестиций примем равным zот № 334-р сут./год 220 нных, представленных в таблице 2, следует, что за рассматриваемый период времени (с отопительного периода ________________________________________________________________________________________ Дисконтирование будущих денежных потоков (i) произведем по ставке рефинансирования ЦБ 0,0825. Изосновании данных, представленных таблице 2, следует, что за рассматриваемый годы) средняя величина роста тарифов на тепловую энергиюравным в годпериод ∆сТ времени (с Распоряжение Комитета по тарифам Правительства Градусо-сутки полученных Ф (8,25%), т.е параметр iотносительного приисходных расчетевданных срока окупаемости инвестиций примем ГСОП °C0,0825. • сут./год 796 1На 050,00 отопительного периода произведем расчет времени окупаемости инве006 2011 годы) средняя величина относительного роста тарифов на тепловую энергию в год 4∆с . Т.о.по среднегодовой рост тарифов на тепловую энергию r примем равным 0,16. Санкт-Петербурга от 13 декабря 2010 года № 334-р Т На основании полученных исходных данных произведем расчет времени окупаемости стиций в утепление фасадов существующего оставила 16%. Т.о. среднегодовой рост тарифов на тепловую энергию r примем равным 0,16. Расчетная температура нтирование будущих денежных потоков (i) произведем по ставке рефинансирования ЦБ нвестиций вПолучим утепление фасадов существующего здания. Получим tв времени °C 20 нных,здания. представленных таблице 2,денежных следует, что за внутреннего рассматриваемый (с воздуха Дисконтированиев будущих потоков (i) произведем попериод ставке рефинансирования ЦБ

� (�−�) е параметр i при ∆К расчете срока 2386,8 окупаемости 0,16−0,0825 инвестиций примем равным 0,0825. ��1�величина ∙ � ��1� ∙ � годы) средняя относительного роста тарифов инвестиций на тепловую энергию в год 0,0825. ∆сТ ∆Э (1��) 90,3 1�0,0825 тивные вложения и пр.),времени а также уменьшение Ф (8,25%), т.е параметр=исходных i при расчете срока окупаемости примем равным новании полученных данных произведем расчет окупаемости = 15,4 (лет). Т = 1�� 1�0,16 %. Т.о. среднегодовой тарифов наисходных тепловую энергию rпроизведем примем 0,16. процентных банкаравным по расчет кредиту (р ) в �� существующего � рост � �� На фасадов основании полученных данных ставок времени окупаемости утепление здания. Получим 1�� 1�0,0825 случае использования компанией для реализаонтирование будущих денежных потоков (i) произведем по ставке рефинансирования ЦБзаемные) на � (�−�) ∆К 2386,8 0,16−0,0825 Если строительная компания будет использовать собственные средства (не нвестиций в утепление фасадов существующего здания. Получим �1� ∙ � ции данного энергосберегающего мероприятия ��1� ∙ ∆Э (1��) 90,3 .е параметр при∆К�расчете срока�2386,8 окупаемости инвестиций примемих равным 0,0825. срок окупаемости (�−�) 1�0,0825 0,16−0,0825 роведение фасадов с последующим утеплением, = iработ = 15,4 (лет). заемных средств. Э ��1� ∙ по � реновации 1�� 1�0,16 ��1� ∙ � ∆Э (1��) �� 90,3 1�0,0825 сновании полученных данных =произведем 1�� Т =составит: =исходных 15,4 (лет). расчет времени окупаемости нвестиций 1��1�0,0825 1�0,16 �� Если строительная компания будет испольЛитература средства (не заемные) на утепление фасадов существующего здания. Получим � (�−�) строительная компания будет1950использовать собственные 1�� 1�0,0825 ∆К 0,16−0,0825 ��1� ∙ � средства ��1� (не∙ заемные) � �зовать собственные 1. Аверьянов В.К., Байкова С.А., Горшков А.С., (не заемные) на ∆К (�−�) ∆Э (1��) 2386,8 0,16−0,0825 90,3 1�0,0825 строительная компания будет использовать собственные абот последующим их утеплением, срок средства окупаемости ��1� ∙по � реновации ��1� ∙фасадов � с1�0,16 ТЕсли = =1�0,0825 (лет). 1�� ∆Эна (1��) проведение работ реновации фасадов с = 13,5 Гришкевич А.В., Кочнев А.П., Леонтьев Д.Н., 90,3 по �� по � (лет). с последующим их утеплением, срок окупаемости �� = 15,4 =работ роведение реновации фасадов 1�� 1�0,16 ставит: 1��утеплением, 1�0,0825 их Мележик А.А., Михайлов А.Г., Рымкевич П.П., �� последующим � � срок окупаемости �� 1�� 1�0,0825 � ∆К (�−�) 1950 0,16−0,0825 Таким образом, при сложившейся экономической тарифной ситуации в России окупаемость составит: нвестиций Тютюнников и А.И. Региональная концепция �1� ∙инвестиций � составит: ��1� ∙ � ∆Э (1��) 90,3 строительная компания будет использовать собственные средстваэффективности (не заемные) на � (�−�)1�0,0825 обеспечения энергетической ∆К 1950 0,16−0,0825 нвестиций в утепление фасадов существующих зданий применительно для климатических условий = = 13,5 (лет). ��1� ∙ 1�0,16 � 1�� ∆Э �� по реновации � ��1� 90,3с∙ 1�0,0825 ��(1��) фасадов жилых и общественных зданий // Жилищное работ последующим их утеплением, срок окупаемости 1�� 1�0,0825 Т = = = 13,5 (лет). анкт-Петербурга1�� составит примерно 1�0,1615 лет. – 2012. – № 3. – с. 2–4. �� оставит: образом, при сложившейся экономической и строительство. тарифной ситуации в России окупаемость 1�� Представленные 1�0,0825выше расчеты Примечание. и выводы справедливы при А.С. проведении работ по 2. Горшков А.С., Байкова С.А., Крянев � (�−�) ∆К 1950 0,16−0,0825 Таким образом, при сложившейся экономической и тарифной ситуации вусловий России окупаемость утепление фасадов существующих зданий применительно для климатических ��1� ∙ � (утеплению) ��1� ∙ � Нормативное и законодательное обеспечение еновации фасадов и при одновременной установке АИТП (авторегулирования ∆Э (1��) 90,3 1�0,0825 = = 13,5 (лет). государственной программы об энергосбереженвестиций в утепление фасадов зданий применительно дляфасадов климатических условий 1�� 1�0,16 урга составит примерно 15 лет. существующихпротивном араметров теплоносителя) случае утепление может привести �� на вводе в здание. В �� нии и повышении энергетической эффективно1�� 1�0,0825 Санкт-Петербурга составит примерно 15 лет. чание. Представленные выше расчеты и выводы справедливы при проведении работ по ишь к Таким повышению внутреннего в эксплуатируемых помещениях и не и воздуха пример ситуации ее реализации на региональном образом, притемпературы сложившейся экономичем образом, при сложившейся экономической исти тарифной в России окупаемость Примечание. Представленные выше расчеты и выводы справедливы при проведении работ по теплению) фасадов и при одновременной установке АИТП (авторегулирования уровне // Инженерные системы. АВОК–Североской и тарифной ситуации в России окупаемость беспечению заявленного энергосберегающего эффекта (фактическое снижениеусловий эксплуатационных утепление фасадов существующих зданий применительно для климатических еновации (утеплению) фасадов и расчетных при одновременной АИТПпривести (авторегулирования Запад. – 2012. № 3 – с.установке 24. инвестиций утепление фасадовВсуществуюплоносителя) наввводе в здание. противном случае утепление фасадов может асходов ∆Э может оказаться меньше значений). урга щих составит примерно 15на лет. 3. Васильев Г.П. Экономически целесообраззданий применительно для климатических араметров теплоносителя) вводе в здание. В противном случае утепление фасадов привести шениюФакторами, температуры внутреннеговлияющими воздуха в на эксплуатируемых помещениях и может неинвестиций положительно уменьшение срока окупаемости в ный уровень теплозащиты зданий // Энергосусловий Санкт-Петербурга составит примерно ечание. Представленные выше расчеты и выводы справедливы при проведении работ по ишь 15к лет. повышению температурыэффекта внутреннего воздуха помещениях и не заявленного энергосберегающего (фактическое эксплуатационных бережение – 2002снижение – в№5 эксплуатируемых – с. 48–51. еновацию фасадов являются: утеплению) фасадов и при одновременной эффекта установке АИТП (авторегулирования беспечению заявленного энергосберегающего снижение 4. Дмитриев(фактическое Табунщиков Ю.А., Кова-эксплуатационных Факторами, положительно влияющими на ожет оказаться меньше расчетных значений). – динамика роста тарифов на тепловую энергию (r); А.Н., еплоносителя) на вводе в здание. В противном случае утепление фасадов может привести лев И.Н., Шилкин Н.В. Руководство по оценке уменьшение срока окупаемости инвестиций в асходовположительно ∆Э может оказаться меньше значений). рами, влияющими нарасчетных уменьшение срока (рокупаемости инвестиций в ); – уменьшение процентных ставок банка по кредиту кр эффективности инвестиций в и не реновацию фасадов, являются: ышению температуры внутреннеговлияющими воздухаэкономической в наэксплуатируемых помещениях Факторами, положительно уменьшение срока окупаемости инвестиций в садов являются: энергосберегающие мероприятия. М.: АВОКроста тарифов на тепловую энер–• динамика снижение инфляции или рисков (i); (фактическое заявленного энергосберегающего эффекта снижение эксплуатационных еновацию фасадов микагию роста тарифовявляются: напараметра тепловую ∆Э, энергию (r); ПРЕСС, 2005. 120 с. потерь тепловой энергии через 1 м2 – (r); увеличения отражающего разность может оказаться меньше расчетных значений). 20173 знака(ов) 5. ); Горшков(r); А.С., Рымкевич П.П., Немова Д.В., • уменьшение процентных ставок банка по – динамика роста тарифов на тепловую энергию ьшение процентных ставок банка по кредиту (р крутеплению фасадов существующего аружной стены до проведения мероприятий по и после июнь 2016\Горшков продолжение\Горшков_ред.docx стр. 3здания изв 7 орами, положительно влияющими на уменьшение срока окупаемости инвестиций Ватин Н.И. Методика расчета окупаемости кредиту (р );D:\Энергонадзор\2016\№06 Дата печати 06.06.16(i); 1:21 ); – уменьшение процентных ставок банка по кредиту (р жение инфляции или рисков кр инвестиций только по реновации существуютепления (увеличение ∆Э быть за фасадов счет увеличения толщины слоя • снижение инфляции илиможет рисков (i); Редактор ____________, обработка __ _____, достигнуто автор асадов являются: 2 –увеличения снижение параметра инфляции или рисковразность (i); щих зданий личения параметра ∆Э, отражающего потерь тепловой энергии через // Строительство уникальных зда- 1 м • ∆Э, отражающего � еплоизоляции, что автоматически приведет к увеличению капитальных затрат ∆К и неизвестно, какой2 амикаразность роста тарифов на тепловую энергию (r); Иллюстрации ний и сооружений. – 2014. – № 2 (17). – с. 82–106. потерь тепловой энергии через 1 м – увеличения параметра отражающего разность потерь тепловой ны до проведения мероприятий по∆Э, утеплению фасадов существующего здания иэнергии после через 1 м зньшение этих параметров будет увеличиваться быстрее); ); процентных ставок банка по кредиту (р 6.крГоршков А.С. Инженерные системы. Руконаружной стены до проведения мероприятий Страницы_____________ аружной стены до проведения мероприятий по утеплению фасадов строительству существующего здания и после еличение ∆Э может быть достигнуто только запосчет увеличения толщины слоя ________________________________________________________________________________________________________ � (что может водство проектированию, и поинфляции фасадов существующего здания –утеплению уменьшение стоимости капитальных затрат на утепление ∆К привести к жение или рисков (i); � тепления (увеличение ∆Э может быть достигнуто только за счет увеличения толщины слоя средства (предоставленный банком кредит), при аннуитетных ежемесячных платежах , что иавтоматически и неизвестно, какой реконструкции затрат зданий с∆К низким потреблением после утепления; приведет к увеличению капитальных 2 суммарные худшению качества строительно-монтажных работ). личения параметра ∆Э, отражающего разность потерь тепловой энергии через 1 м � инвестиции в энергосбережение ∆К следует определять по формуле: � энергии / Горшков А.С. СПб.: Изд-во Политехн. • уменьшение стоимости капитальных еплоизоляции, что автоматически приведет к увеличению капитальных затрат ∆К и неизвестно, какой тров будет увеличиваться быстрее); Поэтому единственным фактором, влияющим на сокращение прогнозируемого ны дозатрат проведения мероприятий попривести утеплению фасадов существующего здания и после �= ун-та, 2013. 162 с. на утепление (что ∆𝐾 𝑚 ∙может 𝐴объективным ∙ ∆𝐾, (3) � зньшение этихк ухудшению параметров будет увеличиваться быстрее); стоимости затрат на утепление ∆Кувеличения (чтомежду может привести к m=12, если 7. Горшков А.С., Немова Д.В. Формула энеркачества строительно-монтажных рока возврата формуле (5),погашения является разница (r-i) ежегодным где mпо – число периодов кредита (например, если кредит взят на слоя 1 относительным год: величение ∆Эинвестиций можеткапитальных быть достигнуто только за счет толщины � – уменьшение стоимости капитальных затрат на утепление ∆К (что может привести гоэффективности // Строительство уникальработ). чества строительно-монтажных работ). m=24 и т.д.); � и неизвестно, остом тарифов наи2 года: коэффициентом, отражающим дисконтирование будущих денежных потоковк и, что автоматически приведет к увеличению капитальных затрат ∆К какой ных зданий и сооружений. – 2013. – № 7 (12). – с. Поэтому единственным объективным факхудшению качества строительно-монтажных А – коэффициент аннуитета; му единственным объективным фактором, влияющим на сокращение инфляция, риски, альтернативные вложения иработ). пр.), а также уменьшениепрогнозируемого процентных ставок банка по етровтором, будет увеличиваться быстрее); 49–63. влияющим на сокращение прогнозируе∆К – (5), собственные средства исполнителя работ (инвестиции без учета платежей по кредиту). Поэтому единственным объективным фактором, влияющим на сокращение прогнозируемого инвестиций по формуле является разница (r-i) между ежегодным относительным 8. Горшков А.С., Рымкевич П.П. Окупаемость мого срока возврата инвестиций по формуле ) в случае использования компанией для реализации данного энергосберегающего редиту (р � (что может крстоимости Коэффициент еньшение капитальных затрат на утепление ∆К привести к аннуитета А рассчитывается по формуле: рока возврата инвестиций по∙(1�р формуле (5), является разница (r-i) фасадов между ежегодным относительным ов и(5), коэффициентом, отражающим дисконтирование будущих денежных инвестиций в реновацию зданий с потоков учеявляется разница (r-i) 𝑚 рмежду )ежегодным ероприятия заемных средств. кр кр ачества строительно-монтажных 𝐴 =тарифови𝑚иработ). (4) отражающим технологических и экономических относительным коэффициостом тарифов и ростом коэффициентом, дисконтирование будущих денежных потоков ски, альтернативные вложения пр.), а такжетом уменьшение процентных ставокфактобанка по (1�ркр ) −1 ому единственным объективным фактором, на по сокращение прогнозируемого ров // Энергонадзор-информ. – 2013. – №4. – с. ентом, отражающим дисконтирование будущих влияющим где р – месячная процентная ставка банка кредиту, выраженная в сотых долях в расчете инфляция, риски, альтернативные вложения и пр.), а также уменьшение процентных ставок банка по кркомпанией для реализации данного энергосберегающего в случае использования 32–35.(r-i) между ежегодным относительным денежных потоков (инфляция, риски, альтернаЛитература а инвестиций по формуле (5), является разница на периодичность платежей (например, для случая 12% годовых и ежемесячных платежах: редиту средств. (ркр) в случае использования компанией для реализации данного энергосберегающего аемных фов и коэффициентом, отражающим дисконтирование будущих денежных потоков ркр=0,12/12=0,01); ероприятия (82), заемных июнь, 2016средств. г.m – то же, что и в формуле (3). 21 иски, № 6 альтернативные вложения и пр.), а также уменьшение процентных ставок банка по атура Из анализа формул (1) и (2), в частности, следует, что при заданном реализованном проекте в случае использования компанией для реализации данного энергосберегающего Литература утепления фасадов (ΔU = U2-U1) в заданном климатическом районе (ГСОП), скорость возврата заемных средств.вложенных средств зависит только от стоимости тепловой энергии на отопление с и динамики ее кр

кр

Система энергетического менеджмента | Этапы реализации

Прямой путь к сокращению издержек Стандарты в области управления прочно заняли достойное место в ряду инструментов по повышению конкурентоспособности компаний во всем мире. Наличие Сертификатов соответствия по таким стандартам, как ISO 9001, ISO 14001, OHSAS 18001, и целому ряду других – уже давно неотъемлемое требование к любой уважаемой компании: вопросы качества, охраны труда и экологической безопасности всегда рассматриваются как приоритетные при выборе партнера и поставщика. Павел НИКАНОРОВ, кандидат экономических наук, заместитель директора по развитию АС «Русский Регистр»

реди данных стандартов особое место на сегодняшний день занимает стандарт ISO 50001:2011 «Системы энергетического менеджмента. Требования и руководство по применению». Данный стандарт нацелен на повышение энергетической эффективности деятельности предприятия. Он основан на таких общих для стандартов в области менеджмента принципах, как постоянное улучшение и процессный подход. Система энергетического менеджмента (СЭнМ) предполагает определение политики и целей, разработку энергетического профиля организации, который должен регулярно актуализироваться, разработку энергетических индикаторов и планов, направленных на достижение целей в области энергетического менеджмента. Организация, внедрившая модель ISO 50001, получает инструмент постоянного совершенствования системы менеджмента применительно к энергопотреблению и энергоэффективности, а также инструменты по контролю и корректировке своей деятельности в указанных областях. На рисунке 1 представлена модель стандарта ISO 50001. Рассмотрим основные этапы внедрения модели ISO 50001 в рамках цикла непрерывного улучшения PDCA (Планируй-Делай-ПроверяйДействуй), заложенного в данный стандарт. 1. Планирование • Принятие решения о внедрении системы высшим руководством. На данном этапе предприятию необходимо четко увериться в своем желании внедрить СЭнМ. В обязательном порядке высшее руководство должно быть заинтересовано во внедрении энергетического менеджмента на предприятии. Это является одной из важнейших составляющих для успешной работы любой системы, в том числе – системы энергетического менеджмента. • Определение области распространения СЭнМ. Четкое определение области СЭнМ позволит предприятию сфокусировать свои усилия в области повышения энергетической эффективности на конкретных объектах, а также адекватно оценить необходимые для данной работы ресурсы. Область распространения может включать в себя все предприятие либо

только необходимые здания и сооружения, площадки, цеха, фабрики или их комбинации. • Создание рабочей группы. Для адекватного внедрения и управления СЭнМ на предприятии необходимо создать специальную рабочую группу, ответственную за работу СЭнМ. Рабочая группа должна включать в себя представителей предприятия, ответственных за потребление энергии, экологическую политику организации, производственные процессы и т.д. Именно компетентная, сбалансированная и репрезентативная рабочая группа будет организовывать все положения и требования стандарта. • Разработка и утверждение Энергетической политики. Политика в области энергоменеджмента должна устанавливать приоритеты в области энергетической эффективности, определенные предприятием. Данная политика должна быть задокументирована и в доступной и понятной форме доведена до сотрудников организации. • Идентификация мест потребления энергии. Для повышения эффективности работы СЭнМ рабочая группа должна идентифицировать все возможные места значительного потребления энергии. В дальнейшем (при проведении анализов, выделении ресурсов, разработки планов) необходимо уделять им особое внимание. • Определение индикаторов энергетической эффективности. Данные индикаторы являются измеряемыми параметрами, при помощи которых предприятие может количественно измерить и оценить объем потребляемой энергии и потенциал для повышения энергетической эффективности. • Установление энергетических целей. После того как установлены индикаторы и определен потенциал улучшения, предприятие должно установить конкретные цели по повышению энергетической эффективности. • Подготовка плана действий. Определив цели, предприятие должно разработать конкретные планы по их достижению, запланировав необходимые действия, сроки, ответственных, методы оценки достижения целей, необходимые ресурсы. 2. Выполнение • Управление документацией. СЭнМ требует контролировать два типа информации – доку-

ЭНЕРГОНАДЗОР

менты, которые описывают систему, и записи, которые содержат свидетельства функционирования системы. Контроль за документацией обеспечивает доступ всех сотрудников, вовлеченных в работу СЭнМ, к достоверной и актуальной информации, позволяющей корректно выполнять стоящие задачи и осуществлять измерение и контроль функционирования системы. • Взаимодействие. Предприятие должно обеспечить взаимодействие всех участников, вовлеченных в функционирование в СЭнМ, в том числе доведение до них информации о запланированных изменениях, о результатах проводимых аудитов и оценок, новых инициатив, планов и целей в области СЭнМ. • Обучение и подготовка. Стандарт ISO 50001 требует, чтобы для сотрудников, отвечающих за места значительного потребления энергии, были определены требования к компетентности и поддерживались свидетельства их соответствия данным требованиям. Предприятию необходимо обеспечивать соответствующее обучение и подготовку для получения необходимых знаний и компетенций персонала. 3. Контроль • Верификация законодательных и иных требований. Предприятие должно проанализировать и идентифицировать все возложенные на него обязательства (например, законодательные, отраслевые, контрактные и т.д.) в области потребления энергии и энергетической эффективности. Контроль выполнения этих требований должен стать неотъемлемой частью функционирования СЭнМ. • Внедрение системы мониторинга и анализа. Предприятие, согласно стандарту ISO 50001, должно разработать план по мониторингу, измерению и анализу. Составляющие данного плана зависят от размера предприятия и сложности процессов. Как правило, данный план включает в себя документы, процессы и оборудование, которое должно проверяться и оцениваться, методы и частоту сбора данных и их анализа. • проведение внутренних аудитов. Предприятию необходимо задокументировать и систематически проводить внутренний аудит функционирования СЭнМ, в том числе документации СЭнМ, целей и планов по их достижению и т.д. Как правило, данный аудит проводится не реже 1 раза в год. 4. Действия • Проведение анализа со стороны руководства. В соответствии с ISO 50001 предприятию необходимо регулярно проводить анализ и оценивать свою деятельность в области СЭнМ. В ходе данного анализа разрабатываются предложения для совершенствования работы СЭнМ, выделения ресурсов, осуществления изменений и т.д. Высокий интерес и актуальность модели, предложенной стандартом ISO 50001, привели к тому, что за последние несколько лет появилось

№ 6 (82), июнь, 2016 г.

Рис. 1. Модель стандарта ISO 50001

большое количество различных руководств и рекомендаций, помогающих предприятиям внедрить систему энергетического менеджмента. Данные руководства могут быть полезны для рабочей группы, отвечающей за внедрение стандарта. Ниже перечислены некоторые из таких руководств, которое могут оказать методическую помощь при построении СЭнМ (в настоящее время переводы на русский язык данных документов отсутствуют): • Стандарт ISO 50004:2014 «Системы энергетического менеджмента. Руководящие указания по внедрению, поддержанию и улучшению системы энергетического менеджмента». Стандарт официально опубликован только в декабре 2014 года, поэтому в скором времени он станет доступен и на русском языке (в качестве перевода или в качестве национального стандарта). • Руководство по внедрению ISO 50001 Глобальной ассоциации нефтегазовой отрасли по экологическим и социальным вопросам. • Руководство по внедрению стандарта ISO 50001 Энергетического департамента правительства. Интересно, что половина всех действующих Сертификатов соответствия по ISO 50001 выдана в Германии (2 477), на втором месте – США (330), на третьем – Италия (258), далее – Испания и Индия. По данным Американского совета по энергоэффективной экономике, именно Германия и Италия занимают соответственно 1-е и 2-е места по энергоэффективности. Россия в этом рейтинге занимает 14-е место из 16. Можно предположить, что и внедрение стандарта ISO 50001 сыграло свою роль в обеспечении высокой энергетической эффективности в данных странах. В России тарифы на использование энергоресурсов за последние 10 лет выросли практически в 3 раза и, скорее всего, будут продолжать расти. В этих условиях для бизнеса тем более важно внедрение современных моделей повышения энергетической эффективности. Э

Служба надзора Обзор аварий

Результаты проверок

и несчастных случаев

Ростехнадзор информирует об авариях и несчастных случаях, расследование по которым завершено. ЗАПАДНО-УРАЛЬСКОЕ УПРАВЛЕНИЕ РОСТЕХНАДЗОРА ООО «НОВОКИЕВСКИЙ ЩЕБЕНОЧНЫЙ ЗАВОД» Оренбургская область 27 марта 2016 года при переключении фаз питания экскаватора машинист не выключил заземляющие ножи, попал под напряжение и получил смертельную травму. Причины аварии Организационно-технические причины: • неисправность запирающего устройства дверей передвижного переключательного пункта ЯКНО-10У1 хоз. № 5; • неисправность механической блокировки между разъединителем и дверью высоковольтной камеры (отсека масляного выключателя), исключающей возможность открытия двери при включенном разъединителе, а также включение разъединителя при открытой двери. Организационные причины: • неудовлетворительная организация производства работ: проведение работ в электроустановках без выполнения наряда-допуска или распоряжения, без выполнения технических мероприятий (произведения необходимых отключений, проверки отсутствия напряжения на токоведущих частях); • не обеспечивается безопасная организация работ, соблюдение работниками требований правил, норм, инструкций по охране труда, должностных инструкций.

В ЖСК «ЭНЕРГИЯ» НЕ ПРОВОДИЛОСЬ ОБУЧЕНИЕ ПЕРСОНАЛА Межрегиональное технологическое управление Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору (МТУ Ростехнадзора) 25 апреля 2016 года провело плановую выездную проверку требований безопасности в энергетике (технический контроль и надзор в энергетике), требований энергосбережения ЖСК «Энергия» «Энергосетьпроекта» (город Москва). В ходе проверки выявлены нарушения Правил технической эксплуатации тепловых энергоустановок, а именно: не проведено обучение и проверка знаний ответственных за исправное состояние и безопасную эксплуатацию тепловых энергоустановок; не проведена очередная поверка показывающих манометров на трубопроводах ввода системы отопления в здание; отсутствует тепловая изоляция на участке трубопровода. Результаты проверки: должностные лица ЖСК «Энергия» «Энергосетьпроекта» привлечены к административной ответственности по ст. 9.11 КоАП РФ. ЗАО «ЭЗОИС» ЭКСПЛУАТИРОВАЛ ТЕПЛОУСТАНОВКИ БЕЗ РАЗРЕШЕНИЯ СЛУЖБЫ НАДЗОРА Межрегиональное технологическое управление Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору (МТУ Ростехнадзора) 16 мая 2016 года провело плановую выездную проверку требований безопасности в энергетике (технический контроль и надзор в энергетике), требований энергосбережения ЗАО «ЭЗОИС» (город Москва). В ходе проверки было выявлено 13 нарушений Правил технической эксплуатации тепловых энергоустановок, в частности: эксплуатация тепловых энергоустановок осуществляется без допуска органа государственного энергетического надзора; системы воздушного отопления не оборудованы приборами контроля параметров теплоносителя (термометры и манометры) и регуляторами расхода; не ведется оперативная документация; отсутствуют паспорта на котлы и тепловые сети; не проводится техническое освидетельствование тепловых энергоустановок и др. Результаты проверки: ЗАО «ЭЗОИС» и его должностное лицо привлечены к административной ответственности по ст. 9.11 КоАП РФ в виде штрафа на общую сумму 22 000 рублей. АО «ТЕПЛОЭНЕРГОСЕРВИС» ОШТРАФОВАН ЗА НАРУШЕНИЕ ТРЕБОВАНИЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ Ленским управлением Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору (Ростехнадзор) в период с 20 по 23 мая 2016 года по обращению главы поселка «Оймякон Полюс Холода» проведена внеплановая выездная проверка Оймяконского филиала АО «Теплоэнергосервис» на предмет соблюдения требований нормативно–технических документов по эксплуатации тепловых энергоустановок.

ЭНЕРГОНАДЗОР

СИБИРСКОЕ УПРАВЛЕНИЕ РОСТЕХНАДЗОРА АО «АВАНТЕЛ» г. Новосибирск 27 апреля 2016 года в 23:25 (мск.) на ПС 110 кВ «Экран» произошел отказ гибкого мультиплексора Zelax GM 1Gb, приведший к одновременному полному прекращению получения телеметрической информации и полному прекращению диспетчерской связи между ПС 110 кВ «Экран» и Новосибирским РДУ. Причины аварии: • ошибочные или неправильные действия (или бездействие) руководящего персонала; • неудовлетворительное качество производственных или должностных инструкций, других локальных актов организации.

В ходе проверочных мероприятий выявлено 9 нарушений требований «Правил технической эксплуатации тепловых энергоустановок», связанных с эксплуатацией котельной «Школьная» и котельной «Центральная», а именно: не проведено техническое освидетельствование строительных конструкций производственных зданий и сооружений котельных специализированной организацией; отсутствует ограждение котельных; имеется угольная пыль внутри помещения, на оборудовании, на трубопроводах котельных. Результаты проверки: АО «Теплоэнергосервис» вынесено постановление о привлечении к административной ответственности по статье 9.11 КоАП РФ и наложено административное наказание в виде штрафа на сумму 20 000 рублей. ОАО ХБК «ШУЙСКИЕ СИТЦЫ» ДОПУСТИЛИ СВЫШЕ 100 НАРУШЕНИЙ В период с 5 по 29 апреля 2016 года Центральным управлением Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору (Ростехнадзор) проведена плановая выездная проверка в отношении открытого акционерного общества «Хлопчатобумажный комбинат «Шуйские ситцы» (ОАО ХБК «Шуйские ситцы»). В ходе проверки выявлено 178 нарушений обязательных требований: на предприятии не проведено обучение электротехнического персонала приемам освобождения пострадавшего от действия электрического тока, оказания первой помощи при несчастных случаях, электроустановки не в полном объеме укомплектованы испытанными средствами защиты, отсутствуют журналы учета электрооборудования, исполнительные рабочие схемы вторичных электрических соединений, график обхода тепловых сетей, инструкция по эксплуатации дымовой трубы, техническая документация на устройства релейной защиты и автоматики, протоколы испытания трансформаторов подстанции № 1, инструкция по эксплуатации паровых и водогрейных котлов, не проведены необходимые испытания и измерения в электроустановках. Кроме того, на предприятии не проводится в установленные сроки капитальный ремонт оборудования РУ-6 кВ, РУ-10 кВ, не проведены периодические испытания повышенным напряжением силовых кабельных линий, открыто проложенные заземляющие проводники не предохранены от коррозии и не окрашены в черный цвет, у предохранителей присоединений в электрощитах отсутствуют надписи, указывающие номинальный ток плавкой вставки, у мест ввода заземляющих проводников отсутствуют опознавательные знаки, не проведены режимно-наладочные испытания для паровых и водогрейных котлов, не проводится техническое освидетельствование трубопровода и др. Результаты проверки: составлен акт и выдано предписание с указанием конкретных сроков устранения выявленных нарушений. 11 мая 2016 года в отношении ОАО ХБК «Шуйские ситцы» и трех должностных лиц вынесены постановления о привлечении к административной ответственности по ст. 9.11 КоАП РФ и назначении административного наказания в виде штрафа на общую сумму 26 000 рублей.

№ 6 (82), июнь, 2016 г.

ЕНИСЕЙСКОЕ УПРАВЛЕНИЕ РОСТЕХНАДЗОРА МАМАКАНСКАЯ ГЭС Иркутская обл. 5 мая 2016 года оперативным персоналом Мамаканской ГЭС ошибочно произведены операции по отключению автоматов АВ-1 и АВ-2, расположенных на ЩСН № 2 Мамаканской ГЭС, что привело к обесточению оборудования СДТУ, основного и резервного каналов связи и передачи телеметрической информации с Мамаканской ГЭС в Иркутское РДУ. Причины аварии: • ошибочные или неправильные действия оперативного и (или) диспетчерского персонала; • ошибочные или неправильные действия собственного ремонтного или наладочного персонала организации.

Служба надзора | Порядок расследования аварий

Ответственность и обязанности собственника В соответствии с «Правилами расследования причин аварийных ситуаций при теплоснабжении» (далее – Правила), утвержденными Постановлением Правительства Российской Федерации от 17 октября 2015 года № 1114, под аварийной ситуацией понимается технологическое нарушение, приведшее к разрушению или повреждению сооружений и (или) технических устройств (оборудования), неконтролируемому взрыву и (или) выбросу опасных веществ, полному или частичному ограничению режима потребления тепловой энергии.

огласно п. 5 Правил, при возникновении аварийной ситуации собственник или иной законный владелец объекта, на котором произошла аварийная ситуация, обязан: а) передать оперативную информацию о возникновении аварийной ситуации (далее – оперативная информация) в федеральный орган исполнительной власти, осуществляющий функции по контролю и надзору в сфере безопасного ведения работ, связанных с безопасностью электрических и тепловых установок, тепловых сетей, и органы местного самоуправления; б) принять меры по защите жизни и здоровья людей, окружающей среды, а также собственности третьих лиц от воздействия негативных последствий аварийной ситуации; в) принять меры по сохранению сложившейся обстановки на месте аварийной ситуации до начала расследования ее причин, за исключением случаев, когда необходимо вести работы по ликвидации аварийной ситуации и сохранению жизни и здоровья людей, а в случае невозможности сохранения обстановки на месте аварийной ситуации обеспечить ее документирование (фотографирование, видеои аудиозапись) к началу проведения работ по локализации и ликвидации аварийной ситуации и сохранность указанных материалов; г) осуществить мероприятия по локализации и ликвидации последствий аварийной ситуации на объекте, на котором произошла аварийная ситуация; д) содействовать федеральному органу исполнительной власти, осуществляющему функции по контролю и надзору в сфере безопасного ведения работ, связанных с безопасностью электрических и тепловых установок, тепловых сетей, при расследовании причин аварийных ситуаций; е) организовать расследование причин аварийной ситуации, повлекшей последствия, указанные в пункте 4 настоящих Правил; ж) принять меры по устранению и профилактике причин, способствовавших возникновению аварийной ситуации, указанных в акте о расследовании причин аварийной ситуации. Собственник или иной законный владелец объекта, на котором произошла аварийная ситуация, повлекшая последствия, предусмотренные пунктом 3 Правил, осуществляет передачу опе-

ративной информации незамедлительно, а при аварийной ситуации, повлекшей последствия, предусмотренные пунктом 4 Правил, – в течение 8 часов с момента возникновения аварийной ситуации. Передача оперативной информации осуществляется посредством факсимильной связи и (или) по электронной почте либо при отсутствии такой возможности устно по телефону с последующим направлением оперативной информации в письменной форме. Оперативная информация содержит: а) наименование собственника или иного законного владельца, на объектах которого произошла аварийная ситуация; б) наименование и место расположения объекта, на котором произошла аварийная ситуация; в) дату и местное время возникновения аварийной ситуации (в формате «ДД.ММ в ЧЧ:ММ»); г) обстоятельства, при которых произошла аварийная ситуация, в том числе схемные, режимные и погодные условия; д) наименование отключившегося оборудования объекта, на котором произошла аварийная ситуация; е) основные технические параметры оборудования (тепловая мощность, паропроизводительность объекта, на котором произошла аварийная ситуация); ж) сведения о не включенном после аварийной ситуации (вывод в ремонт, демонтаж) оборудовании объекта, на котором произошла аварийная ситуация; з) причину отключения, повреждения и (или) перегрузки оборудования объекта, на котором произошла аварийная ситуация (при наличии такой информации); и) сведения об объеме полного и (или) частичного ограничения теплоснабжения с указанием категории потребителей, количества граждан-потребителей (населенных пунктов), состава отключенного от теплоснабжения оборудования; к) хронологию (при наличии информации) ликвидации аварийной ситуации с указанием даты и местного времени (в формате «ДД.ММ в ЧЧ:ММ»), в том числе включения оборудования, отключившегося в ходе аварийной

ЭНЕРГОНАДЗОР

ситуации, и восстановления теплоснабжения потребителей; л) информацию о наступивших последствиях в связи с возникновением аварийной ситуации. Если в момент возникновения аварийной ситуации невозможно определить, приведет ли аварийная ситуация к последствиям, предусмотренным пунктом 3 Правил, решение о расследовании причин аварийной ситуации принимается собственником или иным законным владельцем объекта, на котором произошла аварийная ситуация, не позднее 24 часов с момента возникновения аварийной ситуации. В случае если в процессе развития аварийной ситуации возникли последствия, предусмотренные пунктом 3 Правил, собственник или иной законный владелец объекта, на котором произошла аварийная ситуация, направляет в течение 8 часов с момента наступления указанных последствий в федеральный орган исполнительной власти, осуществляющий функции по контролю и надзору в сфере безопасного ведения работ, связанных с безопасностью электрических и тепловых установок, тепловых сетей, и органы местного самоуправления уведомление о возникновении последствий аварийной ситуации (далее – уведомление о возникновении последствий) для принятия решения о расследовании причин аварийной ситуации. Собственник или иной законный владелец объекта, на котором произошла аварийная ситуация, принимает решение о расследовании причин аварийной ситуации, повлекшей последствия, указанные в пункте 4 Правил, и создает комиссию по расследованию причин аварийной ситуации. В состав указанной комиссии могут включаться представители единой теплоснабжающей организации и федерального органа исполнительной власти, осуществляющего функции по контролю и надзору в сфере безопасного ведения работ, связанных с безопасностью электрических и тепловых установок, тепловых сетей (по согласованию). Расследование причин аварийной ситуации начинается незамедлительно после принятия решения о расследовании и заканчивается в срок, не превышающий 20 дней со дня начала расследования. В случае необходимости срок проведения расследования причин аварийной ситуации продлевается, но не более чем на 45 дней, при этом общий срок расследования не может быть более 65 дней. В ходе расследования причин аварийной ситуации устанавливаются причины и предпосылки возникновения аварийной ситуации, круг лиц, действия (бездействие) которых привели к возникновению аварийной ситуации, а также разрабатывается перечень противоаварийных мероприятий по устранению причин и предотвращению возникновения аварийных ситуаций на объектах (далее – противоаварийные мероприятия). 14. При расследовании причин аварийной ситуации выявляются и устанавливаются условия их возникновения, в том числе:

№ 6 (82), июнь, 2016 г.

а) обстоятельства, предшествовавшие аварийной ситуации, в том числе действия (бездействие) теплоснабжающих и теплосетевых организаций, потребителей, повлекшие возникновение аварийной ситуации; б) соблюдение требований нормативных правовых актов в сфере теплоснабжения, а также технических регламентов; в) своевременность принятия мер по устранению последствий аварийной ситуации и дефектов оборудования, повышению его надежности, повышению качества и соблюдению сроков проведения ремонтных работ, испытаний и профилактических осмотров, осуществлению контроля за состоянием оборудования, а также по соблюдению технологической дисциплины при производстве ремонтных работ; г) соблюдение нормативных сроков восстановления теплоснабжения потребителей. Для выявления причин аварийной ситуации в ходе расследования проводятся следующие необходимые действия: а) сохранение послеаварийной обстановки (по возможности); б) изъятие и передача по акту приемапередачи регистрограмм, записей оперативных переговоров и иных необходимых документов; в) описание послеаварийного состояния указателей положения защитных устройств и блокировок;

Служба надзора | Порядок расследования аварий г) сбор документации по техническому обслуживанию отказавшего (поврежденного) оборудования; д) осмотр, фотографирование послеаварийной обстановки, видеосъемка (при необходимости), составление схемы и эскиза места аварийной ситуации; е) опрос очевидцев аварийной ситуации, руководителей организаций, на объектах которых произошла аварийная ситуация, оперативного персонала, а также получение объяснений (в письменной форме) опрошенных лиц; ж) выяснение обстоятельств, предшествовавших аварийной ситуации, а также установление причин их возникновения; з) выяснение характера нарушения технологических процессов и условий эксплуатации оборудования объектов, на которых произошла аварийная ситуация; и) оценка действий оперативного персонала и руководителей организаций, на объектах которых произошла аварийная ситуация, по предупреждению возникновения и предотвращению развития аварийной ситуации; к) проверка соответствия действий оперативного персонала нормативным и техническим требованиям; л) выявление нарушений установленных норм и правил эксплуатации объектов; м) проверка соответствия объекта и (или) технологического процесса проектным решениям; н) проверка соответствия использования оборудования объектов, на которых произошла аварийная ситуация, установленной области его применения; о) проверка наличия и исправности средств защиты персонала объекта, на котором произошла аварийная ситуация; п) проверка наличия технической документации по эксплуатации объекта, на котором произошла аварийная ситуация. При проведении расследования причин аварийной ситуации комиссия: а) проводит обследование объектов, на которых возникла аварийная ситуация, с предварительным уведомлением собственников, иных законных владельцев о начале расследования причин аварийной ситуации способом, позволяющим подтвердить факт получения указанного уведомления, не позднее чем за 3 часа до начала такого обследования; б) запрашивает у собственников, иных законных владельцев объектов, а также у органов государственной власти Российской Федерации и органов местного самоуправления информацию и документы, необходимые для расследования причин аварийной ситуации, в том числе регистрограммы, записи оперативных переговоров, копии технической и иной документации в отношении объектов, на которых произошла аварийная ситуация; в) осуществляет иные действия, необходимые для расследования причин аварийной ситуации.

Действия комиссии в ходе расследования причин аварийной ситуации оформляются протоколом и подписываются председателем комиссии. Результаты расследования причин аварийной ситуации оформляются актом о расследовании причин аварийной ситуации (далее – акт расследования). Форма и порядок оформления акта расследования утверждаются федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим функции по контролю и надзору в сфере безопасного ведения работ, связанных с безопасностью электрических и тепловых установок, тепловых сетей. Акт расследования содержит следующую информацию: а) описание состояния и режима работы объектов, на которых произошла аварийная ситуация, до возникновения аварийной ситуации и во время аварийной ситуации; б) описание причин возникновения и развития аварийной ситуации; в) описание действий (бездействия) оперативного персонала и должностных лиц организации, на объектах которой произошла аварийная ситуация, послуживших предпосылками и (или) причинами возникновения аварийной ситуации; г) описание выявленных в ходе расследования причин аварийной ситуации, нарушений требований нормативных правовых актов, в том числе установленных норм и правил эксплуатации объектов, на которых произошла аварийная ситуация, а также технических регламентов; д) перечень и описание повреждений оборудования объектов, на которых произошла аварийная ситуация; е) описание выявленных в ходе расследования причин аварийной ситуации недостатков эксплуатации, проекта, конструкции, изготовления и монтажа оборудования, явившихся предпосылками аварийной ситуации или затруднявших ликвидацию аварийной ситуации; ж) перечень противоаварийных мероприятий. К акту расследования прилагаются все материалы расследования причин аварийной ситуации (далее – материалы расследования), полученные в процессе работы комиссии. Контроль за выполнением противоаварийных мероприятий осуществляется собственником или иным законным владельцем объекта, на котором произошла аварийная ситуация. Собственник или иной законный владелец объекта, на котором произошла аварийная ситуация, представляет в федеральный орган исполнительной власти, осуществляющий функции по контролю и надзору в сфере безопасного ведения работ, связанных с безопасностью электрических и тепловых установок, тепловых сетей, и органы местного самоуправления сводный ежемесячный отчет об аварийных ситуациях. Форма и порядок оформления этого отчета утверждаются указанным федеральным органом исполнительной власти. Э

ЭНЕРГОНАДЗОР

Служба надзора | Результаты расследования Несчастный случай на электростанции Организация Дата и время несчастного случая

Электросетевое предприятие 04 сентября 2015 года, 09 час. 15 мин., от начала работы – 1 час.

Сведения о пострадавшем: пол, возраст, профессия (должность), стаж работы, при выполнении которой произошел несчастный случай

Мужской, 27 лет. Электромонтер по ремонту аппаратуры РЗиЭА 4-го разряда. 3 года и 1 мес., в том числе в данной организации – 3 года и 1 мес.

Сведения о проведении инструктажей и обучения по охране труда: целевой инструктаж, проверка знаний по охране труда по профессии или виду работы, при выполнении которой произошел несчастный случай

Целевой инструктаж: 4 сентября 2015 года. Проверка знаний по охране труда по профессии или виду работы, при выполнении которой произошел несчастный случай: протокол от 12 августа 2015 года № 025/5.

Краткая характеристика места (объекта), где произошел несчастный случай Оборудование, использование которого привело к несчастному случаю

Камера автомата гашения поля турбогенератора.

Стенд для снятия вольт-амперных характеристик трансформаторов тока (временная испытательная схема). Год выпуска: 2006.

Обстоятельства несчастного случая

4 сентября 2015 года в 09:15, работая по наряду № 28 «Профилактическое восстановление РЗА ТГ-1», под руководством мастера по ремонту оборудования при выполнении операции по проверке правильности сборки вторичных токовых цепей трансформаторов тока ТГ-1 в камере АГП ТГ-1, пострадавший приступил к переключению проводов, подающих ток от стенда на ряд клеммных зажимов, установленных в панели резервного возбуждения ТГ-1, без снятия напряжения (путем отключения автомата питания) в выходных цепях стенда. Допустив прикосновение обеими руками к неизолированным частям зажимов проводов, оставшихся под напряжением 220 В, пострадавший получил электротравму. Диагноз: термический ожог 1-го, 2-го пальцев обеих кистей 2–3Б степени 1% поверхности тела, из них глубоко – 0,5%. Травма – легкая.

Причины несчастного случая

• Выполнение переключения проводов, подающих ток от стенда на ряд клеммных зажимов, установленных в панели резервного возбуждения ТГ-1 без снятия напряжения. • Допущение прикосновения к неизолированным частям зажимов проводов, оставшихся под напряжением 220 В. • Отсутствие в инструкции по охране труда требований безусловной последовательности выполнения работ на испытательных стендах. • Недостаточный контроль за выполнением требований руководящих указаний подчиненным персоналом

Должностные лица, допустившие нарушение требований охраны труда

Мероприятия по устранению причин несчастного случая

• Заместитель начальника электрического цеха по РЗиЭА нарушил п. 2 должностной инструкции заместителя начальника ЭЦ по РЗиЭА, п. 5.11. Указаний по организации и производству работ на панелях и в цепях РЗА. • Мастер по ремонту оборудования нарушил п. 4.1 и п. 16.1 должностной инструкции мастера по ремонту оборудования, п. 5.11. Указаний по организации и производству работ на панелях и в цепях РЗА. • Пересмотреть инструкцию по ОТ электромонтера по ремонту аппаратуры РЗиЭА 4-го разряда. • Провести внеплановый инструктаж электромонтерам по ремонту аппаратуры РЗиЭА. • Провести внеочередную проверку знаний Правил охраны труда при эксплуатации электроустановок пострадавшему.

По материалам доклада Минэнерго «Производственный травматизм в электроэнергетике»

№ 6 (82), июнь, 2016 г.

Энергетика и право | Обзор законодательства Федеральный закон от 3 ноября 2015 года № 307-ФЗ «О внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации в связи с укреплением платежной дисциплины потребителей энергетических ресурсов». Изменения направлены на усиление платежной дисциплины в отношении потребляемых ресурсов – электрической и теплоэнергии, газа, воды и водоотведения. В частности, предусмотрены пени и штрафы за просрочку оплаты коммунальных услуг и энергоресурсов для всех категорий плательщиков, включая население. При этом режим их взимания смягчен для граждан, ТСЖ и ЖСК. Так, за неоплату жилого помещения и услуг ЖКХ в первый месяц просрочки пени отменены. С 31-го по 90-й день просрочки – 1/300 ставки рефинансирования. С 91-го дня – 1/130. Для управляющих компаний, а также тепло- и водоснабжающих предприятий за неоплату энергоресурсов с 1-го по 60-й день просрочки пени сохранены в размере 1/300 ставки рефинансирования, с 61-го по 90-й день просрочки – 1/170 и с 91-го дня просрочки – 1/130. Для всех остальных потребителей за неоплату энергоресурсов пени установлены в размере 1/130 ставки рефинансирования с 1-го дня просрочки. Кроме того, во всех отраслях ресурсоснабжения введен механизм предоставления обеспечения оплаты энергоресурсов. В качестве такового предусмотрены банковские гарантии и другие виды обеспечения, согласованные сторонами. Перечень «неотключаемых потребителей от энергоснабжения» будет ежегодно утверждаться губернаторами соответствующих регионов в соответствии с правительственным порядком. Ужесточена административная ответственность за самовольное подключение к электро- и теплосетям, нефте- и газопроводам. Штраф для граждан увеличен с 3–4 до 10–15 тыс. руб., должностных лиц – с 6–8 до 30–80 тысяч рублей, юрлиц – с 60–80 до 100–200 тыс. руб. Также устанавливается административная ответственность за нарушение порядка полного или частичного ограничения режима потребления электроэнергии, правил ограничения подачи и отбора газа, порядка временного прекращения или ограничения водоснабжения, водоотведения, транспортировки воды или сточных вод и др. Решено наказывать за нарушение установленного порядка обеспечения исполнения обязательств по оплате электроэнергии, газа, теплоэнергии или теплоносителя, сопряженное с неисполнением (ненадлежащим исполнением) обязательств по их оплате. Федеральный закон вступает в силу по истечении 30 дней после его официального опубликования, за исключением положений, для которых предусмотрен иной срок.

Проект федерального закона № 914182-6 «О внесении изменений в Федеральный закон «О безопасности гидротехнических сооружений». 27 октября 2015 года в Государственную Думу ФС РФ на рассмотрение поступил проект поправок к Закону о безопасности гидротехнических сооружений. Цель изменений – усовершенствовать госрегулирование в данной сфере, устранить избыточные административные барьеры. Вводятся понятия «эксплуатация гидротехнического сооружения» и «владелец гидротехнического сооружения». При этом исключается упоминание о собственнике объекта.

Владельца планируется обязать обеспечивать своевременное продление срока эксплуатации гидротехнического сооружения в соответствии с порядком, устанавливаемым Правительством РФ. Предложено закрепить его ответственность за полноту и достоверность сведений, предоставленных для регистрации в Российском регистре гидротехнических сооружений. Вводится 4 класса опасности сооружений в зависимости от последствий возможных аварий (I класс – объекты чрезвычайно высокой опасности, IV класс – низкой). Планируется урегулировать вопросы надзора в отношении сооружений каждого класса. Исключаются дублирующие требования о разработке декларации безопасности гидротехнических сооружений при их строительстве или реконструкции (она формируется при подготовке проектной документации), а также отдельная процедура утверждения органами госнадзора критериев безопасности объектов, являющихся составной частью декларации.

Приказ Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 17 декабря 2015 года № 521 «Об утверждении Федеральных норм и правил в области использования атомной энергии «Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок». Установлены новые правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок. Они содержат требования к устройству, изготовлению, монтажу и эксплуатации оборудования и трубопроводов, работающих под избыточным, гидростатическим или вакуумметрическим давлением. Перерабатывать конструкторскую, проектную и технологическую документацию на оборудование, детали и сборочные единицы трубопроводов, изготовленные до вступления в силу

ЭНЕРГОНАДЗОР

данных правил или находящиеся в изготовлении на момент их вступления в силу, не требуется. Предусмотрена периодическая проверка знаний правил должностными лицами и специалистами, занятыми проектированием, конструированием, изготовлением, монтажом и эксплуатацией оборудования и трубопроводов. Такая проверка должна проводиться не реже 1 раза в 5 лет.

В их числе – ВЛ 220 кВ Белозерская – РПП-2, ВЛ 220 кВ Нерюнгринская ГРЭС – НПС-18 № 1, ВЛ 220 кВ Белозерная – Варьеган, ВЛ 220 кВ Белозерная – Факел. Они включены в реестр объектов электросетевого хозяйства, входящих в единую национальную (общероссийскую) электросеть.

Проект Приказа Ростехнадзора «Об утверждении формы и порядка оформления акта о расследовании причин аварийной ситуации при теплоснабжении» (подготовлен Ростехнадзором 30 декабря 2015 года). Согласно постановлению Правительства России Федеральный орган исполнительной власти, осуществляющий функции по контролю и надзору в сфере безопасного ведения работ, связанных с безопасностью электрических и тепловых установок, тепловых сетей, расследует причины аварийных ситуаций. В целях обеспечения реализации указанных функций Ростехнадзором разработаны форма акта о расследовании причин аварийной ситуации при теплоснабжении и порядок его заполнения. Акт подписывается всеми членами комиссии по расследованию причин аварийных ситуаций. При несогласии члена комиссии с указанными в нем выводами к акту прилагается его особое мнение, являющееся неотъемлемой частью акта. В блоке «Особое мнение члена (членов) комиссии» делается отметка о наличии особого мнения члена комиссии. Также при оформлении акта в соответствующих его разделах указываются учетные и классификационные признаки аварийной ситуации, а также перечень противоаварийных мероприятий. Определение данных признаков и мероприятий не допускается без участия представителей эксплуатирующей организации в составе комиссии по расследованию причин аварийной ситуации.

Приказ Министерства энергетики РФ от 11 марта 2016 года № 171 «О внесении изменений в реестр объектов электросетевого хозяйства, входящих в единую национальную (общероссийскую) электрическую сеть». Приведен перечень объектов электросетевого хозяйства, входящих в единую национальную (общероссийскую) электрическую сеть, сведения о которых подлежат изменению в реестре объектов электросетевого хозяйства. В него включено 24 объекта. Так в частности, наименование объекта «ВЛ 500 кВ ПС Тайшет – ПС Камала, № 503, 235, 423 км» изменено на «ВЛ 500 кВ ПС Тайшет – ПС Камала, № 503 (в составе электросетевого комплекса «ПС «Красноярская 500 кВ» с линиями электропередач»)». Наименование объекта «ПС 220/110/6 кВ «Новоотрадная» изменено на «ПС 220/110/6 кВ «Н. Отрадная».

Приказ Министерства энергетики РФ от 11 марта 2016 года № 172 «Об отнесении объектов электросетевого хозяйства к единой национальной (общероссийской) электрической сети и включении в реестр объектов электросетевого хозяйства, входящих в единую национальную (общероссийскую) электрическую сеть». К единой национальной (общероссийской) электросети отнесено 33 объекта.

№ 6 (82), июнь, 2016 г.

Энергетика и право | Энергоэффективность зданий

Мероприятия «дорожной карты» Обеспечение рационального использования энергетических ресурсов в зданиях является одним из приоритетных направлений в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности во многих странах мира. Алексей ТУЛИКОВ, заместитель генерального директора РАЭСКО

а рубежом данной проблеме уделяется значительное внимание, и ее решение на национальном уровне связано с формированием комплекса мер государственного регулирования в данной области. В России с принятием 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» был определен ряд мер по повышению энергетической эффективности объектов жилищного фонда, а также иных зданий, строений, сооружений. Однако по тем или иным причинам большинство из них не получило практической реализации. Основным пробелом в законодательстве об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности является отсутствие утвержденных требований энергетической эффективности зданий, строений, сооружений. Их утверждению препятствуют разногласия федеральных органов исполнительной власти относительно содержания указанных требований. Вместе с тем без указанных требований блок законодательства в области повышения энергетической эффективности зданий, строений, сооружений остается незавершенным, а применение соответствующих требований в отношении зданий по существу невозможно. В то же время отсутствие требований энергетической эффективности зданий, строений, сооружений является не единственной проблемой государственного регулирования в данной сфере. Законодательство Российской Федерации в сфере энергосбережения в настоящее время требует пересмотра ряда принципиальных решений и мер государственного регулирования. За последний год наблюдается активизация и консолидация профессионального сообщества и формирование ряда предложений по совершенствованию государственного регулирования в области повышения энергетической эффективности зданий. Данная работа способствовала подготовке поручения Правительства Российской Федерации Минстрою России о разработке плана мероприятий («дорожной карты») повышения энергетической эффективности зданий, направленного на снятие технических, регуляторных, информационных и иных барьеров повышения энергетической эффективности при проектировании, строительстве, эксплуатации и проведении капитального ремонта зданий, строений и сооружений.

На сегодняшний день при участии ведущих экспертов отрасли разработан проект указанной «дорожной карты», который уже проходит межведомственное согласование. Основными исполнителями мероприятий «дорожной карты» и, соответственно, федеральными органами исполнительной власти, участвующими в ее согласовании, являются Минстрой России, Минэнерго России, Минэкономразвития России, Минпромторг России, Минфин России, Минюст России, Ростехнадзор, ФАС России, Росаккредитация, Росстат. Проект «дорожной карты» предусматривает набор целей и целевых показателей их достижения. Система целей сформирована таким образом, чтобы в составе поручений «дорожной карты» были затронуты все аспекты и проблемные вопросы повышения энергетической эффективности зданий на различных этапах их жизненного цикла. В качестве основных контрольных показателей успешной реализации «дорожной карты» предложены уменьшение удельного годового расхода тепловой энергии и электрической энергии на общедомовые нужды в многоквартирных домах и аналогичный показатель для административных и общественных зданий. Данные показатели предполагается к 2025 году уменьшить на 25% по отношению к 2015 году. При этом долю многоквартирных домов наивысшего класса энергетической эффективности, введенных в эксплуатацию, и соответствующий показатель для административных и общественных зданий предлагается довести до 30% к 2025 году. В текущей редакции «дорожной карты» мероприятия сгруппированы в разделы, которые охватывают соответствующие поручения федеральным органам исполнительной власти, направленные на достижение одной или нескольких вышеуказанных целей, включая: 1. Совершенствование основ государственного регулирования в области повышения энергетической эффективности зданий. Совершенствование основ государственного регулирования в данной области будет осуществляться в два этапа. На первом этапе предполагается подготовка трех докладов в Правительство Российской Федерации, один из которых будет посвящен предложениям по совершенствованию государственного регулирования в области обеспечения энергетической эффективности многоквартирных домов, административных и общественных зданий при

ЭНЕРГОНАДЗОР

строительстве (реконструкции), а два других, соответственно, при эксплуатации многоквартирных домов и эксплуатации административных и общественных зданий. Соответствующие доклады будут основаны на анализе применения законодательства в области энергосбережения и повышения энергоэффективности в части обеспечения энергетической эффективности при строительстве (реконструкции) и эксплуатации многоквартирных домов, административных и общественных зданий. Подготовка соответствующих предложений планируется в 4-м квартале 2016 года. Предполагается, что по результатам рассмотрения данных докладов будут подготовлены поручения Правительства Российской Федерации о разработке конкретных нормативных правовых актов, которые будут затрагивать основы государственного регулирования в данной области. В целях подготовки соответствующих докладов и в целом реализации Плана мероприятий предлагается в июне 2016 года сформировать и обеспечить деятельность Межведомственной рабочей группы при Минстрое России по анализу и мониторингу реализации государственной политики в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности зданий, строений. В рамках подготовки данных докладов планируется разработка предложений по внесению изменений в 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», Градостроительный кодекс Российской Федерации, Федеральный закон от 30 декабря 2009 года № 384-ФЗ «Технический регламент о безопасности зданий и сооружений», Федеральный закон от 27 декабря 2002 года № 184-ФЗ «О техническом регулировании», в том числе в части разграничения предметов ведения законодательства о техническом регулировании и законодательства об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности в области обеспечения энергетической эффективности зданий. Также предполагается разработка предложений по внесению изменений в Жилищный кодекс Российской Федерации, 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», Федеральный закон от 21 июля 2014 года № 209-ФЗ «О государственной информационной системе жилищно-коммунального хозяйства», в том числе в части исключения избыточных, неприменяемых положений Закона № 261-ФЗ в части возложения на лиц, осуществляющих контроль за содержанием общедомового имущества, полномочий, для исполнения которых у них отсутствует финансовое обеспечение, исключения рекомендательных положений, создания информационной базы для определения и под-

№ 6 (82), июнь, 2016 г.

Цели «дорожной карты» • обеспечение рационального использования энергетических ресурсов при эксплуатации объектов капитального строительства за счет установления требований энергетической эффективности зданий, строений, сооружений; • снижение платежной нагрузки на население за коммунальные услуги за счет повышения энергетической эффективности в жилищном фонде, в том числе путем проведения капитальных ремонтов многоквартирных домов и развития энергосервиса в жилищном фонде; • увеличение объема проектирования и строительства зданий, строений, сооружений высокой энергетической эффективности; • обеспечение энергетической эффективности при закупках строительства, реконструкции, капитального ремонта зданий, строений, сооружений; • привлечение частных инвестиций на повышение энергетической эффективности зданий, строений, сооружений, в том числе на условиях энергосервисных договоров (контрактов); • создание системы стимулирования к повышению энергетической эффективности зданий, строений, сооружений на основе применения налоговых, бюджетных и иных мер государственной поддержки; • совершенствование системы контроля за соблюдением требований и показателей энергетической эффективности зданий; • развитие технического регулирования и стандартизации в области энергетической эффективности зданий, включая развитие инфраструктуры подтверждения соответствия зданий установленным требованиям; • развитие методологии, информационного обеспечения, пропаганды и обучения в области повышения энергетической эффективности зданий. тверждения класса энергетической эффективности многоквартирных домов в процессе их эксплуатации. В данном случае речь идет о возможном изменении принципиальных подходов к государственному регулированию повышения энергетической эффективности объектов жилищного фонда, административных и общественных зданий, включая следующие вопросы: • предоставления субъектам Российской Федерации полномочий по утверждению территориальных требований энергетической эффективности зданий, строений, сооружений; • энергетической паспортизации зданий, строений, сооружений при проектировании и в последующем актуализации паспорта в процессе ввода в эксплуатацию и эксплуатации зданий, строений, сооружений с использованием инструментального контроля, внесение дополнений в электронный паспорт многоквартирного жилого дома в части показателей энергопотребления и указания класса энергетической эффективности; • создания системы мер стимулирования использования вторичных энергетических ресурсов и возобновляемых источников энергии в зданиях, проектирования и строительства «пассивных» зданий; • установления поэтапного запрета на применение отдельных технологий и технических решений низкой энергетической эффективности при проектировании и строительстве зданий, строений, сооружений с переходом на примене-

Энергетика и право | Энергоэффективность зданий ние технологий и технических решений высокой энергетической эффективности; • установления прямых требований к утеплению ограждающих конструкций и систем регулирования потребления энергетических ресурсов при строительстве и реконструкции многоквартирных домов; • создания дополнительных возможностей для реализации энергосервисных договоров одновременно с проведением капитальных ремонтов. 2. Установление требований и показателей энергетической эффективности зданий. Мероприятия данного раздела предусматривают разработку в августе 2016 года изменений в Правила установления требований энергетической эффективности для зданий, строений, сооружений, утвержденные постановлением Правительства Российской Федерации от 25 января 2011 года № 18, в части учета результатов инструментального контроля и энергетической эффективности элементов конструкции зданий, оборудования и технологий, выполнения мероприятий по энергосбережению и повышения энергетической эффективности при определении энергетической эффективности многоквартирных домов. 3. Установление требований энергетической эффективности при закупках проектноизыскательских работ, строительства, реконструкции, капитального ремонта зданий, строений, сооружений. В настоящее время система закупок товаров, работ, услуг для государственных и муниципальных нужд не стимулирует государственных и муниципальных заказчиков к закупке (строительству, реконструкции, капитальному ремонту) объектов капитального строительства с обеспечением их высокой энергетической эффективности. В апреле 2017 года планируется принятие приказа Минэкономразвития России об установлении требований энергетической эффективности при закупках проектно-изыскательских работ, строительства, реконструкции и капитального ремонта зданий, строений, сооружений, закупках инженерного оборудования зданий для государственных и муниципальных нужд. Также предполагается внесение в феврале 2017 года изменений в приказ Минэкономразвития России от 4 июня 2010 года № 229 «О требованиях энергетической эффективности товаров, используемых для создания элементов конструкций зданий, строений, сооружений, в том числе инженерных систем ресурсоснабжения, влияющих на энергетическую эффективность зданий, строений, сооружений», направленных на совершенствование перечня элементов конструкций зданий, строений, сооружений и их энергетических характеристик. Планом мероприятий предусмотрено внесение до конца 2016 года изменений в Методику оценки эффективности использования средств федерального бюджета, направляемых на капитальные вложения, утвержденную приказом

Минэкономразвития России от 24 февраля 2009 года № 58, в части учета показателей энергетической эффективности объектов капитального строительства. В число мероприятий данного раздела также включена подготовка доклада в Правительство Российской Федерации с предложениями о распространении требований энергетической эффективности при закупках проектно-изыскательских работ, строительства, реконструкции, капитального ремонта зданий, строений, сооружений государственными корпорациями и компаниями, хозяйственными обществами с участием государства и муниципального образования, организациями, осуществляющими регулируемые виды деятельности. Выполнение данного мероприятия предполагается в конце 2 квартала 2017 года с учетом практики реализации требований энергетической эффективности при закупках проектно-изыскательских работ, строительства, реконструкции и капитального ремонта, закупках инженерного оборудования зданий для государственных и муниципальных нужд. 4. Совершенствование системы стимулирования повышения энергетической эффективности зданий. В рамках данного раздела предполагается подготовка в декабре 2016 года доклада в Правительство Российской Федерации с предложениями по софинансированию в рамках государственных программ Российской Федерации и федеральных целевых программ в форме субсидий из федерального бюджета бюджетам субъектов Российской Федерации строительства многоквартирных домов высокой энергетической эффективности. 5. Совершенствование системы контроля соблюдения требований и показателей энергетической эффективности зданий. В рамках мероприятий данного раздела в 3 квартале 2017 года планируется разработка изменений в Кодекс Российской Федерации об административных правонарушениях в части уточнения составов административных правонарушений и административных наказаний за нарушение требований энергетической эффективности зданий, строений, сооружений и требований в области обеспечения энергетической эффективности в жилищном фонде. В эти же сроки планируется подготовка предложений о внесении изменений в постановление Правительства Российской Федерации от 1 февраля 2006 года № 54 «О государственном строительном надзоре в Российской Федерации» в части установления порядка определения соответствия выполняемых строительных работ требованиям энергетической эффективности при осуществлении государственного строительного надзора. 6. Развитие технического регулирования и стандартизации в области энергетической эффективности зданий. В одной из начальных редакций «дорожной карты» мероприятия данного раздела преду-

ЭНЕРГОНАДЗОР

сматривали разработку конкретных сводов правил и национальных стандартов в области обеспечения энергетической эффективности зданий. В настоящее время мероприятия данного раздела лишены конкретики и предусматривают проведение анализа нормативно-технической базы, подготовку предложений по совершенствованию технических требований в сфере строительства и эксплуатации в части повышения энергетической эффективности многоквартирных домов, административных и общественных зданий. Выполнение данной работы планируется во 2-м квартале 2017 года. В ходе исполнения данного мероприятия будут подготовлены предложения о разработке сводов правил и национальных стандартов, а также внесения изменений в существующие нормативные документы в области повышения энергетической эффективности зданий. Среди мероприятий раздела также предусмотрена разработка предложений по подготовке нормативных документов, позволяющих обеспечить инструментальный контроль строящегося объекта на соответствие его требованиям энергетической эффективности при осуществлении государственного строительного надзора и разработка перечня аккредитованных испытательных лабораторий, выполняющих работы по определению фактических технических характеристик продукции, в том числе строительных материалов, изделий и оборудования, применяемых в целях повышения энергетической эффективности. Сроками исполнения данных поручений являются соответственно декабрь 2016 года и март 2017 года. 7. Развитие методологии, информационного обеспечения, пропаганды и обучения в области повышения энергетической эффективности зданий. В данном разделе предусмотрена разработка в 3-м квартале 2017 года изменений в постановление Правительства Российской Федерации от 20 сентября 2014 года № 961 в части включения в него справочников наиболее эффективных технологий по энергосбережению и повышению энергетической эффективности многоквартирных домов, административных и общественных зданий. Также предполагается до конца 2017 года разработка (совершенствование) форм федерального статистического наблюдения путем разработки системы показателей в области энергетической эффективности многоквартирных домов, административных и общественных зданий. Реализация данного мероприятия позволит создать статистический инструментарий для объективной оценки на основе официальной статистической информации достижения показателей энергетической эффективности зданий, строений, сооружений и, соответственно, эффективности проведения государственной политики в данной области.

В рамках данного раздела Плана мероприятий также планируется разработка в апреле 2017 года справочника наиболее эффективных технологий по энергосбережению и повышению энергетической эффективности многоквартирных домов и справочника наиболее эффективных технологий по энергосбережению и повышению энергетической эффективности зданий и сооружений. Планируется, что данные справочники будут размещены соответственно в государственной информационной системе жилищно-коммунального хозяйства и государственной информационной системе в области энергосбережения и повышении энергетической эффективности. В ходе межведомственного согласования проект «дорожной карты» может подвергнуться значительным изменениям. По результатам согласования федеральными органами исполнительной власти и обсуждения экспертным сообществом проект «дорожной карты» должен быть внесен в Правительство Российской Федерации. Э

По материалам форума «Технологии энергоэффективности–2016»

№ 6 (82), июнь, 2016 г.

Охрана труда | Проведение работ на электроустановках

Защита от напряжения Содержание электроустановок на соответствующем техническом уровне, гарантирующем надежность работы электроэнергетической системы и непрерывное обеспечение электроэнергией потребителей, является главной целью энергетических предприятий. Олег РАЗОГРЕЕВ, директор ООО «Сектор Энерго»

ажнейшими элементами системы содержания электроустановок являются диагностика, ремонты и консервация электроустановок. В связи с этим очевидна актуальность постоянного совершенствования этих элементов в области организации и технологии производства работ, а также используемых при этом средств индивидуальной и коллективной защиты, инструментов, приспособлений и устройств. Нормативные документы, действующие на сегодняшний день, предъявляют к ним серьезные требования, что обосновано необходимостью обеспечения безусловной безопасности электромонтеров при проведении работ в электроустановках. В настоящее время в России реализуется программа Правительства РФ по импортозамещению. Современные изделия производятся в строгом соответствии с требованиями ГОСТ 11516-94, ГОСТ 28259-89: 1. Изолирующие средства индивидуальной защиты (например, изолирующие шлем, щиток для защиты лица, защитные очки, спецодежда, перчатки и ботинки) обеспечивают:

• устойчивость против возникающих электрических, механических, термических и химических воздействий; • исключение протекания через тело человека при прикосновении к находящимся под напряжением частям тока выше допустимого; • работоспособность при температуре от минус 40 до плюс 50 °С. 2. Средства коллективной защиты (например, изолирующие покрывала, оболочки, кожухи, клинья и прищепки, шунтирующие устройства) обеспечивают: • безопасную работу в предусмотренном для них диапазоне напряжений; • сохранение работоспособности при температуре от минус 40 до плюс 50 °С; • простую установку и снятие, без применения вспомогательных средств. 3. Ручной инструмент марки SE для РПН в электроустановках с номинальным напряжением до 1 кВ переменного тока или до 1,5 кВ постоянного тока изготавливается изолированный и изоляционный. Изоляция предохраняет от электрических, механических, термических и химических воздействий. Ручной инструмент сохраняет свою работоспособность при температуре от минус 40 до плюс 50 °С. Минимальная толщина изоляционного слоя – 1 мм, всего два слоя изоляции, наружный – рубиновый, внутренний – белый. Изоляция наносится на ручной инструмент прочно и без швов. Ручной инструмент с несколькими точками приложения (например, крестовый ключ) не имеет токопроводящих соединений между отдельными точками приложения. 4. Приспособления и устройства для ПРН в электроустановках с номинальным напряжением свыше 1 кВ переменного тока или свыше 1,5 кВ постоянного тока изготовлены из материала, имеющего достаточную электрическую и механическую прочность. Пустотелые фасонные изделия из изоляционного материала защищены от проникновения в полые пространства веществ, снижающих изоляционную способность. В устройствах для чистки изоляции изолирующие приспособления и устройства изготовлены разборными, для обеспечения очистки внутренних полостей после применения. Использование средств защиты гарантирует безопасность электромонтеров, работающих в электроустановках под напряжением, при условии соблюдения технологий РПН и требований Межотраслевой Инструкции производства работ под напряжением в электроустановках. Э

ЭНЕРГОНАДЗОР

Административная практика

Ввод в эксплуатацию разрешен В Арбитражный суд Нижегородской области обратилось ОАО «Волга» (далее – Общество, Заявитель) с заявлением о признании незаконным отказа администрации Балахнинского муниципального района Нижегородской области (далее – заинтересованное лицо, административный орган), формализованного в уведомлении от 30 декабря 2015 года №01/4680/01-19, в выдаче разрешения на ввод в эксплуатацию объекта: «Перевод захода ВЛ 110кВ Блочная-3 на территории Нижегородской ГРЭС», а также об обязании администрации Балахнинского муниципального района Нижегородской области выдать заявителю разрешение на ввод в эксплуатацию указанного объекта.

бщество подало заинтересованному лицу заявление о выдаче разрешения на ввод объекта в эксплуатацию после строительства объекта «Перевод захода ВЛ 110 кВ Блочная-3 на территории Нижегородской ГРЭС», расположенного по адресу: Нижегородская область, город Балахна, улица Свердлова, Нижегородская ГРЭС. К заявлению прилагались документы в соответствии с п. 3 ст. 55 Градостроительного кодекса РФ: 1. Документ, подтверждающий личность и полномочия заявителя или его представителя; 2. Копии документов, подтверждающих права заявителя на земельный участок; 3. Копии документов, подтверждающих право собственности заявителя на здания, строения, сооружения, расположенные на земельном участке; 4. Градостроительный план земельного участка № RU52503101-000000000000151 от 17 мая 2011 года, выданный Отделом архитектуры и градостроительства города Балахна; 5. Разрешение на строительство № RU52503101680-2015, выданное 25 ноября 2015 года Администрацией Балахнинского муниципального района; 6. Технический план объекта; 7. Акт приемки объекта капитального строительства (в случае осуществления строительства, реконструкции на основании договора); 8. Документ, подтверждающий соответствие построенного, реконструированного объекта капитального строительства требованиям технических регламентов и подписанный лицом, осуществляющим строительство; 9. Документ, подтверждающий соответствие параметров построенного, реконструированного объекта капитального строительства проектной документации, в том числе требованиям энергетической эффективности и требованиям оснащенности объекта капитального строительства приборами учета, и подписанный лицом, осуществляющим строительство застройщиком или техническим заказчиком; 10. Документы, подтверждающие соответствие построенного, реконструированного объекта капитального строительства техническим условиям и подписанные представителями организаций, осуществляющих эксплуатацию сетей инженерно-технического обеспечения;

№ 6 (82), июнь, 2016 г.

11. Схема, отображающая расположение построенного, реконструированного объекта капитального строительства, расположение сетей инженерно-технического обеспечения в границах земельного участка и планировочную организацию земельного участка и подписанная лицом, осуществляющим строительство (лицом, осуществляющим строительство и застройщиком или техническим заказчиком). 30 декабря 2015 года заинтересованным лицом Заявителю было выдано Уведомление об отказе в выдаче разрешения на ввод объекта «Перевод захода ВЛ 110 кВ Блочная-3 на территории Нижегородской ГРЭС», в связи с отсутствием документов, указанных в п. 3 ст. 55 Градостроительного кодекса РФ, которые необходимы для принятия решения о выдаче разрешения на ввод объекта в эксплуатацию, а именно – Заключения органа государственного строительного надзора о соответствии построенного объекта капитального строительства требованиям технических регламентов и проектной документации. Не согласившись с отказом, Общество обратилось в арбитражный суд. В соответствии с пунктом 1 статьи 198 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации граждане, организации и иные лица вправе обратиться в арбитражный суд с заявлением о признании недействительными ненормативных правовых актов, незаконными решений и действий (бездействия) органов, осуществляющих публичные полномочия, должностных лиц, если полагают, что оспариваемый ненормативный правовой акт, решение и действие (бездействие) не соответствуют закону или иному нормативному правовому акту и нарушают их права и законные интересы в сфере предпринимательской и иной экономической деятельности, незаконно возлагают на них какие-либо обязанности, создают иные препятствия для осуществления предпринимательской и иной экономической деятельности. Таким образом, для признания решений государственных органов, органов местного самоуправления, иных органов, должностных лиц незаконными суд должен установить наличие совокупности двух условий: несоответствие решения государственных органов, органов местного самоуправления, иных органов, должностных лиц закону или иному нормативному правовому акту; нарушение решением государственных органов, органов

Административная практика местного самоуправления, иных органов, должностных лиц прав и законных интересов заявителя в сфере предпринимательской и иной экономической деятельности. Согласно ст.8 Градостроительного кодекса РФ закреплена компетенция органов местного самоуправления в области градостроительной деятельности; в силу названной нормы в объем полномочий органов местного самоуправления входит в том числе выдача разрешений на строительство, разрешений на ввод объектов в эксплуатацию при осуществлении строительства, реконструкции, капитального ремонта объектов капитального строительства, расположенных на территориях, подведомственных органам местного самоуправления. Согласно ч.4 ст.54 ГрК РФ государственный строительный надзор осуществляется органами исполнительной власти субъектов Российской Федерации, уполномоченными на осуществление регионального государственного строительного надзора, за строительством, реконструкцией иных, кроме указанных в части 3 настоящей статьи, объектов капитального строительства, если при их строительстве, реконструкции предусмотрено осуществление государственного строительного надзора. В соответствии с п.9 ч.3 ст.55 ГрК РФ заключение органа государственного строительного надзора (в случае если предусмотрено осуществление государственного строительного надзора) о соответствии объекта капитального строительства требованиям технических регламентов и проектной документации, заключение федерального государственного экологического надзора необходимо в случаях, предусмотренных частью 7 статьи 54 указанного Кодекса. Как указывает заинтересованное лицо, для принятия решения о выдачи разрешения на ввод объекта в эксплуатацию необходимы документы, предусмотренные ст.55 Градостроительного кодекса РФ, которые Обществом в полном объеме представлены не были (отсутствовало заключение органа государственного строительного надзора о соответствии построенного объекта требованиям технических регламентов и проектной документации, предусмотренное п.9 ч.3 ст.55 ГрК РФ). В соответствии с п. 1 ст. 49 Градостроительного кодекса РФ проектная документация объектов капитального строительства и результаты инженерных изысканий, выполненных для подготовки такой проектной документации, подлежат экспертизе, за исключением случаев, предусмотренных п.п. 2, 3 и 3.1 ст. 49 Градостроительного кодекса РФ. В соответствии с пп.5 п. 2 ст. 49, экспертиза не проводится в отношении проектной документации отдельно стоящих объектов капитального строительства с количеством этажей не более двух, общая площадь которых составляет не более чем 1 500 квадратных метров, которые предназначены для осуществления производственной деятельности и для которых не требуется установление санитарно-защитных зон или для которых в пределах границ земельных участков, на кото-

рых расположены такие объекты, установлены санитарно-защитные зоны или требуется установление таких зон. Исходя из положений ст. 48.1. Градостроительного кодекса РФ государственный строительный надзор осуществляется только линий электропередач и иных объектов электросетевого хозяйства напряжением 330 киловольт и более (пп. 4 п. 1 ст. 48.1 ГрК РФ). Объект капитального строительства ОАО «Волга» обладает характеристиками напряжения – 110 киловольт. Таким образом, исходя из норм действующего законодательства, при строительстве Объекта капитального строительства «Перевод захода ВЛ 110 кВ Блочная-3 на территории Нижегородской ГРЭС» государственный строительный надзор осуществляться не должен, проектная документация объектов капитального строительства и результаты инженерных изысканий, выполненных для подготовки такой проектной документации, экспертизе не подлежат. Заключение органа государственного строительного надзора получено быть не может, так как Заявитель в соответствии с Положением об осуществлении государственного строительного надзора в РФ, утвержденным постановлением Правительства РФ от 01 февраля 2006 года № 54, и Порядком проведения проверок при осуществлении государственного строительного надзора и выдачи заключений о соответствии построенных, реконструированных, отремонтированных объектов капитального строительства требованиям технических регламентов (норм и правил), иных нормативных правовых актов и проектной документации, утвержденным приказом Ростехнадзора от 26 декабря 2006 года № 1129, в установленные сроки не обратился в надзорный орган с извещением о начале строительных работ и Инспекция государственного строительного надзора Нижегородской области не осуществляла в процессе строительства объекта государственный строительный надзор, о чем Заявителю и было указано в отказе Инспекции государственного строительного надзора Нижегородской области в выдаче заключения о соответствии объекта капитального строительства требованиям технических регламентов и проектной документации № 579-01/01-11/273 от 10 февраля 2016 года. В отсутствие заключения органа государственного строительного надзора, фактически не осуществлявшего надзор в отношении построенного Заявителем объекта, Заинтересованное лицо в соответствии с п. 5 ст. 55 Градостроительного кодекса РФ (выдавшее разрешение на строительство) в течение десяти дней со дня поступления заявления о выдаче разрешения на ввод объекта в эксплуатацию обязано обеспечить проверку наличия и правильности оформления документов, указанных в п. 3 ст. 55 Градостроительного кодекса РФ, осмотр объекта капитального строительства и выдать заявителю разрешение на ввод объекта в эксплуатацию или отказать в выдаче такого разрешения с указанием причин отказа. При этом, как указывает заявитель, осмотр объекта, проверка соответствия объекта требо-

ЭНЕРГОНАДЗОР

ваниям, установленным в разрешении на строительство, градостроительном плане земельного участка, требованиям проектной документации в нарушение п. 5 ст. 55 Градостроительного кодекса РФ Заинтересованным лицом не проводился. Заявителем представлены Заинтересованному лицу документы, подтверждающие соответствие построенного объекта требованиям технических регламентов и проектной документации, в том числе: 1. Положительное заключение государственной экспертизы № 0259-15/УГЭ-5250 проектной документации и результатов инженерных изысканий по объекту: «Перевод захода ВЛ 110 кВ Блочная-3 на территории Нижегородской ГРЭС» от 17 сентября 2015 года; 2. Разрешение на допуск в эксплуатацию энергоустановки № 395 от 26 ноября 2015 года, выданное Волжско-Окским управлением Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору; 3. Разрешение на допуск в эксплуатацию энергоустановки № 639 от 3 декабря 2015 года, выданное Волжско-Окским управлением Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору, что в совокупности свидетельствует о соответствии построенного объекта требованиям технических регламентов и проектной документации и является достаточным основанием для принятия Заинтересованным лицом положительного решения о выдаче разрешения на ввод объекта в эксплуатацию. Отсутствие заключения органа государственного строительного надзора не может являться безусловным основанием для отказа в выдаче Заявителю разрешения на ввод построенного им объекта капитального строительства в эксплуатацию. Также заявителем в добровольном порядке получено заключение ООО «Промбезопасность и энергоаудит» по обследованию и оценке технического состояния строительных конструкций завершенного строительства КВЛ 110 кВ Блочная-3 на территории Нижегородской ГРЭС Энергетического комплекса НиГРЭС ОАО «Волга» о работоспособном состоянии и соответствии объекта «Перевод захода ВЛ 110 кВ Блочная-3 на территории Нижегородской ГРЭС», расположенного по адресу: Нижегородская область, город Балахна, улица Свердлова, Нижегородская ГРЭС, проектным решениям и требованиям. По заключению специалистов ООО «Промбезопасность и энергоаудит», техническое состояние несущих конструкций обеспечивает необходимую прочность и эксплутационную надежность сооружения на весь нормативный срок службы при соблюдении правил эксплуатации, что позволяет сдачу объекта в эксплуатацию и использование по своему прямому назначению. Таким образом, суд приходит к выводу, что Обществом был представлен полный пакет документов, подтверждающий, что указанный объект капитального строительства соответствует всем техническим регламентам и проектной документации.

№ 6 (82), июнь, 2016 г.

Решение: требования открытого акционерного общества «Волга», город Балахна Нижегородской области, удовлетворить. Признать незаконным отказ администрации Балахнинского муниципального района Нижегородской области, формализованный в уведомлении от 30 декабря 2015 года, в выдаче открытому акционерному обществу «Волга» разрешения на ввод в эксплуатацию объекта: «Перевод захода ВЛ 110кВ Блочная-3 на территории Нижегородской ГРЭС», расположенного по адресу: Нижегородская область, город Балахна, улица Свердлова, Нижегородская ГРЭС. Обязать администрацию Балахнинского муниципального района Нижегородской области выдать открытому акционерному обществу «Волга» разрешение на ввод в эксплуатацию объекта: «Перевод захода ВЛ 110кВ Блочная-3 на территории Нижегородской ГРЭС», расположенного по адресу: Нижегородская область, город Балахна, улица Свердлова, Нижегородская ГРЭС, в десятидневный срок с момента вступления решения в законную силу. Взыскать с администрации Балахнинского муниципального района Нижегородской области в пользу открытого акционерного общества «Волга», город Балахна Нижегородской области, 3 000 рублей судебных расходов по уплате государственной пошлины. Исполнительный лист выдать после вступления решения в законную силу. Суд полагает заявленные требования подлежащими удовлетворению, оспариваемый отказ заинтересованного лица в выдачи запрашиваемого заявителем разрешения признается судом незаконным и необоснованным. Удовлетворяя требование заявителя о признании незаконным оспариваемого отказа, суд считает необходимым обязать администрацию Балахнинского муниципального района Нижегородской области выдать открытому акционерному обществу «Волга», город Балахна Нижегородской области, разрешение на ввод в эксплуатацию объекта: «Перевод захода ВЛ 110кВ Блочная-3 на территории Нижегородской ГРЭС», расположенного по адресу: Нижегородская область, город Балахна, улица Свердлова, Нижегородская ГРЭС, в десятидневный срок с момента вступления решения в законную силу. Э

оБратная Связь | вопроС – ответ

Ответы специалистов Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору на вопросы граждан, поступившие в общественные приемные территориальных органов Ростехнадзора. – Требуется ли получение разрешения на допуск в эксплуатацию энергоустановки в территориальном органе Ростехнадзора в случае, когда в качестве резервного источника питания вводится в эксплуатацию дизель-генераторная установка мощностью 150 КВатт/120 кВт, обеспечивающая электроснабжение офисных помещений, находящихся в пользовании на правах аренды? Ответ специалистов Управления государственного энергетического надзора: – Процедуру технологического присоединения энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, объектов по производству электрической энергии, а также объектов электросетевого хозяйства, принадлежащих сетевым организациям и иным лицам (далее – энергопринимающие устройства), определяют «Правила технологического присоединения энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, объектов по производству электрической энергии, а также объектов электросетевого хозяйства, принадлежащих сетевым организациям и иным лицам, к электрическим сетям», в редакции от 22 февраля 2016 года (постановление правительства № 861 от 27 декабря 2004 года) (далее – Правила). В соответствии с п. 7г Правил, получение разрешения органа федерального государственного энергетического надзора на допуск в эксплуатацию объектов заявителя в случае технологического присоединения объектов лиц, указанных в пункте 12 настоящих Правил, технологическое присоединение которых осуществляется по третьей категории надежности (по одному источнику электроснабжения) к электрическим сетям классом напряжения до 20 кВ включительно, объектов лиц, указанных в пунктах 12 (1), 13 и 14 настоящих Правил, а также объектов электросетевого хозяйства сетевых организаций классом напряжения до 20 кВ включительно, построенных (реконструированных) в рамках исполнения технических условий в целях осуществления технологического присоединения заявителя, получение разрешения органа федерального государственного энергетического надзора на допуск в эксплуатацию объектов

заявителя с учетом положений пунктов 18 (1) – 18 (4) настоящих Правил не требуется. Предполагаем, что данная электроустановка попадает под п. 12 (1) Правил. В соответствии с п. 1.2.18 «Правил устройства электроустановок» (ПУЭ) управление Ростехнадзора подразумевает, что электроснабжение электроприемников офисного помещения осуществляется по третей категории надежности. В соответствии с изложенным получение разрешения на допуск в эксплуатацию энергопринимающих устройств от органов Ростехнадзора не требуется. Но, если данная дизельгенераторная установка будет использоваться в качестве второго независимого источника питания для электроприемников первой категории (п. 1.2.19 ПУЭ), то, в соответствии с п. 7г Правил, необходимо получение разрешения на допуск в эксплуатацию энергопринимающих устройств от органа Ростехнадзора. При этом, в соответствии с п. 7, п. 40 (1) – 40 (10) Правил, необходимо подать заявку на технологическое присоединение в сетевую организацию, заключить договор и выполнить мероприятия, предусмотренные договором. – Прошу уточнить порядок заполнения удостоверения по электробезопасности в части подписи в графе «Работодатель (ответственный за электрохозяйство)»: имеет ли право подписывать удостоверение руководитель обучаемого сотрудника, не являющийся ответственным за электрохозяйство? Ответ специалистов отдела по надзору за подъемными сооружениями Северо-Западного управления: – В соответствии с «Правилами по охране труда при эксплуатации электроустановок», утвержденными приказом Министерства труда и социальной защиты Российской Федерации от 24 июля 2013 года № 328н, зарегистрированным Минюстом Российской Федерации за № 30593 от 12 декабря 2013 года, удостоверение о проверке знаний правил работы в электроустановках является документом, удостоверяющим право предъявителя на самостоятельную работу в указанной должности, и действительно после соответствующих записей о результатах проверки знаний правил и присвоения группы по электробезопасности. Удостоверение подписывается или работодателем, или ответственным за электрохозяйство.

ЭНЕРГОНАДЗОР

НАШИ ЖУРНАЛЫ – Ваш ИНСТРУМЕНТ БЕЗОПАСНОСТИ Актуальная информация по всем аспектам обеспечения промышленной, пожарной, энергетической, экологической безопасности и охраны труда на производстве

Консультации по интересующим вопросам напрямую от руководителей государственных структур и экспертов

Оформляйте подписку экономьте сотни тысяч рублей возможных штрафов

Особенности взаимодействия надзорных органов с поднадзорными предприятиями

Политика государства в области государственного надзора и контроля

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НАДЗОР

избегайте приостановки производственного процесса оспаривайте в суде предписания надзорных органов не подвергайте себя риску личной ответственности за нарушения ПБ

8-800-700-35-84

Ведите бизнес без опасности штрафных санкций нарушений требований ПБ незаконных действий надзорных органов

профессиональной дисквалификации