Befgbnnfg0b3fgb1fgbfg4 by Denis Y

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

№ 3(55), март, 2014 год

Владимир КОПЫЛОВ, заместитель генерального директора калининградского ОАО «Янтарьэнерго»

Наша задача – работа на опережение, позволяющая увидеть дефекты на ранней стадии. с. 15

На правах рекламы

Содержание

Журнал «ЭНЕРГОНАДЗОР» ежемесячное издание

Шеф-редактор Группы изданий «ТехНАДЗОР» Екатерина Черемных Обозреватели Светлана Бурцева, Роза Ибрагимова, Виталий Капустин, Владимир Кузьмин, Эдуард Сатаров, Павел Цереня Выпускающий редактор Наталья Грачева Дизайн и верстка Игорь Пономаренко Корректор Лилия Коробко Редакционный совет Серебряков Дмитрий Владиславович, исполнительный директор СРО НП «Союз «Энергоэффективность» Щелоков Яков Митрофанович, заслуженный изобретатель РСФСР, заслуженный энергетик РСФСР, кандидат технических наук, доцент Коммерческий директор Юлия Вострикова Коммерческая служба Анастасия Каримова, Елена Малышева

Стратегия отрасли Новости.................................................................................................................... 2

Факты, события, комментарии

Кто оплатит долги . ................................................................................................ 6 Задолженность потребителей розничных рынков перед энергосбытовыми компаниями и гарантирующими поставщиками (ГП) составила 164,5 млрд. рублей, задолженность последних перед продавцами на оптовом рынке – 71,1 млрд. рублей

Вашингтонский консенсус................................................................................... 8 Россия собирается в ближайшее время судиться по Третьему энергопакету. Будет ли подобная мера эффективной? Об этом в интервью с председателем Комитета Госдумы по энергетике Иваном ГРАЧЕВЫМ

Календарь Тепло и свет Приполярья ...................................................................................... 9 31 марта 2014 года исполняется 65 лет Интинской ТЭЦ (Республика Коми) – на 5 лет больше, чем самому городу Инте, некогда одному из крупнейших советских шахтерских центров

Энергия региона Повышать энергоэффективность региональной экономики ......................... 10 Дефицит энергоресурсов сегодня – одна из реальностей современной России. О том, что делается органами исполнительной власти, предприятиями энергокомплекса Курганской области в интервью с губернатором Курганской области Олегом БОГОМОЛОВЫМ

Развитие и модернизация ЖКХ в Свердловской области Дан старт модернизации региональной энергетики....................................... 12 О снижении затрат на производство электрической и тепловой энергии и повышении доступности инфраструктуры в интервью министра энергетики и ЖКХ Свердловской области Николая СМИРНОВА

Рейтинг типовых решений для энергосбережения.......................................... 14

Директор по региональному развитию Светлана Пушкарь

О результатах достаточно широкого внедрения в 2013 году на территории Свердловской области энергосберегающего оборудования и приборов

Отдел подписки Евгения Бойко, Юлия Колегова, Елена Кононова, Наталья Королева, Татьяна Купреенкова, Галина Мезюха Тел. +7 (343) 253-89-89, +7 (967) 633-95-67 E-mail: podpiska@tnadzor.ru

Клуб главных энергетиков

Редакция журнала «ЭНЕРГОНАДЗОР» 121099 Москва, Смоленская пл., 3 Тел. 8 (800) 700-35-84, (495) 662-49-17 E-mail: moscow@tnadzor.ru 620017 Екатеринбург, пл. Первой пятилетки Тел./факс (343) 253-89-89 E-mail: еnadzor@tnadzor.ru, tnadzor@tnadzor.ru www.tnadzor.ru Представительство в Тюмени Тел. +7(967) 633-95-58, +7(967) 636-67-13 E-mail: region@tnadzor.ru Представительство в Челябинске Тел. (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

Энергоэффективность

Первые в России и Янтарном крае...................................................................... 15 Заместитель генерального директора калининградского ОАО «Янтарьэнерго» по техническим вопросам Владимир КОПЫЛОВ стал «Инженером года» на конкурсе «Профи-2013» и получил Почетный диплом за снижение аварийности и своевременную и добросовестную подготовку к осенне-зимнему периоду

Как реализовать потенциал снижения потерь................................................ 18 Реализация энергосервисного договора в области модернизации систем учета электроэнергии

Насосная экономика ............................................................................................ 20 Энергоэффективные решения и оборудование для систем водоснабжения и водоотведения

Источники света . ................................................................................................. 22 О развитии рынка в области эффективного энергосберегающего освещения и ближайших перспективах развития светотехники

Закон «споткнулся» об энергоаудит .................................................................. 24 Проблемы энергетического обследования

Технологии и оборудование Важен правильный расчет . ................................................................................ 27 Рекомендации по расчету уставок защиты и автоматики элементов энергосистем среднего напряжения

Электроэрозия подшипников ............................................................................. 28 Причины возникновения электроэрозии подшипников турбоагрегатов

Микросферы против теплопотерь ..................................................................... 31 В текущем сезоне новым трендом стала популярность материалов, в рецептуре которых присутствуют микросферы

Непрерывный контроль ...................................................................................... 32 Об эффективной и безопасной эксплуатации электрооборудования

Увеличение мощности трансформатора . ......................................................... 36 Модернизация систем охлаждения как способ увеличения пропускной способности трансформаторов

Свидетельство о регистрации

Пожарная безопасность

ПИ № ФС 77-43797 от 7 февраля 2011 г. выдано Федеральной службой

В борьбе с огнем поможет порошок . ................................................................. 38

по надзору в сфере связи, информационных технологий и массовых коммуникаций.

Подписано в печать 28 февраля 2014 года. Выход из печати 3 марта 2014 года. Отпечатано в ООО «Астер-Ек+» г. Екатеринбург, ул. Черкасская, 10 ф Тел. +7 (343) 310-19-00 Заказ № 17927 от 27 февраля 2014 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+

№ 3 (55), март, 2014 г.

Противопожарная защита на объектах энергетики

Подготовка персонала Тренажеры нового поколения ............................................................................ 40 О необходимости непрерывной тренажерной подготовки персонала энергопредприятий

Энергеткиа и право Обзор нормативных документов ....................................................................... 42

Служба надзора Модернизация энергообъектов........................................................................... 44 Алмаз НАСЫБУЛЛИН, заместитель руководителя Приволжского управления Ростехнадзора, рассказывает о состоянии безопасности на энергообъектах республики

Стратегия отрасли | Факты, события, комментарии Евразийский стандарт энергоаудитора В соответствии с решением пятой сессии Евразийского совета ЕОЭС, пункт 6 (PS) от 3 октября 2013 года, вступил в силу Евразийский профессиональный стандарт ЕОЭС – «Специалист по энергетическому аудиту» (энергоаудитор).

Общественный совет при Минэнерго В феврале был подписан приказ «Об утверждении состава Общественного совета при Министерстве энергетики Российской Федерации». По словам министра по вопросам Открытого правительства Михаила Абызова, Общественный совет Минэнерго сформирован в соответствии с новыми принципами, обозначенными в майских указах президента, то есть

без участия представителей власти, с обязательной ротацией и представительством основных референтных групп ведомства. «В состав совета вошли независимые, где-то неудобные, но высокопрофессиональные эксперты, представители бизнес–сообщества и общественных организаций, которые будут осуществлять общественный контроль над деятельностью министерства», – прокомментировал министр.

Профессиональный стандарт является первым единым многофункциональным нормативным документом, описывающим в сфере энергетического аудита содержание трудовых функций руководителей и специалистов, необходимых для выполнения данных функций по различным квалификационным уровням, а также ряд других параметров, характеризующих специфику труда. Основную методологическую нагрузку при подготовке единого Евразийского документа взяли на себя представители НИУ МЭИ и профессионального сообщества из России.

Долгосрочная тарифная политика

Россия нацелилась на проведение всемирного конгресса Министр энергетики РФ Александр Новак провел встречу с генеральным секретарем Мирового энергетического совета (МИРЭС) Кристофом Фрайем. В ходе встречи Александр Новак рассказал о намерении России принять участие в борьбе за право проведения Всемирного энергетического конгресса в 2019 году. Глава Минэнерго заверил Кристофа Фрайя в том, что Россия обладает достаточным опытом и ресурсами для организации мероприятия столь высокого уровня. – Наша страна накопила серьезный опыт в организации крупнейших событий: саммитов АТЭС во Владивостоке и «Большой двадцатки» в СанктПетербурге, крупнейших спортивных событий, включая Олимпийские игры в Сочи. И неизменно эти события получали высокую оценку уровня подготовки, – подчеркнул Александр Новак.

Под руководством Председателя Правительства РФ Дмитрия Медведева состоялось совещание по долгосрочной тарифной политике в энергетике.

Кроме того, министр энергетики проинформировал генерального секретаря Мирового энергетического совета о проводимой работе по формированию под эгидой МИРЭС Евразийского комитета, в состав которого войдут государства СНГ и Азиатского региона.

Участники совещания обсудили прозрачность формирования тарифов в ТЭК и необходимость четкой правовой основы для регулирования этого процесса. Также были затронуты темы перекрестного субсидирования и разработки социальной нормы потребления электроэнергии. В ходе общения с журналистами по итогам совещания министр энергетики РФ Александр Новак сообщил, что вопрос индексации на плановую инфляцию долгосрочных тарифов на газ и электроэнергию на период до 2030 года остается открытым и еще будет обсуждаться, прежде чем Правительство примет окончательное решение.

ЭНЕРГОНАДЗОР

ПНГ в России

Энергетическая стратегия РФ

Россия является одним из мировых лидеров по уровню сжигания ПНГ в факелах – только официально сжигается свыше 15 млрд. куб. м газа в год, что составляет около 20–25% от объема добычи. В связи с этим в 2009 году был принят комплекс мер, направленных на повышение уровня утилизации ПНГ до 95%, а в 2013 году введены повышающие коэффициенты к размеру штрафов. Это вынудило нефтяные компании активизировать деятельность в данном направлении. По данным Минэнерго России, уровень утилизации ПНГ в России вырос с 75,5% в 2011 году до 78,6% в 2013 году. В декабре на заседании Правительственной комиссии по ТЭК министр природных ресурсов и экологии Сергей Донской заявил, что инвестиции в проекты по утилизации ПНГ в 2013 году по сравнению с 2012 годом выросли на 50% – до 80,5 млрд. рублей. По состоянию на конец 2013 года российские компании реализовывали свыше 50 крупных инвестиционных проектов, направленных на использование ПНГ. По мнению министра, к 2015 году уровень утилизации ПНГ должен составить 94%.

Первая ласточка «зеленой» энергетики Алтайская Кош-Агачская СЭС станет первым энергообъектом формирующейся сети солнечных электростанций, которая создается в рамках постановления Правительства, направленного на стимулирование использования возобновляемых источников энергии на оптовом рынке электрической энергии и мощности. Строительство первой очереди электростанции (принадлежит компании «Авелар Солар Технолоджи») мощностью 5 МВт будет завершено в третьем квартале 2014 года. Вторую очередь аналогичной мощности введут в строй в 2015 году вместе с присоединением электростанции к сетям. Согласно планам Правительства РФ, к 2020 году суммарная мощность солнечных электростанций должна быть доведена до 1,5 ГВт. Сетевые солнечные электростанции мощностью от 5 до 25 МВт уже проектируются в Оренбургской, Саратовской, Ростовской, Омской областях, в Республике Башкортостан и Республике Алтай.

№ 3 (55), март, 2014 г.

В Аналитическом центре при Правительстве РФ впервые состоялось публичное обсуждение проекта Энергетической стратегии России на период до 2035 года (ЭС–2035). Основные положения проекта ЭС–2035 представили заместитель министра энергетики Алексей Текслер и заместитель генерального директора ФГБУ «Российское энергетическое агентство» Минэнерго России Алексей Кулапин. В обсуждении Энергетической стратегии приняли участие представители государственной власти, крупнейших топливно-энергетических компаний России, ведущих научноисследовательских организаций, в том

числе генеральный директор ГУ ИЭС Виталий Бушуев, член Президиума РАН Алексей Макаров, председатель Комитета по энергетической политике и энергоэффективности РСПП Вагит Алекперов и другие эксперты. Энергетическая стратегия – ключевой документ, определяющий основы государственной энергетической политики в долгосрочном периоде. Именно на ее базе впоследствии будут скорректированы все основные программные документы по развитию отраслей ТЭК страны. Предыдущая версия Энергостратегии (ЭС–2030) была утверждена почти 5 лет назад, версия 2014 года предполагает ее обновление и продление на 5 лет.

Рейтинг должников Специалисты Министерства энергетики РФ разработали методологию для создания рейтингов по показателям платежной дисциплины в энергетике. В основе рейтинга показатель соотношения объема поступивших платежей на розничном рынке электроэнергии к объему фактических обязательств потребителей региона, а также показатель соотношения сальдированной задол-

женности на дату составления рейтинга и текущей динамики платежей. Произведение двух этих параметров станет итоговым коэффициентом, от величины которого будет зависеть место конкретного региона в рейтинге. В зависимости от значения коэффициента предусмотрены оценки по 4-балльной шкале от «плохо» до «отлично». Первый рейтинг уровня платежной дисциплины на розничном рынке электроэнергии будет подготовлен весной нынешнего года.

Стратегия отрасли | Факты, события, комментарии Сетевики о перспективах

Ресурсы Арктики По сообщению пресс-центра ОАО «Газпром», компания «Газпром нефть шельф» начала добычу нефти на Приразломном месторождении на шельфе Печорского моря с извлекаемыми запасами 72 млн. тонн нефти. Это первый в России проект по освоению ресурсов Арктики.

Снижение потерь электроэнергии до 8,79% станет стратегической целью «Россетей» до 2017 года. Такое решение было принято по итогам заседания Научно-технического совета компании, посвященного энергосбережению и энергоэффективности. Как отмечается в сообщении, таких результатов позволит достичь переход к электрической сети нового технологи-

ческого уклада с качественно новыми характеристиками надежности, эффективности, доступности, управляемости и клиентоориентированности. Базовой площадкой для разработки и внедрения инновационных технологий послужит Федеральный испытательный центр ОАО «Россети», призванный стать драйвером инновационного развития в отрасли через проведение исследований, разработку, создание и испытание новых технологий.

Сланцевая нефть в России В январе компания British Petroleum представила «Прогноз развития мировой энергетики до 2035 года», в котором дано видение развития добычи сланцевой и других видов нетрадиционной нефти в мире. По прогнозам компании к 2035 году Россия будет производить 800 тыс. барр. (около 40 млн. тонн) трудноизвлекаемой (сланцевой и других видов) нефти ежегодно, что выведет ее на второе место в мире. Этому способствуют снижение запасов традиционных ресурсов

и принятые законодательные нормы. Так, с сентября 2013 года был обнулен НДПИ на 10–15 лет для четырех залежей трудноизвлекаемой нефти – Баженовской, Абалакской, Хадумской и Доманиковой. По оценкам Минэнерго России, благодаря мерам стимулирования, за весь период разработки трудноизвлекаемой нефти в перспективе до 2032 года бюджет может получить дополнительно около 2 трлн. рублей налогов при дополнительной добыче порядка 326 млн. тонн нефти.

Отгрузка первого танкера с нефтью с данного месторождения ожидается в I квартале 2014 года, проектный уровень добычи – 6 млн. тонн в год. Все технологические операции на месторождении выполняются с морской ледостойкой стационарной платформы «Приразломная». Решение об освоении Приразломного месторождения было принято еще в 1992 году. В 2009 году лицензия на месторождение была переоформлена на ООО «Газпром нефть шельф». Предполагалось, что добыча нефти начнется осенью 2012 года, однако она была перенесена в связи с техническими проблемами на буровой платформе. Отметим, что, согласно лицензионному соглашению, Газпром должен был запустить месторождение до конца 2013 года.

Завершение Ижевского проекта Проект по возведению нового энергоблока ПГУ-230 на старейшей электростанции Удмуртии вступил в финальную стадию. Сегодня на строительной площадке ИжТЭЦ–1 продолжаются монтажные и пусконаладочные работы, а также ведутся испытания основного оборудования. Всего с начала реализации проекта на строительной площадке ПГУ построено пять новых зданий – здание главного и объединенно-вспомогательного корпусов нового энергоблока, здание КРУЭ и две насосные станции. Кроме того, возведены такие объекты, как градирня, компрессорная станция, трансформаторная площадка, баки обессоленной воды. В конце января 2014 года завершилась предпусковая водно-химическая промывка котла-утилизатора парогазового блока. Сейчас специалисты приступили к монтажу водоводов добавочной воды. В феврале начинаются испытания одной из основных частей ПГУ – газотурбинной установки с вращением ее ротора с помощью тиристорного пускового устройства.

ЭНЕРГОНАДЗОР

Цели Европы

Газ и нефть в Китае В начале января информационное агентство Bloomberg со ссылкой на Министерство земельных и природных ресурсов Китая сообщило, что в минувшем году добыча сланцевого газа в стране выросла в 5 раз, достигнув 200 млн. куб. м. А к 2015 году крупные нефтегазовые компании PetroChina и Sinopec Group рассчитывают вместе добывать до 6,5 млрд. куб. м газа в год со сланцевых месторождений. Чтобы достигнуть таких показателей, правительство Китая пообещало ускорить развитие отрасли путем различного рода субсидий. Добыча углеводородов из традиционных месторождений за год также возросла: сырой нефти – на 1,8% (до 210 млн. т), а газа – на 9,8% (до 117,7 млрд. куб. м). К 2030 году Китай планирует, что суммарная добыча нефти и газа удвоится, достигнув 700 млн. т н. э. При этом до трети всей добычи углеводородов будет осуществляться за счет неконвенциональных видов нефти и газа.

Eni уходит из Польши В первой половине января стало известно, что итальянская нефтегазовая компания Eni решила отказаться от идеи добычи сланцевого газа на территории Польши. Среди основных причин прекращения деятельности называются плохие результаты бурения и несовершенство законодательства, регулирующего эту деятельность.

Европейская комиссия представила цели по снижению парниковых выбросов и развитию возобновляемой энергетики до 2030 года. Они развивают цели «20–20–20», определяющие энергетическую политику ЕС в последние годы. Согласно новой инициативе к 2030 году парниковые выбросы в ЕС должны сократиться на 40% от уровня 1990 года. Это не самая амбициозная цель, но она

потребует заметно более результативного функционирования рынка торговли квотами на выбросы. Доля ВИЭ в европейском потреблении энергии должна к 2030 году увеличиться до 27%, но теперь у стран не будет национальных целей по использованию ВИЭ — пока устанавливается только общеевропейская цель. Повышение энергетической эффективности обозначено как один из приоритетов, но без количественных ориентиров.

За что платит потребитель Эксперты Народного фронта решили проанализировать расходы энергетических компаний на фоне скорого введения в России социальной нормы потребления электроэнергии, которая должна приучить население к экономии. «В поле анализа экспертов попали расходы, которые можно с уверенностью назвать роскошными и расточительными: VIP-обслуживание, VIP-приемы, VIP-изделия и иные госзакупки с приставкой VIP за 2013–2014 годы. Наибольшие траты энергетических компаний, выявленные по этим статьям, связаны с обслуживанием пассажиров в залах повышенной комфортности в аэропортах», – пояснили журналистам

в пресс-службе ОНФ. «История с VIPзалами – достаточно небольшая иллюстрация, но она отражает тенденцию и наглядно демонстрирует необходимость серьезного анализа экономической эффективности энергокомпаний, а в перспективе – изменения порядка тарифообразования с более глубоким аудитом затрат, произведенных организациями», – цитирует пресс-служба активиста ОНФ, зампреда комитета Госдумы по экономической политике Виктора Климова. По мнению депутата, пока тарифы считаются от фактических затрат, менеджмент будет щедро тратить и всегда обосновывать это перед региональными энергетическими комиссиями.

Ранее от реализации аналогичных проектов здесь отказались компании ExxonMobil, Marathon Oil и Talisman Energy. Тем не менее в Польше пока остаются Chevron и ConocoPhillips, которые продолжат попытки наладить здесь добычу сланцевых углеводородов.

№ 3 (55), март, 2014 г.

Стратегия отрасли | Потребление энергоресурсов

Кто оплатит долги По состоянию на декабрь 2013 года задолженность потребителей розничных рынков перед энергосбытовыми компаниями и гарантирующими поставщиками (ГП) составила 164,5 млрд. рублей, задолженность последних перед продавцами на оптовом рынке – 71,1 млрд. рублей (с учетом просроченной задолженности). Андрей Романчук, начальник управления энергоэффективности ОАО «ЭСК РусГидро» (Москва)

о данным «Национальной службы взыскания», объем задолженности за жилищно-коммунальные услуги в России в 2013 году составит порядка 886 млрд. руб. Рост задолженности с 1 января 2013 года оценивается в 33%, или 222 млрд. руб. в денежном выражении (с 664 млрд. руб. на 1 января 2013 года). В представленных данных под задолженностью за жилищно-коммунальные услуги понимается задолженность конечных потребителей (физических лиц, промышленных предприятий, предприятий сельского хозяйства, бюджетных потребителей, иных хозяйствующих субъектов) перед поставщиками коммунальных ресурсов и услуг – ресурсоснабжающими организациями и управляющими компаниями, а также долги предприятий ЖКХ перед поставщиками энергоресурсов. Взаимные долги ресурсоснабжающих компаний в сумме задолженности не учитываются.

Какие меры предпринимаются С июля 2013 года ужесточились требования на оптовом рынке электрической энергии. Теперь гарантирующим поставщиком электроэнергии предоставляются ежемесячные банковские гарантии на весь объем потребления. Данное изменение позитивно скажется на платежной дисциплине ГП на ОРЭМ, но в то же время долговое бремя, связанное с ростом объема

просроченной дебиторской задолженности потребителей электроэнергии, ляжет тяжелым бременем на гарантирующих поставщиков, ведь теперь им приходится дополнительно кредитоваться, тратя средства не только на банковскую гарантию, а еще и на покрытие долговой ямы. Объем долгов на рынке тепловой энергии примерно в два-три раза превышает сумму задолженности на розничном рынке электроэнергии (ориентировочно 273,4 и 139 млрд. рублей соответственно). Эксперты отрасли вполне обоснованно предполагают, что система финансовых гарантий, которая сейчас действует на оптовом рынке электроэнергии и мощности, должна быть распространена на розничные рынки электроэнергии. Действующие правила накладывают чрезвычайно строгие обязательства по платежам на энергосбытовые компании, не подкрепляя это правами предъявлять такие же жесткие требования к потребителям в рознице. По мнению НП «Совет рынка», сбои в платежах на розничных рынках могут привести к невозможности производителей электроэнергии своевременно осуществлять ремонт генерирующего оборудования (ГО), оплачивать топливо в полном объеме и осуществлять подготовку к осенне-зимнему периоду. Кроме того, несвоевременная оплата электроэнергии потребителями розничных рынков может привести к ограничению или прекращению энергоснабжения потребителей, лишению статуса ГП организаций, поставляющих электроэнергию розничным потребителям, и соответственно нарушению всей системы надежного обеспечения потребителей розничных рынков, возникновению аварийных ситуаций в ЕЭС России и др. В конце 2013 года Правительством РФ внесен в Государственную Думу законопроект № 348213-6 «О внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации в связи с укреплением платежной дисциплины потребителей энергоресурсов». Закон принят в первом чтении. В случае принятия закона потребитель за несвоевременную оплату электроэнергии обязан будет заплатить неустойку в размере 17,7% от суммы долга за каждый день просрочки. Предлагаемый размер 1/170 ставки рефинансирования ЦБ РФ за каждый день просрочки платежа будет соответствовать средней ставке краткосрочного потребительского кредита (17,7% годовых).

ЭНЕРГОНАДЗОР

Как следует из заключения Комитета Государственной Думы по энергетике, по проекту Федерального закона № 348213-6, размер законной неустойки 1/170 ставки рефинансирования ЦБР за каждый день просрочки платежа (17,7%) существенно сократит мотивацию к несвоевременной оплате, поскольку ставка приближена к средней ставке краткосрочных кредитов для потребителей. В проекте предложено также уточнить действующие нормы, направленные на внедрение системы гарантий оплаты потребителей, ограничение режима потребления которых может привести к негативным экономическим, экологическим, социальным последствиям. Предполагается, что категории таких потребителей определит правительство, а конкретный адресный список сформируют регионы. Рассматривая данный вопрос, не стоит забывать, что значительная часть задолженности на розничных рынках электроэнергии приходится на долю «неотключаемых» потребителей. Необходимо на законодательном уровне предусмотреть требования ко всем организациям, включая ресурсоснабжающие организации, управляющие организации, ТСЖ, ЖСК и др., о необходимости гарантий по оплате потребленных энергоресурсов. Необходимо также предусмотреть, как инструмент обеспечения исполнения обязательств по оплате потребленных коммунальных услуг, механизм авансового платежа, стимулируя потребителей к исполнению своих обязательств. 31 декабря 2013 года в Государственную Думу внесен законопроект № 421437-6 «О внесении изменений в Федеральный закон «О кредитных историях» и отдельные законодательные акты Российской Федерации». Предлагаемые ПФЗ изменения дают право организациям, в пользу которых имеются вступившие в законную силу решения суда о взыскании денежных сумм по гражданскоправовым договорам. Соответственно долги перед РСО и предприятиями ЖКХ могут войти в кредитную историю, однако только после соответствующего решения суда о взыскании. В ноябре 2013 года на очередном пленарном заседании Совета Федерации выступил представитель в верхней палате парламента Виктор Рогоцкий. В своем выступлении Рогоцкий также предложил энергетикам задуматься над созданием собственной организации, представляющей заинтересованным организациям данные о наличии или отсутствии у гражданина или организации просроченной задолженности по оплате коммунальных ресурсов. По итогам пленарного заседания председатель Совета Федерации Валентина Матвиенко поручила Рабочей группе по мониторингу практики применения Федерального закона от 23 ноября 2009 года № 261-ФЗ «Об энергосбережении и о повышении эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации» (к ведению которой, в том числе с недавнего времени, относятся

№ 3 (55), март, 2014 г.

вопросы энергетики и ЖКХ) совместно с Комитетом Совета Федерации по федеративному устройству, региональной политике, местному самоуправлению и делам Севера, Комитетом Совета Федерации по экономической политике и Комитетом Совета Федерации по социальной политике рассмотреть вопрос о неплатежах за потребленные энергоресурсы с целью выработки мер по их устранению. Создание отраслевых инструментов мониторинга ситуации с платежной дисциплиной в субъектах Российской Федерации особенно важно в свете озвученной на заседании Правительственной комиссии по развитию СКФО инициативы министра энергетики РФ Александра Новака по установлению показателя уровня расчета за топливно-энергетические ресурсы для оценки эффективности деятельности руководителей федеральных органов исполнительной власти и высших должностных лиц регионов. В декабре 2013 года в ходе состоявшегося в Совете Федерации Федерального собрания Российской Федерации заседания «круглого стола» на тему «Информационная политика в энергетике. Общественные и социальные инициативы» ОАО «ЭСК РусГидро» выступило с инициативой проведения федерального конкурса «Надежный партнер», призванного стимулировать различные группы потребителей к своевременной и полной оплате за потребленные энергетические ресурсы. Федеральный конкурс «Надежный партнер» и рейтинг должников в ТЭК и ЖКХ – «Безнадежный партнер», по мнению участников заседания, вполне могут стать одним из наиболее эффективных инструментов стимулирования потребителей и мониторинга практики применения федерального законодательства в субъектах Российской Федерации с последующей подготовкой предложений по внесению изменений в действующую нормативную базу.

Стратегия отрасли | Третий энергопакет

Вашингтонский консенсус Россия собирается в ближайшее время судиться по Третьему энергопакету. Ответчиком будет Евросоюз, а иск подадут в течение первого квартала нынешнего, 2014 года. Будет ли подобная мера эффективной? C этими и другими вопросами мы обратились к председателю Комитета Госдумы по энергетике Ивану ГРАЧЕВУ.

–Д

умаю, в сочетании с другими различными действиями, она пользу принесет. Главное – не сидеть сложа руки и постоянно этот вопрос ставить. Обратиться с иском в суд ВТО предложил, как я помню, в марте прошлого года бывший министр экономического развития Андрей Белоусов. Министр, имевший, цитирую одно либеральное издание, «содержательные разногласия по вопросам экономического курса с большей частью правительственных ведомств». Предполагаю, что и это предложение в свое время восторга у них не вызвало. Но оно актуально. И хорошо, что сейчас об этом вспомнили – надеюсь, не забудут. Нужно достучаться до Евросоюза, а для этого, повторяю, предпринимать следует множество усилий на всех уровнях. Тут и форум стран-экспортеров газа – на последнем, как мы помним, тема тоже бурно обсуждалась – участники употребили даже термин «защита от дискриминационных ограничений». Рано или поздно общими усилиями механизмы такой защиты будут выработаны. На уровне парламентов мы тоже постоянно эту проблему поднимаем. – Кстати, в последней декаде января подписан итоговый протокол встречи по созданию Межпарламентской рабочей группы Россия – ФРГ по энергетике…

К сведению Еврокомиссия подала иск в Европейский суд юстиции против Ирландии за невыполнение требований Третьего энергопакета в области электроэнергетики. Об этом объявил официальный представитель Еврокомиссии Алехандро Узурун. Если иск будет удовлетворен, то Ирландии придется выплачивать штраф в размере 20 358 евро в день, который будет взиматься до тех пор, пока она не выполнит все условия энергопакета. По заявлению Еврокомиссии, гражданам Ирландии до сих пор не предоставлен достаточный конкурентный уровень выбора поставщиков электроэнергии. В ЕК напоминают, что эту норму о либерализации европейского энергорынка необходимо было выполнить еще к марту 2011 года. Третий энергопакет ЕС – это блок законодательных актов, направленных на повышение конкуренции в энергетике Евросоюза. Он, в частности, включает такие меры как принудительное отделение компаний-производителей электричества и энергоресурсов от собственников и операторов транспортных и распределительных энергосистем (газопроводов, линий электропередач, распределительных электросетей).

– Да, подписан. И в протоколе обеими сторонами выражено понимание необходимости эволюции «третьего пакета». И отмечено, что сейчас он создает трудности развитию энергетического сотрудничества. По-другому быть не может. Не может в изменчивом мире долго просуществовать наставление, отстоящее на порядочном расстоянии от практики. Все это начинает походить на идолопоклонство. Между тем «третий пакет» никакая не аксиома. Если углубляться в его историю, то в принципе это лишь спроецированный на энергетику Вашингтонский консенсус. В период торжества фундаментального либерализма утверждалось, будто обязательно следует дробить. Дробить на отдельные структуры – генерирующие, транспортирующие, передающие. Однако реальная практика в той же Европе быстро показала, что под это дело в большие проекты никто не хочет вкладываться. Для того же Трансадриатического проекта (а это не наш проект) потребовались срочно изъятия из «пакета». Потому что идея абсолютно дикая – поставщик газа, даже если он один, занять имеет право не больше полтрубы... – Практически на каждом саммите Россия–ЕС именно Третий энергопакет становится основной темой противоречий… – Любая неверная аксиома оборачивается камнем преткновения. Не может быть одностороннего заявления, какой закон правильней – наш или Третий энергопакет. Президент России на недавнем саммите по сути это и заявил, что должны искать взаимоприемлемое решение. Думаю, работа, проводимая комитетом по энергетике, соответствует такой позиции.

ЭНЕРГОНАДЗОР

Календарь | Юбилей компании

Тепло и свет Приполярья 31 марта 2014 года исполняется 65 лет Интинской ТЭЦ (Республика Коми) – на 5 лет больше, чем самому городу Инте, некогда одному из крупнейших советских шахтерских центров.

Интинская ТЭЦ 169849 Республика Коми, г. Инта, ул. Кирова, 2 Тел. (82145) 71-359, 6-41-34 Факс 7-13-29 E-mail: office-itec@ ies-holding.com

№ 3 (55), март, 2014 г.

о появления Интинской ТЭЦ местные шахты снабжались электричеством от локомобилей, а позднее от ТЭС-1. Однако этой мощности оказалось недостаточно, и было принято решение о строительстве еще одной ТЭЦ. Работы начались 10 апреля 1948 года, и уже 31 марта 1949 года первый генератор был включен в работу. Эта дата считается официальным днем рождения Интинской ТЭЦ. Изначально основное оборудование было представлено лишь двумя паровыми котлами общей производительностью 60 т/час и двумя турбоагрегатами (500 кВт и 9 300 кВт). Впрочем, уже через три года начинается строительство 2-й, а затем и 3-й очередей. Появляются новые котлы и турбины, плотина, бойлерная, химводоочистка… Сегодня установленная электрическая мощность Интинской ТЭЦ – 18 МВт, тепловая мощность – 171 Гкал/ч. На балансе предприятия 47,7 километра тепловых сетей. На станции трудятся 258 человек. Это одно из самых стабильных городских предприятий, которое не только выплачивает своим сотрудникам достойную заработную плату, но и обеспечивает высокий уровень социальных гарантий. Поэтому проблем с текучестью кадров здесь нет, а многие работники представляют три-четыре поколения энергетических династий. ИТЭЦ является производственным подразделением Коми филиала ОАО «ТГК-9» и входит в состав крупнейшей частной энергетической компании страны – КЭС Холдинга. Полностью за счет средств компании в 2011 году в Инте был реализован инвестиционный проект, реальный экономический эффект от которого горожане ощутили, как говорится, на своих кошельках. Третий микрорайон, снабжавшийся теплом от убыточной муниципальной котельной, был подключен к теплосетям Интинской ТЭЦ. Угольная котельная, оборудование которой давно устарело, была закрыта. А тариф на отопление

для жителей 3-го микрорайона уменьшился более чем в 1,5 раза! Еще один социально значимый, хотя и технически сложный, проект был реализован летом 2013 года. Станция впервые провела гидравлические испытания и ремонт тепловых сетей, ни на день не прекращая подачу потребителям горячей воды. Как рассказал технический директор – главный инженер Интинской ТЭЦ Газретали Оруджов, для этого была внедрена новая схема циркуляции сетевой воды: установлен насос малой производительности, проложены дополнительные участки трубопровода. Кроме того, была разработана специальная система опрессовок с поочередным отключением магистралей. По словам директора Коми филиала Артема Голобокова, тренд на снижение сроков сокращения перерывов в теплоснабжении уже рассматривается как одна из основ политики государства в регулировании деятельности по теплоснабжению. Производственная программа, реализуемая ИТЭЦ, как раз является примером того, что «делать нужно сейчас, не дожидаясь, когда это будет обязательным». В 2014 году практика сокращения сроков отключения горячего водоснабжения будет продолжена. Правда, короткий перерыв все же неизбежен, так как ТЭЦ предстоят испытания трубопроводов на тепловые и гидравлические потери, которые проводятся раз в 5 лет. Еще одна задача, которую ставят перед собой теплоэнергетики Приполярья, – это выстраивание эффективных отношений с конечными потребителями – собственниками жилых помещений. С 2013 года филиал ОАО «ТГК-9» Коми внедряет в Инте систему прямых расчетов за тепло. На сегодняшний день более 60% жильцов многоквартирных домов оплачивают тепловую энергию напрямую, минуя управляющие компании. Это во многом помогло решить проблему дебиторской задолженности. В ближайших планах компании – перевод на прямые расчеты 100% жилого фонда. А это означает и другую меру ответственности за качество теплоснабжения, и иную, нежели сейчас, систему отношений с собственниками жилых помещений. Проще говоря, компания, которая ранее отвечала за качество ресурса, поставляемого «до наружной стены дома», теперь должна «зайти внутрь», выявить и совместно с обслуживающими организациями устранить все слабые места во внутридомовых системах теплоснабжения. Это потребует от специалистов ИТЭЦ в первую очередь мобилизации собственных ресурсов, адаптации к новым реалиям. Впрочем, вся 65-летняя история предприятия, высокий уровень профессиональной подготовки персонала и большой опыт реализации инвестиционных проектов говорят о том, что эти задачи будут решены успешно. Р

Энергия региона | Курганская область

Повышать энергоэффективность региональной экономики Дефицит энергоресурсов сегодня – одна из реальностей современной России. О том, что делается органами исполнительной власти, предприятиями энергокомплекса, мы спросили у губернатора Курганской области Олега БОГОМОЛОВА. генерации – Курганской ТЭЦ-2 электрической мощностью 222 МВт и тепловой 250 Гкал/час. В текущем году строительство станции завершено. Считаю, Курганская ТЭЦ-2 стала одним из самых удачных примеров государственночастного партнерства в сфере энергетики области за последние годы. Строительство станции произведено за счет собственных средств группы компаний «Интертехэлектро» и привлеченных средств Чешского экспортного банка, а схема выдачи тепловой мощности станции строилась за счет средств Инвестиционного фонда РФ и бюджета Курганской области. С пуском ТЭЦ-2 обеспеченность региона собственной электроэнергией ожидается на уровне 80%.

Курганская ТЭЦ-2 стала одним из самых удачных примеров государственночастного партнерства в сфере энергетики

– Олег Алексеевич, как вы оцениваете состояние энергетических объектов, обеспечивающих работу промышленных предприятий на территории Зауралья? – Мы являемся составной частью объединенной энергосистемы Урала, и до 95% сетей у нас объединяют два предприятия – ОАО «ЭнергоКурган» и ОАО «Курганэнерго». Компании осуществляют передачу электрической энергии по распределительным сетям напряжением 0,4–110 кВ. Особенностью же энергетического комплекса Курганской области являлся недостаточный объем собственного производства электроэнергии в регионе. До настоящего времени единственным крупным источником производства электроэнергии была действующая Курганская ТЭЦ – ОАО «Курганская генерирующая компания», которая обеспечивает порядка 46% потребляемой электроэнергии. Говорю в прошедшем времени, потому что сейчас ситуация изменилась. В 2007 году ООО «Интертехэлектро – Новая генерация» (Москва) приступило к возведению нового объекта

– Насколько активно курганские энергетики обеспечивают инфраструктурную поддержку экономическому росту в регионе? – В Зауралье уже несколько лет сохраняется положительная динамика роста технологического присоединения к электрическим сетям новых потребителей. Энергетики прикладывают все усилия для того, чтобы обеспечить растущие потребности региона в энергетических мощностях. Так, за 2012 год ОАО «Курганэнерго» и ОАО «ЭнергоКурган» присоединили 2 949 энергопринимающих устройств мощностью 48 817 кВт, а годом ранее – 1 578 энергопринимающих устройств мощностью 20 729 кВт. За восемь месяцев этого года присоединено 1 873 потребителя общей мощностью 29 090 кВт. При Департаменте промышленности, транспорта, связи и энергетики создана комиссия по развитию электроэнергетики и технологическому присоединению на территории Курганской области. В ее состав вошли представители органов исполнительной власти и местного самоуправления, организаций энергетического комплекса, а также отраслевых союзов и ассоциаций – промышленников, аграриев, строителей и предпринимателей. Этот коллегиальный орган призван обеспечить взаимодействие органов власти, энергокомпаний и юридических лиц, занимающихся бизнесом на территории региона. Комиссия рассматривает и решает возникающие вопросы технологического присоединения к сетям и необходимого сетевого строительства.

ЭНЕРГОНАДЗОР

– Достаточны ли, на ваш взгляд, объемы инвестиций, темпы строительства и реконструкции энергообъектов в регионе? – Ежегодно предприятия энергетики на территории Курганской области реализуют инвестиционные программы. Объем вложений значительный. Так, в 2013 году инвестиционная программа ОАО «Курганэнерго» и ОАО «ЭнергоКурган» составляет 756,5 млн. рублей, в 2012 году было освоено более миллиарда рублей, а в 2011 году – 1,4 млрд. рублей. Эти средства направляются на строительство и реконструкцию подстанций и воздушных линий различного класса напряжений, систем релейной защиты и аварийной автоматики. Благодаря этому улучшаются технико-экономические показатели работы энергосистемы: снижается недоотпуск электроэнергии потребителям, уменьшаются ремонтные затраты, сокращается количество отказов оборудования. В результате повышается надежность энергоснабжения потребителей Курганской области и сохраняется существующий вектор развития. – Какие предприятия Курганской области активно реализуют программы по модернизации своего энергетического хозяйства, а также по внедрению энергосберегающих технологий и оборудования? – Модернизация предприятий с внедрением энергосберегающих технологий ведется в Курганской области достаточно уверенно. Более того, новые производства, которые появляются у нас, уже изначально ориентированы на это. Так, мы запустили франко-российский завод по изготовлению промышленной дроби «Вилабратор Аллевар Курган», который стал первой производственной площадкой холдинга Wheelabrator Allevard (Франция) в России, где активно используются последние инновационные разработки в области энергосбережения. Производственное оборудование интегрировано в высокотехнологический комплекс, отличающийся минимальной экологической нагрузкой. В производственных корпусах этого предприятия для обогрева широко используются инфракрасные излучатели с высокой эффективностью и малым расходом энергии. Отмечу, что сегодня 26,5% валового регионального продукта формируется за счет промышленности. Руководители курганских предприятий в полной мере осознают необходимость сокращения энергоемкости производства, ведется планомерная работа по обновлению устаревшего технологического оборудования и освоению выпуска менее энергоемкой продукции. Активно ведет политику рационального потребления электроэнергии ОАО «Курганмашзавод», в 2011–2013 годах затраты на это запланированы в объеме 46,1 млн. рублей, экономия энергоресурсов составит более 1 810 тонн условного топлива. ОАО «ШААЗ» проведены мероприятия по снижению удельной нормы расхода электро-

№ 3 (55), март, 2014 г.

энергии на выработку тепловой энергии при оптимизации графика поддержания параметров тепловой сети. Проведены мероприятия по установке частотных преобразователей для управления приводами тягодутьевых машин (ТДМ) паровых котлов. ОАО «Синтез» осуществляется применение частотного регулирования на приводах насосов артезианской насосной станции и насосов на очистных сооружениях. Ведется замена подземных стальных трубопроводов водоснабжения на полиэтиленовые. Реализация данных мероприятий рассчитана на период 2010–2016 годов, затраты составят 21,1 млн. рублей. Экономия энергоресурсов – более 200 тонн условного топлива. ОАО «Завод Старт» на 2011–2020 годы запланирована реконструкция системы отопления предприятия, планируется освоить 43,3 млн. руб. со сроком окупаемости затрат 5,6 года. Экономия энергоресурсов при этом составит 1 400 т у.т. ЗАО «Далур» на 2011–2020 годы запланирован переход на автоматизированную информационно-измерительную систему коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ), что позволит рационально использовать электроэнергию, стоимость реализации данного проекта – 16,5 млн. рублей. В настоящий момент преференции у нас оказываются малому и среднему бизнесу, где внедряются энергосберегающие технологии. Идет субсидирование затрат, связанных с проведением энергетических обследований, с реализацией программ по энергосбережению, включая затраты на приобретение и внедрение инновационных технологий, оборудования и материалов. Конечно, в энергетике Курганской области возникают проблемы, но они все – решаемые. Самое главное, что есть понимание существующих проблем с руководством предприятий энергетического комплекса области, и совместная конструктивная работа позволит воплотить в жизнь намеченные планы.

Развитие и модернизация ЖКХ в Свердловской области

Дан старт модернизации региональной энергетики Современная энергосистема Свердловской области сегодня озадачена обеспечением конкурентоспособности предприятий и высокого уровня комфорта жителей региона. С этой целью необходимо увеличивать, прежде всего, надежность энергоснабжения потребителей. Эффективность же работы энергетического комплекса планируется достичь путем снижения затрат на производство электрической и тепловой энергии и повышения доступности инфраструктуры, считает министр энергетики и ЖКХ Свердловской области Николай Смирнов. – Николай Борисович, что сегодня делается для развития нашей региональной энергосистемы? – На 1 января 2013 года суммарная установленная мощность электростанций энергосистемы Свердловской области составила 9 727,4 МВт. По мощности это четвертая энергосистема в Российской Федерации. При этом ее надежность снижается вследствие высокого физического износа и значительного количества морально устаревшего оборудования. Согласно «Схеме и программе развития электроэнергетики Свердловской области на 2014–2018 годы и на перспективу до 2023 года», утвержденной постановлением правительства Свердловской области № 540-ПП от 30 апреля 2013 года, на территории Свердловской области запланирована масштабная реконструкция электроэнергетического комплекса. Так, по принятой программе до 2018 года будет выполнен следующий объем мероприятий: – ввод 2 610 МВт высокоэффективных генерирующих мощностей; – вывод 1 745,5 МВт устаревшего генерирующего оборудования; – строительство новых ВЛ и КЛ 110- 220–500 кВ, общей протяженностью более 500 км; – реконструкция ВЛ и КЛ 110–500 кВ общей протяженностью более 200 км; – строительство 14 ПС 110-220–500 кВ с установкой более 1 200 МВА новых трансформаторных мощностей. При этом объем капитальных вложений составит около 400 млрд. рублей. – В каких направлениях работает министерство энергетики и ЖКХ Свердловской области по реализации долгосрочной стратегии развития топливно-энергетического

комплекса Свердловской области на период до 2020 года? – Одним из важных стратегических направлений развития энергетического комплекса Свердловской области является диверсификация топливной базы региона. В нашем регионе есть потенциал для частичного замещения привозных топливно-энергетических ресурсов местными видами топлива, в первую очередь это касается торфа. Наиболее перспективно использование торфа и продуктов его переработки в ресурсном обеспечении развития малой и распределенной генерации. Эффективность возвращения торфа в энергобаланс определяется возможностями новых технологий его сжигания, в том числе его газификацией. Особо следует отметить наличие нового для Свердловской области внутреннего энергоресурса – природного газа. Возможности его добычи оцениваются в 1,5–2 млрд. куб. м в год. В качестве специфических видов топлива для решения ограниченных локальных задач по энергоснабжению могут рассматриваться отходы лесопереработки (опилки, щепа). Таким образом, вовлечение местных видов топлива в топливный баланс Свердловской области в перспективе позволит решить целый ряд задач, в том числе обеспечить реальную диверсификацию ресурсной базы региональной энергетики, возможности развития малой распределенной генерации, особенно в отдаленных районах области.

ЭНЕРГОНАДЗОР

Перспективы развития атомной энергетики в Свердловской области связаны в первую очередь со строительством блока БН-800, а в последующем и блока БН-1200 на Белоярской АЭС. Формирование перспективной структуры энергетического топлива должно сопровождаться минимизацией затрат на его получение, особенно в части угля, диверсификацией, использованием новых возможностей малой и распределенной генерации, энергетических технологий на торфе, других возобновляемых ресурсов и оптимизацией энергетических режимов. – Какие еще задачи осуществляются с целью создания новой региональной энергетики? – Схема и программа развития электроэнергетики Свердловской области затрагивают вопросы не только большой, но и малой, и распределенной энергетики. Несмотря на то, что наш регион является одним из крупнейших производителей и потребителей энергоресурсов в Российской Федерации, малая энергетика здесь развита пока слабо. Она практически не оказывает влияния на развитие энергосистемы и экономики региона. За последние 15 лет перечень всех объектов малой энергетики, запущенных в эксплуатацию, составил 21 мини-ТЭЦ (на базе когенерационных агрегатов суммарной установленной электрической мощностью 50.6 МВт). Это менее одного процента от установленной мощности Свердловской энергосистемы. Между тем в регионе имеется ряд населенных пунктов, удаленных от сетей централизованного электроснабжения, с малой численностью населения. Для решения задач по повышению уровня его комфортного проживания целесообразно рассматривать возможность электроснабжения от объектов малой энергетики, в том числе и на местных видах топлива. – Какие меры предпринимаются для обеспечения энергобезопасности и сохранения энергетической независимости региона? – В соответствии с постановлением регионального правительства от 28 июля 2008 года № 769 создан Штаб по обеспечению безопасности электроснабжения Свердловской области, который на постоянной основе осуществляет мониторинг обстановки в энергетике региона, проводятся проверки готовности объектов энергетики к осенне-зимнему периоду. В целях недопущения чрезвычайных ситуаций и обеспечения безопасности электроснабжения осуществляется постоянный мониторинг оперативной обстановки. Системный характер носит работа по категорированию объектов ТЭК на территории области по антитеррористической защищенности. По материалам спецвыпуска Комитета по энергетике СОСПП «Энергоэффективность: комплексный подход, системные решения»

№ 3 (55), март, 2014 г.

Свыше 2 миллиардов рублей – на развитие ЖКХ На заседании правительства Свердловской области утверждено постановление, в котором определен объем субсидий муниципалитетам из бюджета области по госпрограмме «Развитие жилищнокоммунального хозяйства и повышение энергетической эффективности в Свердловской области до 2020 года». В частности, речь идет о пяти подпрограммах: благоустройство дворовых территорий (1000 дворов), развитие газификации населенных пунктов, повышение энергоэффективности, в том числе реализация пилотных проектов комплексной модернизации систем ЖКХ, реализация мероприятий по переселению граждан из ветхого и аварийного жилья, модернизация лифтового хозяйства в многоквартирных домах. – По результатам отборов муниципальных образований на право получения субсидий из областного бюджета, проведенных министерством энергетики и жилищно-коммунального хозяйства, а также в соответствии с порядками и условиями предоставления субсидий был определен перечень муниципалитетов, – рассказал министр энергетики и ЖКХ региона Николай СМИРНОВ. – Субсидии на выполнение мероприятий по благоустройству дворовых территорий, подпрограмма 1000 дворов, будут предоставлены 16 муниципальным образованиям в Свердловской области на общую сумму 62 млн. рублей. На мероприятия по газификации девяти муниципалитетов, с учетом перевода угольных котельных на газ и газификации жилого фонда, запланировано 250,24 млн. рублей. Софинансирование из областного бюджета программ по энергоэффективности составит 1,267 млрд. рублей, это мероприятия в 21 муниципальном образовании. На формирование жилищного фонда для переселения граждан из ветхого и аварийного жилья в 12 территориях будет направлено 482,276 млн. И на модернизацию лифтового хозяйства – 109,476 млн. рублей. Всего субсидии распределены в объеме 2,171 млрд. рублей. По поручению губернатора и председателя правительства области из документации, представленной муниципалитетами, мы выбирали мероприятия, направленные на повышение качества жизни населения области за счет снижения затрат на оплату жилищно-коммунальных услуг, на сокращение потерь энергоресурсов, на снижение нагрузки на жителей по оплате используемых энергоресурсов. Так, к примеру, экономический эффект только от ликвидации ветхих тепловых сетей за счет частичного перевода жилого фонда с центрального на индивидуальное газовое отопление, а также за счет перевода угольных котельных на газ в 2014 году запланирован на уровне 29,5 млн. рублей. Председатель правительства Свердловской области Денис ПАСЛЕР обратил внимание на то, что реализация пилотных проектов по комплексной модернизации систем ЖКХ уже дала положительные результаты в таких проблемных муниципальных образованиях, как, к примеру, Белоярский городской округ. – Однако необходимо усилить работу по недопущению коммунальных аварий, таких как в Сухом Логу. Такое поручение дал нам губернатор области. Необходимо, чтобы каждая из подпрограмм, которые мы принимаем, работала на предотвращение, на недопущение аварийных ситуаций, – сказал глава областного кабмина.

Развитие и модернизация ЖКХ в Свердловской области

Рейтинг типовых решений для энергосбережения Наконец-то завершается установка общеобъектных приборов учета, предусмотренная Федеральным законом № 261-ФЗ от 23 ноября 2009 года «Об энергосбережении…». Установлено 100% приборов на объектах бюджетной сферы. Перевалила за 70% установка приборов учета в многоквартирных жилых домах. Спадает накал страстей по решению этих вопросов. Что же дальше? А дальше, в соответствии с тем же 261-ФЗ, должно быть энергосбережение. А это значит, что наступает эпоха внедрения энергосберегающих технологий. В прошедшем 2013 году, наверное, впервые на территории Свердловской области достаточно широко происходило внедрение энергосберегающего оборудования и приборов. Самое время определить рейтинг эффективности этих решений. Автоматизация потребления тепла

Алексей НЕПЛОХОВ, директор ООО НПП «ЭЛЕКОМ»

На первое место по эффективности можно поставить систему автоматического регулирования потребления тепла (САРТ) на нужды отопления в индивидуальных тепловых пунктах потребителей. САРТ управляет теплопотреблением в зависимости от температуры наружного воздуха, дней недели и зон суток с учетом индивидуальных особенностей объекта. Использование САРТ позволяет снизить потребление тепла объектом в среднем на 30% и повысить комфортность внутриобъектного климата. На практике бывали случаи, когда подобные системы снижали потребление тепла на величину до 70%! А если учесть, что стоимость такой системы сегодня сравнима со стоимостью узла учета тепла, то эффективность ее применения становится максимальной.

Автоматизация уличного освещения На второе место мы поставим такое решение, как система автоматического управления наружным (уличным) электроосвещением населенных пунктов. Система имеет исполнения для локальных и распределенных (диспетчерских) систем управления освещением. Система выполняет учет электропотребления и управление линиями наружного освещения по графику или дистанционно по командам из диспетчерской, контроль состояния оборудования, прием и передачу данных. Использование системы позволяет снизить потребление электроэнергии на 20–40% и повысить оперативность реагирования на аварийные ситуации.

ООО НПП «ЭЛЕКОМ» 620026 Екатеринбург, ул. Луначарского, 212 Тел. 8 (343) 257-40-42 (многоканальный) elecom@elecom-ural.ru www.elecom-ural.ru

Автоматизация электропривода насосов На третье место по эффективности выходит система управления электродвигателями насосов в системах водоснабжения. Система выполняет плавный пуск, останов и регулирование вращения двигателя в функциях времени или давления воды в трубопро-

воде, а также защиту двигателя от перегрузок. Благодаря ее использованию достигается экономия электроэнергии в размере 10 – 30% и увеличивается срок службы электродвигателей. Вышеописанные типовые решения для энергосбережения (наряду с типовыми решениями для учета воды, тепла и электроэнергии) выпускаются сегодня предприятием «ЭЛЕКОМ» в виде модулей, которые представляют собой собранные, проверенные и настроенные изделия, полностью готовые к работе и соответствующие требованиям нормативной документации. Каждое изделие проходит соответствующие испытания и автономную проверку на работоспособность, имеет паспорт и инструкцию по монтажу и эксплуатации. Модули оснащаются GSM-модемами для подключения к автоматизированной системе сбора данных и управления ЭЛЕКОМ-ИНФОРМ (или ей подобной), что позволяет осуществлять дистанционный контроль исправности оборудования и параметров теплопотребления, автоматизировать формирование отчетов для энергоснабжающих организаций, снижать время простоя оборудования. Достоинствами применения модулей являются: • малые сроки проектирования и монтажа, так как на объекте выполняется только подключение; • низкая стоимость проекта и монтажа, так как объем работ на объекте минимален; • простота монтажа (для него не требуется квалифицированный персонал); • инвестиционная привлекательность, связанная с высокой ликвидностью изделий; • высокое качество, обеспеченное изготовлением в условиях производственного цеха. Применение типовых модульных решений на объектах позволяет оперативно и экономно вести учет и энергосбережение. 22-летний опыт, сертифицированные услуги, качество ИСО 9001, авторизованный сервис и рекомендации самых уважаемых клиентов дают возможность предприятию «ЭЛЕКОМ» предлагать решения для энергосбережения с оптимальным соотношением цена/качество. Р

ЭНЕРГОНАДЗОР

Клуб главных энергетиков | ОАО «Янтарьэнерго»

Первые в России и Янтарном крае… «Инженером года» на конкурсе «Профи-2013» стал заместитель генерального директора калининградского ОАО «Янтарьэнерго» по техническим вопросам Владимир КОПЫЛОВ. Почетный диплом стал наградой специалисту за снижение аварийности, а также своевременную и добросовестную подготовку к осенне-зимнему периоду – янтарный край завершил ее первым в России. Каким образом достигнуты такие результаты на фоне общего износа оборудования и других трудноразрешимых проблем европейского эксклава России? Об этом рассказывает сам Владимир Копылов. – Владимир Анатольевич, каковы основные проблемы, с которыми сталкиваются сегодня энергетики Калининградской области в процессе работы? – Сразу отметим, что Калининградская область – особый регион. Мы отрезаны от «большой» России, нас отделяют от нее два иностранных государства, чем и обусловлены некоторые особенности калининградской энергосистемы. Сейчас мы можем рассчитывать только на свои силы. Сегодня мы эксплуатируем оборудование с классом напряжения, которого нет больше нигде в России. Это линии электропередачи мощностью 60 кВ, в распределительных сетях – 15 кВ и 6 кВ. Другой момент: у нас до сих пор используются кабельные линии довоенной постройки, доставшиеся нам от немцев. Износ их очень высок – чего же, спрашивается, ждать от линий, которые прокладывались 80–90 лет назад?.. Только в одном Калининграде 175 километров кабельных линий 0,23 кВ требуют срочной замены. Общий износ достигает сегодня 72%. По вине старения оборудования происходит каждая пятая авария. Еще одна причина технологических нарушений – воздействие сторонних лиц. С ним приходится сталкиваться в 18% случаев. По сравнению с 2012 годом количество подобных случаев, увы, увеличилось на 14%. Как правило, подобные технологические нарушения – это следствие несогласованных строительных или земляных работ, а в некоторых случаях – просто невнимательность и безответственность подрядчиков. Больше всех от несанкционированных строительных работ страдают жители Калининграда. Отключения происходят здесь чаще всего, так как большая часть линий в областном центре относится к категории кабельных. В целом экономический ущерб ОАО «Янтарьэнерго» в результате отключений по вине сторонних лиц за прошлый год составил 1 миллион 700 тысяч рублей. Говорить о каких-то особо проблемных районах не приходится – везде все одинаково. То же касается и подстанций. Такое оборудование работает, но часто выходит из строя и требует

№ 3 (55), март, 2014 г.

Владимир КОПЫЛОВ родился 30 октября 1971 года в поселке Вишневка Вишневского района Целиноградской области. В 1988–1994 годах закончил Алма-Атинский институт инженеров железнодорожного транспорта по специальности «Электроснабжение железнодорожного транспорта» (квалификация: инженер-электрик). 1992–1994 – электрослесарь по ремонту распределительных устройств Целиноградского предприятия электросетей «Целинэнерго», г. Целиноград. 1994–1996 – инженер службы релейной защиты и автоматики Целиноградского предприятия электросетей «Целинэнерго», г. Целиноград. 1996–2000 – главный инженер Марьяновского РЭС Западных электрических сетей АК «Омскэнерго», г. Омск. 2000–2005 – начальник Марьяновского РЭС ОАО АК ЭиЭ «Омскэнерго» (филиал «Западные электрические сети»), г. Омск. 2005-2010 – главный инженер ОАО «Омск-электросетьремонт», г. Омск. 2010–2011 – исполняющий обязанности генерального директора ОАО «Омскэлектросетьремонт», г. Омск. 2011 – начальник производственного отделения «Калужские электрические сети» филиала «Калугаэнерго». Директор филиала ОАО «Янтарьэнерго» «Восточные электрические сети», г. Черняховск. 13.02.2013 – заместитель генерального директора по техническим вопросам – главный инженер ОАО «Янтарьэнерго», г. Калининград

Клуб главных энергетиков | ОАО «Янтарьэнерго»

пристального внимания. Ремонт осложняется и отсутствием запчастей, которые уже, само собой, не производятся. Расходы на замену оборудования мы закладываем в инвестиционную программу – и многое уже сделано. В частности, на реализацию ремонтной программы ОАО «Янтарьэнерго» в прошлом году было направлено 198 миллионов 700 тысяч рублей (в 2012-м на ремонт мы потратили на 11 миллионов меньше). По инвестиционной программе объем капитальных вложений составил 556 миллионов рублей.

На реализацию ремонтной программы

ОАО «Янтарьэнерго» в прошлом году было направлено

198 миллионов 700 тысяч рублей 16

– Как удалось добиться снижения аварийности? Какие дополнительные мероприятия для этого проводились? – В 2013 году у нас действительно отмечено серьезное снижение аварийности. Посудите сами: если в 2012-м произошло 696 отключений, то в 2013–м – 453, то есть на 35% меньше. На четверть снизился недоотпуск электроэнергии, а длительность отключений уменьшена на треть и составляет в среднем 2 часа 48 минут (для сравнения: в 2012 году этот показатель был равен пяти часам). Добились же мы этого, я считаю, благодаря активной работе всех специалистов «Янтарьэнерго» и его филиалов. По результатам диагностики оборудования, обходов и осмотров была намечена широкомасштабная ремонт-

ная программа. В результате ее реализации мы привели в порядок 1 620 километров линий электропередачи провели капремонт 22 питающих центров, отремонтировали 550 трансформаторных подстанций и 640 комплексов релейной защиты и автоматики. Нашей задачей стала работа на опережение, позволяющая увидеть дефекты на ранней стадии. К слову, методы диагностики у нас стандартные, но эффективные – это использование электро- и химической лабораторий и тепловизионной диагностики. До начала осенне-зимнего периода все дефекты были устранены. Кроме того, в ушедшем году была принята большая программа по приведению просек под линиями электропередачи к нормативному состоянию. Всего по лесным массивам проходит около трех тысяч километров ЛЭП. Есть в регионе зауженные просеки, которые необходимо расширять, – для этого в компании принята и реализуется отдельная программа. По ней в течение пяти лет предусмотрено расширение 850 гектаров просек. Если раньше в «Янтарьэнерго» планировали и ежегодно расширяли по 14 гектаров просек в зонах воздушных линий 60–330 кВ, то план 2013 года был увеличен в семь раз и при этом выполнен на все 100%. Таким образом, удалось привести в порядок и обезопасить от падения деревьев сети более чем на 102 гектарах, а также расчистить 250 гектаров. Кроме того, за счет средств инвестиционной программы обновлен парк специальной техники, облегчающей работу энергетиков: мы приобрели 46 спецмашин. Все эти меры также содействовали значительному снижению отключений. Что касается областного центра, то в прошлом году нами по указанию генерального директора ОАО «Россети» Олега Бударгина была проведена сложнейшая операция по проектированию, размещению, монтажу и технологическому подключению первой мобильной ГТЭС в регионе. Теперь центр Калининграда имеет резервный источник. К счастью, пока он работал только в тестовом режиме. – Существуют ли методы для минимизации влияния стихии на энергосистемы? – Стихийные воздействия – одна из основных причин аварий в электросетевом хозяйстве: на их долю приходится почти 40% аварийных ситуаций. Но и здесь надо отметить, что год на год не приходится. К примеру, зима 2012/2013 года примечательна тем, что природа была к нам благосклонна – ураганы обходили область стороной. Зато в минувшем году природа решила «взять свое»: один лишь ураган «Ксавьер» в начале декабря нанес серьезный ущерб. И все же к ударам стихии можно подготовиться. В ушедшем году мы завершили все необходимые работы до 15 октября, везде восстановили нормальные схемы и первыми в России получили паспорт готовности к ОЗП. В «Янтарьэнерго» создан штаб на случай ЧС и аварий. Как только мы получаем штормовое предупреждение, вводится режим повышенной

ЭНЕРГОНАДЗОР

готовности. Конечно, нашим специалистам известны все слабые места, где возможны обрывы сетей. Поэтому поблизости заранее находится бригада ремонтников, которые могут быстро устранить повреждения. К слову, мы учим и инструктируем персонал сами. Люди проходят внутрифирменное обучение, инструктажи, постоянно повышают квалификацию. – Приходится ли вам в ходе работ сталкиваться с несчастными случаями? – За ушедший год в нашей компании имели место лишь два несчастных случая, и оба – без серьезных последствий для здоровья. Причины банальны: в первом случае – это неосторожный спуск с опоры. Рабочий поторопился, за полметра до земли снял «когти» и спрыгнул. В результате повреждена нога. Во втором случае при осмотре оборудования произошло перекрытие низковольтного рубильника – в результате сотрудник получил легкие ожоги. Оба работника в скором времени вышли на работу и сейчас продолжают трудиться в компании. – Калининградская область известна еще и тем, что в энергетике региона используется ветропарк. Можно ли рассказать о нем подробнее? – Сегодня в ветропарке установлена 21 ветроэнергетическая установка. Мы следим за режимом его работы, ежедневно получаем информацию о состоянии оборудования. Есть бригада, способная в любое время произвести ремонт. Руководство компании намерено развивать «зеленую энергетику» и поддерживает ветропарк в рабочем состоянии. – Расскажите, пожалуйста, о планах компании «Янтарьэнерго» на 2014 год. – Прежде всего, продолжится выполнение всех мероприятий ремонтной программы и

№ 3 (55), март, 2014 г.

диагностики. Мы надеемся закончить реконструкцию питающих центров, подстанций «Борисово» и «Гвардейск». Там необходимо увеличить мощность. Также планируется реконструкция ВЛ 110 кВ, проходящей в Калининграде. Еще одна цель – провести автоматизацию распределительных сетей. Дело в том, что сети напряжением 15 кВт очень протяженные, на них завязано немало потребителей. На поиски повреждений тратится много времени. Поэтому мы разработали программу установки реклоузеров. Это – специальный аппарат, объединяющий вакуумный выключатель и микропроцессорную релейную защиту. Устанавливается он на опоре для защиты воздушных ЛЭП. Реклоузер выполняет оперативные переключения в распределительной сети, автоматически отключает поврежденный участок и повторно включает линию. Также устройство автоматически производит выделение поврежденного участка, восстанавливает питание на неповрежденных участках сети, осуществляет сбор, обработку и передачу информации о параметрах режимов работы сети и состоянии собственных элементов. С 2013 года в области уже установлены 47 реклоузеров. Программа будет продолжена, и в этом году планируется установка еще 20 подобных аппаратов. – Каково быть главным энергетиком крупного предприятия? – Скажу так: я в энергетике с 1992 года, и без этой отрасли себя не вижу. Конечно, в любом деле есть свои трудности. Но главное – болеть за свое предприятие и даже мелкое отключение воспринимать серьезно. Когда переживаешь за результаты своей работы, вокруг тебя начинают собираться такие же неравнодушные люди. С такими коллегами, как у меня, – настоящими профессионалами – можно горы свернуть.

Энергоэффективность | Энергосервисный контракт

Как реализовать потенциал снижения потерь В Максим Букланов, главный эксперт отдела энергосервисной деятельности и развития дополнительных услуг ОАО «Россети»

ноябре 2009 года Федеральным законом «Об энергосбережении и повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации» № 261-Ф3 были заложены основы для становления и развития в России рынка энергосервисных услуг. Впервые в законодательстве РФ введено понятие «энергосервисного договора (контракта)» и описана его суть. Так, энергосервисный договор (контракт) – это договор (контракт), предметом которого является осуществление исполнителем действий, направленных на энергосбережение и повышение энергетической эффективности использования энергоресурсов заказчиком (261-ФЗ. Глава 5). Согласно федеральному закону, энергосервисный контракт должен содержать: • условие о величине экономии энергоресурсов, которая должна быть обеспечена исполнителем в результате энергосервисного договора (контракта); • условие о сроке действия энергосервисного договора (контракта), который должен быть не менее, чем срок, необходимый для достижения установленной энергосервисным договором (контрактом) величины экономии энергетических ресурсов;

• иные обязательные условия энергосервисных договоров (контрактов), установленные законодательством РФ. Основываясь на федеральном законодательстве в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности, компанией ОАО «Россети» была разработана и утверждена в качестве внутреннего документа общества «Типовая форма энергосервисного договора (контракта) в электросетевом комплексе». С учетом специфики электросетевого комплекса и особенностей отражения на балансе ДЗО ОАО «Россети» объектов, переданных энергосервисной компанией Заказчику по завершении срока действия энергосервисного договора объектов, ценообразование в отношении расходной части такого договора складывается следующим образом (рис. 1). Основной составляющей стоимости энергосервисного договора является выкупная стоимость оборудования, устанавливаемого энергосервисной компанией на объектах Заказчика. Второй составляющей является вознаграждение энергосервисной компании за выполнение мероприятий. Указанные составляющие в сумме представляют собой так называемую «Полную расчетную стоимость энергосервисного договора» (рис. 1).

Таблица. Потенциал снижения потерь электрической энергии при ее передаче по группе компаний ОАО «Россети» (без ОАО «ФСК ЕЭС») № п/п

Наименование ДЗО ОАО «Россети»

ОАО «МОЭСК»

7 208,23

ОАО «МРСК Центра и Приволжья»

4 674,33

ОАО «Ленэнерго»

2 817,13

ОАО «МРСК Урала»

1 788,00

ОАО «МРСК Сибири»

1 462,52

ОАО «МРСК Северо-Запада»

1 246,05

ОАО «МРСК Центра»

1 055,96

ОАО «Тюменьэнерго»

507,96

ОАО «МРСК Северного Кавказа»

711,99

ОАО «Кубаньэнерго»

647,74

ОАО «МРСК Юга»

634,0

ОАО «МРСК Волги»

592,88

ОАО «Нурэнерго»

434,71

ОАО «Янтарьэнерго»

74,33

ОАО «ТРК»

56,37

ВСЕГО:

Потенциал снижения потерь электроэнергии, млн. руб.

28 655,18

ЭНЕРГОНАДЗОР

Расчетная стоимость договора

Источник выплат Вознаграждение ЭСКО Сумма ежемесячных платежей из экономии затрат на оплату потребленных ресурсов

Выкупная стоимость оборудования

Рис. 1. Ценообразование при реализации энергосервисных договоров

Поставщик приборов учета

Реализация проекта «под ключ»

Заказчик ДЗО ОАО ДЗО ОАО «Россети»

Оплата услуг по энергосервисному договору Рис. 2. Реализация энергосервисного договора в области модернизации систем учета электроэнергии Компенсация согласованной сторонами полной расчетной стоимости энергосервисного договора осуществляется Заказчиком в виде ежемесячных платежей из экономии затрат на оплату потребленных энергоресурсов в течение всего срока действия договора или до момента достижения полной компенсации затрат энергосервисной компании (в случае, если фактическая экономия окажется выше плановых значений, закрепленных в энергосервисном контракте). Кроме того, по согласованию сторон, на период действия энергосервисного договора энергосервисная компания может оказывать услуги по эксплуатации и техническому обслуживанию установленного оборудования. По результатам проведенного в 2011–2012 годах обязательного энергетического обследования объектов электросетевого хозяйства, потенциал снижения потерь электрической энергии в целом по группе компаний ОАО «Россети» составил порядка 28,7 млрд. руб.

ак показали результаты энергетического обследования, основные мероприятия, позволяющие реализовать указанный выше потенциал, связаны с совершенствованием систем учета электрической энергии. В целях реализации выявленного потенциала снижения потерь электрической энергии, в условиях сдерживания роста тарифов на передачу электроэнергии, компанией ОАО «Россети» предлагаются следующие модели взаимодействия в рамках энергосервисных контрактов,

№ 3 (55), март, 2014 г.

связанных с модернизацией системы учета электроэнергии: • Производители приборов учета и поставщики технических решений могут являться энергосервисной компанией, на конкурсной основе заключающей с ДЗО ОАО «Россети» энергосервисный договор. • Энергосервисная компания, заключившая на конкурсной основе договор, привлекает производителя на взаимовыгодных условиях при сохранении гарантий производителя. Основными условиями со стороны заказчика при заключении энергосервисного договора будут являться: 1) соответствие систем учета требованиям стандарта о технической политике по учету электроэнергии в электросетевом комплексе; 2) предельная величина конечного удорожания системы учета электроэнергии не должна превышать величины ставки рефинансирования ЦБ РФ (в сравнении с реализацией мероприятия без использования механизма энергосервиса). Кроме того, в качестве соисполнителей для выполнения работ по монтажу приборов учета исполнителю предоставляется возможность привлечения созданных в ДЗО ОАО «Россети» специализированных энергосервисных компаний, обладающих квалифицированным персоналом, соответствующим оснащением и имеющих территориальную распределенность во всех регионах присутствия ДЗО ОАО «Россети» (рис. 2). Опыт предынвестиционной проработки таких моделей взаимодействия по ряду ДЗО ОАО «Россети» показывает, что период окупаемости проектов составляет не более трех–пяти лет.

Энергоэффективность | Системы водоснабжения и водоотведения

Насосная экономика

Сегодня компании, имеющие дело с водоснабжением и водоотведением, часто сталкиваются с решением таких задач, как затопление канализационных станций, неоправданные затраты на электроэнергию на канализационных станциях и подъем воды из водоема со значительным колебанием уровня воды.

Виталий Филинков, начальник отдела насосного оборудования ЗАО «Концерн ПромСнабКомплект» (Санкт-Петербург)

ля канализации существуют насосы наружные, погружные и погружные с рубашкой охлаждения. Двигатели под рубашкой охлаждения могут омываться перекачиваемой жидкостью. Начнем с самого простого варианта. Если нет угрозы затопления насосной станции, то устанавливаются наружные насосы. Если нет проблем с площадью, то насосы устанавливаются горизонтально, чтобы на входе был прямой участок, что улучшает работу гидравлики. Если необходимо сократить занимаемую площадь, то возможна вертикальная установка. А если есть угроза затопления, то необходимо ставить погружные насосы. На старых канализационных станциях при модернизации места достаточно, поскольку заменяемые насосы типа ФГ, СД, СМ имеют большие размеры. Современные насосы компактны, не имеют внешних вращающихся частей, не требуют зоны обслуживания и, как правило, имеют меньшую мощность. На всех канализационных станциях традиционно стояли наружные насосы, а система канализации устроена так, что вода перемещается гравитацией, и машинный зал находится ниже уровня земли. Но при возникновении аварии на станцию прекращается подача электроэнергии, и в результате насосы тонут в прибывающих стоках. В конечном итоге это может привести к тому, что стоки потекут по улицам. А это уже нанесение вреда экологии и, как следствие, значительные штрафы. В случае применения погружных насосов такой опасности нет. После восстановления электроэнергии они продолжат работать. Их можно включатьвыключать не 6 раз в час, как наружные насосы, а гораздо чаще, поскольку вода охлаждает двигатель эффективнее воздуха. Кроме того, это позволяет уменьшить размеры канализационной станции, а также ее резервуаров, что снижает затраты на капитальное строительство и уменьшает сроки монтажа объектов водоотводящих сетей. Там, где уровень сбора сточных вод находится ниже уровня самотечного коллектора, возникает проблема отвода этих вод. Самым простым решением является монтаж канализационной станции на базе погружных насосов. При этом не обязательно строить заново. За счет грамотной компоновки с использованием оборудования, готового к монтажу, его можно установить в старом резервуаре отслужившей срок станции. Помимо вопросов с водоотведением, возникают вопросы и по водоснабжению. И здесь наиболее частой проблемой становится забор воды из водоема, уровень воды в котором не

постоянен и подвержен значительным колебаниям. Одним из решений здесь может быть применение плавучей насосной станции, которая поднимается и опускается вместе с уровнем воды. Такая станция представляет собой комплекс оборудования, установленного на понтоне, снабженный погружными насосами, которые постоянно находятся в воде. Работает она полностью в автоматическом режиме.

пыт эксплуатации насосной техники импортного производства выявил ряд факторов. И, прежде всего, это условия эксплуатации канализации в России, которые отличаются от европейских стран. У нас зачастую в канализацию попадает все, что туда проходит. В результате «умерших» импортных насосов, с разбитыми или протертыми песком корпусами, сломанными колесами, сгоревшими электродвигателями, достаточно много. По долговечности «импорт» проигрывает, хотя и стоит в полтора–три раза дороже наших аналогов. Иностранцы снижают металлоемкость своих насосов и применяют более оборотистые двигатели. А габариты и вес отечественных насосов больше западных аналогов. Это определяются большими незасоряющимися проходными сечениями. При этом толстые стенки корпусов и рабочих колес дольше противостоят коррозии. А применение низкооборотистых двигателей увеличивает ресурс работы всех вращающихся деталей. При использовании насосной техники очень большое значение имеет актуальная на сегодняшний день тема – энергосбережение. Нам, к сожалению, не удалось найти данных по России, но вот, например, в Англии насосами потребляется примерно 30% всей энергии в промышленности. Поэтому считаем, что при реализации Федерального закона № 261 работа

ЭНЕРГОНАДЗОР

с насосами является наиболее эффективным средством снижения потребления электроэнергии. Приведем пример из опыта работы по энергосбережению в результате замены оборудования очистных сооружений одного из омских предприятий. Там было установлено 18 насосов мощностью 528 кВт. Их заменили насосами общей мощностью 198 кВт. При работе 15 часов в сутки потребление электроэнергии в год сократилось на 1,8 МВт, что в деньгах составило 5 млн. руб. При стоимости оборудования 4 млн. руб. срок окупаемости составил примерно 10 месяцев. После подтверждения расчетов цифрами фактической оплаты электроэнергии предприятие выделило деньги на дальнейшую замену оборудования. Еще одним проектом была замена оборудования в водоканале города Ленинска–Кузнецкого. Начали с замены насосов возвратного ила на очистных сооружениях. Насосы мощностью 200 кВт были заменены новыми 55-киловаттными. Поскольку иловые насосы работают круглосуточно, экономия от замены одного из них составляет 145кВт x 24 часа x 365 дней = 1,2 МВт•ч в год. Через год работы очистных сооружений, Водоканал, убедившись в реальности экономии, продолжил реконструкцию. 400-киловаттные насосы заменили на 200-киловаттные, а насосы мощностью 800 кВт заменили на 400-киловаттные. Далее, на основании расчетов, Водоканал взял кредит и меньше чем за полгода окупил его вместе с процентами. За счет чего в целом происходит экономия электроэнергии? Не только за счет насоса или частотного регулятора. Настоящая экономия происходит, когда изучаются реальные параметры станций, объемы перекачиваемой жидкости и необходимые напоры. Как правило, они везде избыточны. Частотное регулирование не дает нужного экономического эффекта, так как завышенную мощность двигателя пытаются регулировать также завышенным по мощности и по цене частотным регулятором. Эффект достигается именно заменой насосов на менее мощные, по максимуму соответствующие сети. Это позволяет насосу большую часть времени работать без регулировок в точке максимального КПД. На деле это выглядит примерно так. Насос СД мощностью 160 кВт работает 16 часов в сутки. При этом объем стоков в час составляет 600 м3 вместо возможных 800, а напор не 32 м, а 20 м. Поэтому задвижка на выходе прикрыта. Делаем расчет. Затраты на электроэнергию: 160 кВт x 24 часа x 365 дней x 2,1 руб. (стоимость электроэнергии) =2 943 360 руб. Но на самом деле насос с прикрытой задвижкой берет примерно 120 кВт, то есть реальные затраты составляют: 120 x 16 x 365 x 2,1=1 471 686 руб. Необходимая мощность для перекачки рассчитывается 600м3/ час x 20 м/367 (это переводной коэффициент) = 32,7 кВт. Насос СД имеет КПД 59%, если притормаживать его регулятором, то еще теряем 7%. Сам частотный регулятор имеет КПД 90–96%. Реальные затраты на электроэнергию (32,7 кВт)

№ 3 (55), март, 2014 г.

делим на КПД насоса и регулятора затем умножаем на (16 часов x 365 дней x 2,1 руб.) и получаем 856 907,7 руб. Реальная экономия – 614 778,3 руб. (1 471 686 руб. – 856 907,7 руб.). Стоимость частотного регулятора на 160 кВт примерно 400 000 руб. Срок окупаемости 2–3 месяца. То есть мы видим реальную экономию, без гидроударов и без скачков напряжения. Но сэкономить можно больше, поскольку есть и другое решение. Для этого надо заменить насос СД и вместо него поставить насос НФ600/20, имеющий плавный пуск и КПД 82%. Насос стоит 360 000 руб., а устройство плавного пуска – 42 000 руб. Итого – 402 000 руб. Теперь подсчитаем расходы на электроэнергию. 32,7 кВт делим на 0,82 (КПД насоса) умножаем на (16 часов x 365дней x 2,1 руб.), получаем 489 064 руб. Реальная годовая экономия на электроэнергии: 982 622 руб. (1 471 686 руб. – 489 064 руб.) вместо 614 778,3 руб. (с частотным регулятором). И вместо устаревшего насоса появляется современная машина, не требующая ежедневного обслуживания. Обратим еще раз ваше внимание на то, что для выбора насосов необходимо корректное сравнивание не только по напору и производительности, а по всем факторам. Ведь только в этом случае можно максимально эффективно решить задачи по ликвидации избыточных напоров, уменьшению электрической мощности, а также сокращению общих затрат.

Энергоэффективность | Промышленное освещение

Источники света С каждым годом стоимость электроэнергии увеличивается. И предпосылок для обратного процесса нет. Это обстоятельство заставляет серьезнее подумать об экономии. А освещение является одним из важных способов достижения энергоэффективности. На современном рынке развивается несколько направлений в области эффективного энергосберегающего освещения, внимательно рассмотрев которые можно сделать выводы о ближайших конкретных перспективах развития светотехники.

Наталия Конюшок, генеральный директор ООО «Энергосберегающая компания Сибири» (Новосибирск)

сновной сегмент рынка, порядка 80– 90%, занимают твердотельные, или светодиодные, источники света. Далее идут индукционные источники света, на долю которых приходится порядка 10–15% рынка. И около 3–5 % занимают плазменные источники света, которые по сути представляют собой наиболее усовершенствованное газоразрядное устройство на основе серы. Давайте подробнее рассмотрим эти направления. Светодиодные светильники – это концептуально новый прибор направленного света, состоящий из полупроводниковых световых элементов – светодиодов, оптических преобразователей (линзы, рассеиватели или отражатели), смонтированных в специально разработанном корпусе, который чаще всего служит радиатором для охлаждения устройства. Помимо сблокированного с корпусом радиатора, также применяются отдельные модульные радиаторы для светодиодов и, по необходимости, системы принудительного охлаждения. Индукционные светильники – это корпус и лампа (новое поколение люминесцентной), которая состоит из газоразрядной трубки, внутренняя поверхность которой покрыта люминофором, магнитного кольца или стержня с индукционной катушкой и электронного балласта (генератора высокочастотного тока). Электромагнит и индукционная катушка создают газовый разряд в высокочастотном электромагнитном поле, и под воздействием ультрафиолетового излучения разряда происходит свечение люминофора. Плазменные светильники состоят из корпуса и лампы. Высокочастотный магнетрон прицельно излучает радио-ВЧ-волны и возбуждает смесь инертного газа аргона и редкоземельных металлов в определенных пропорциях, в бесконтактной лампе очень малых размеров, помещенный в диэлектрическую керамическую волноотражающую полость. Под воздействием радио-ВЧ-волн газы ионизируются и переходят в высокое энергетическое состояние, а при переходе обратно в низкое – излучают фотоны в виде очень яркого света. Рассмотрим основные заявленные технические параметры, характеризующие эти источники света. Данные, на которые я опираюсь, были взяты из основного источника информации – сети Интернет, а также из официальных запросов у производителей и официальных

дилеров. Поскольку производителей светодиодного оборудования во много раз больше, чем индукционного и плазменного, мы взяли для сравнения наиболее распространенные торговые марки и смоделировали освещение на примере производственного цеха, при этом для наглядности взяли одинаковое количество светильников. Итак, наша задача – осветить цех переработки ферросилиция с расстановкой светильников на штатные места, с заменой один к одному и освещенностью на рабочей плоскости 250 Лк. Площадь помещения – 6 192 м2, монтажная высота – 15,6 м. Первое, что бросилось в глаза после сделанных замеров, – это разный световой поток на «выходе» у индукционной лампы и у светильника с применением этой лампы. При заявленном световом потоке 12 000 Лм, по факту при расчете проекта в специальной программе с использованием файлов, которые предоставляет производитель, световой поток светильника составил 9 000 Лм. То есть реальная светоотдача индукционного светильника ближе к 60 Лм/Вт, а не 90 Лм/Вт, как заявляют производители индукционных светильников. При одинаковом количестве светильников и заявленном световом потоке средняя освещенность производственного помещения при использовании индукционных светильников составила 168 Лк. Это в 1,5 раза меньше, чем при расчете освещения помещения на базе светодиодного светильника. Чтобы получить освещенность 200 Лк при использовании индукционных светильников, потребуется увеличение количества светильников и дополнительные затраты на электромонтажные работы. Также нужно учитывать, что энергопотребление у индукционного светильника больше на 20%. При рассматривании освещения цеха с использованием плазменных светильников средняя освещенность составила 198 Лк. По сравнению с освещением светодиодными светильниками это в 1,3 раза меньше. Потребляемая мощность у плазменных ламп, опять же по сравнению со светодиодами, выше на 13%. То есть при низкой эффективности Лм/Вт – 70,31 и высоком соотношении Лм/руб., составляющем более 2,3 рубля, можно отметить невысокую целесообразность применения плазменных приборов освещения как энергоэффективных источников света.

ЭНЕРГОНАДЗОР

Таблица табличных данных Параметры Количество, шт. Мощность заявленная, Вт Световой поток светильника, заявлено, Лм Световой поток лампы в файлах ies , Лм Световой поток светильника в файлах IES, Лм Средняя освещенность рабочей плоскости, Лк Эффективность, Лм / Вт Стоимость светильника, рублей Эффективность, рубль/Лм Окончательные выводы, которые можно сделать о преимуществах каждого из рассмотренных видов освещения, следующие: 1. Светодиодные светильники. Главные их достоинства заключаются в очень широком выборе на рынке, высокой энергоэффективности, широкой области применения, в возможности изготовить любую линейку светильников на основе светодиодов – от лампочки до специализированного взрывозащищенного оборудования. Это интенсивно развивающееся направление в освещении, что подтверждается тенденцией роста потребительского спроса. За последние три года их эффективность и качество заметно выросли. При этом цены, хотя и незначительно, но все-таки стали ниже. Хотя в сегменте внутреннего освещения на светодиодные светильники типа «Армстронг» цена упала вдвое, а то и втрое. 2. Индукционные светильники. Основным их преимуществом является низкая, по сравнению со светодиодами, цена. Имеет значение и то, что это все-таки лампы, к которым так привык потребитель, это ему ближе и понятней. Однако эти лампы требуют утилизации, поскольку экологически небезопасны вследствие содержащейся в них ртути. Кроме того, ограничена область их применения. Индукционные светильники нельзя применять в местах, где используется радиооборудование, потому что могут возникнуть помехи от ламп. С индукционной лампой невозможно сделать взрывозащищенный светильник, технологически невозможно выпускать продукцию низкой мощности и т.д. 3. Преимуществами освещения плазменными светильниками является то, что с использованием этой технологии можно создавать осветительные приборы с высокой светоотдачей и качественным спектром. В отличие от светодиодов и индукционных ламп плазменные светильники не требуют специальных мероприятий по утилизации. Но при этом имеется ряд недостатков, в частности недостаточная энергоэффективность, о которой говорилось выше. Технологически светильники пока не доработаны. Следует учесть также, что в основе их работы лежит принцип микроволновой иони-

№ 3 (55), март, 2014 г.

Промышленный светодиодный светильник 147 138 13 600 13 620 13 620 252 98,7 20 000 1,46

Промышленный индукционный светильник 147 150 12 000 11 432 9 260 168 61,73 10 000 1,07

Промышленный плазменный светильник 147 160 11 249 11 249 11 249 198 70,31 26 000 2,3

Шкала фиктивных цветов визуализации, показывающая освещенность в Люксах

Промышленный светодиодный светильник

Промышленный индукционный светильник

Промышленный плазменный светильник 10 50 80 100 170 200 250 280 300 lx зации газов. И хоть напрямую вред от микроволновых излучений не доказан, все мы знаем, что это очень вредно. Заявляемый срок службы светильника в 50 000 часов вызывает большие сомнения, так как срок службы магнетрона, который испускает микроволновое излучение, намного ниже. Но кроме технических и экономических характеристик следует учитывать и то, как воспринимается освещение работниками предприятия. Поэтому, делая выбор, всегда нужно помнить, что целью использования осветительного оборудования является создание необходимого светового климата для эффективного восприятия зрительной информации при максимальной энергоэффективности.

Энергоэффективность

| Экспертное мнение

Закон «споткнулся» об энергоаудит Проблемы энергетического обследования

Валерий КАШИН, генеральный директор НП СРО «ЭнергоСтандарт», доцент, к.э.н. (Ижевск)

В зарубежных компаниях в редком случае употребляют слово

«энергоаудит», – они просто занимаются энергосбережением

сполнилось четыре года, как был принят 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» (далее Закон 261-ФЗ). С самого принятия идет его обсуждение, и едва ли найдется специалист, который однозначно согласился бы с большей частью того, что в нем написано. Например, рассматриваемый в настоящей статье энергоаудит. В Законе 261-ФЗ четко регламентированы направления по энергоаудиту: перечень объектов, подлежащих обследованию, список организаций и лиц, призванных сделать энергоаудит, система цен и штрафов. Но имеется очень много вопросов, которые без ответа на них превращаются в проблемы. Рассмотрим некоторые. 1. Бумаготворчество в энергопаспортах То, что прописано про энергетические паспорта в Законе 261-ФЗ и далее в подзаконных актах (постановление Правительства РФ, приказ Минэнерго России), некоторые формы и их назначение до сих пор непонятны. Какое значение имеет энергопаспорт, каким он должен быть, кто все-таки должен утверждать его? Ведь конечная цель поставлена Указом Президента РФ от 4 июня 2008 года № 889 «О мерах по повышению энергетической и экологической эффективности российской экономики» – снижение энергоемкости валового внутреннего продукта РФ к 2020 году не менее чем на 40% по сравнению с 2007 годом. Аналогичная задача поставлена и государственной программой по энергосбережению и повышению энергетической эффективности. Основная же часть заказчиков стремится получить бумагу – энергопаспорт. Поэтому многие частные предприниматели предлагают энергоаудит по 8 тысяч рублей без выезда на место – обследуют объект по фотографии, пишут в паспорте типовые мероприятия. 2. Как выбрать энергоаудитора? Опытные специалисты в области энергоаудита уверенно заявляют, что выбрать хорошего аудитора не только сложно, но и просто невозможно. Нет конкретной системы определения стоимости энергоаудита. Серьезный негатив исходит от ФЗ «О госзакупках». Ориентир – на рыночные механизмы ценообразования, которые губительны для энергоаудита. Иногда подрядчики, выигрывающие электронные аукционы, «снимают» с первоначальной цены 90–95%. Абсурдно низкая цена – это низкое качество выполнения

работ, а иногда они и не выполняются. Такая практика искажает действительную картину, и в итоге объективная ситуация с энергопотреблением оказывается невыявленной. Вместо рынка энергоаудита сформировался рынок энергопаспортов. В среднем энергоаудит школы стоит 100 тысяч рублей, а анализ промышленного предприятия – миллионы. Критерием выбора заказчиком энергоаудитора служит лишь то, чего он ожидает от результатов энергоаудита. Если цель – формальное получение энергопаспорта, то найти фирму, выполняющую необходимые процедуры, легко. Иная картина создается, если заказчику необходимо изучить резервы предприятия в рамках возможной экономии энергоресурсов, – здесь нужны более тщательный поиск энергоаудитора и средства. Но здесь есть свои проблемы. Согласно Закону 261-ФЗ в энергоаудиторской организации должно быть хотя бы четыре обученных специалиста. Курсы по обучению энергоаудиторов предлагают постичь эту «науку» за семьдесят два часа. За это время можно систематизировать знания специалистов с опытом работы в отрасли. Но получить качественного эксперта нельзя. В итоге в России не более ста энергоаудиторских компаний, а в нашей республике – около десятка, могут провести квалифицированный энергоаудит. 3. «Неидеальность», некомпетентность заказчика Специалисты энергоаудиторских компаний постоянно сталкиваются с вопросами от заказчиков: чем ваше предложение отличается от объявлений в Интернете, где предлагается сделать энергоаудит за 30 тыс. рублей, ведь результат один – выполнение требования закона. Задавая этот вопрос, клиенты забывают про основное назначение Закона 261-ФЗ – энергосбережение. Профессиональному энергоаудитору странно слышать от заказчика: «Мне нужен энергетический паспорт, чтобы быть законопослушным гражданином и чтобы ко мне не «приставали» надзорные органы». И всегда интересно работать с заказчиками программ энергосбережения в качестве оказания помощи при их разработке и реализации в рамках Закона 261-ФЗ. Профессиональный энергоаудитор применяет западный подход: предлагает заполнить опросный лист, потом устраивает «мозговой штурм», подключая квалифицированных представителей обследуемой организации и энергоаудиторов,

ЭНЕРГОНАДЗОР

затем формирует и экономически обосновывает перечень мероприятий по энергосбережению. В зарубежных компаниях в редком случае употребляют слово «энергоаудит», – они просто занимаются энергосбережением. В России же все, кто читал Закон 261-ФЗ, знают это слово. Идеальный компетентный заказчик – тот, кто поставил себе целью повышение энергоэффективности. Организации, которые не только согласны вкладываться в энергосберегающие технологии, но и рассчитывают получить ощутимый долгосрочный эффект, должны быть готовы к кропотливой работе и материальным расходам. Именно последнего и боятся руководители, оттягивая визит к энергоаудитору. 4. Нет единой методики В стране нет единой методики, по которой, как по шаблону, можно провести анализ предприятия в рамках энергоаудита или использовать ее как некий эталон для сравнения результатов анализа энергоэффективности предприятия. Исключение – некоторые отрасли (в частности, предприятия угольной промышленности), для которых они разработаны. Поэтому сами СРО, в силу своих возможностей и квалификации, их разрабатывают и рекомендуют для использования, создавая партнерства, ассоциации и т.д. 5. Недостаток государственного контроля Как было сказано выше, в нашей стране неправильно построена идеологическая политика в проведении энергоаудита, в результате чего происходит колоссальная растрата бюджетных средств на энергетическое обследование организаций из тех средств, которые должны идти на исполнение программы энергоэффективности. Это колоссальная сумма – почти 700 млрд. рублей бюджетных средств и 9 трлн. рублей – внебюджетных. Серьезный заказчик требует с энергоаудитора большой и серьезной работы. Это, прежде всего, относится к объектам ФСК, МРСК, крупным промышленным предприятиям. Они очень тщательно выбирают аудиторские фирмы и довольно жестко их контролируют. По мелким объектам, безусловно, много случаев проведения энергоаудита просто для вида или формальности. Но эти претензии относятся даже не к аудиторам, а к тем, кто разрабатывал правила. 6. Некомплект нормативных актов Реальность такова, что Закон 261-ФЗ принят, но на сегодняшний день нет всех подзаконных актов. Мы имеем различные нормативные материалы, разработанные еще в 1990-х годах. Закон 261-ФЗ споткнулся об энергоаудит. Причина – в отсутствии экономической заинтересованности субъектов процесса энергосбережения. Особенно это касается работников бюджетной сферы. Есть штрафные санкции, но нет стимулирующих актов, хотя в Законе 261-ФЗ об этом говорится. 7. Провал кампании по энергообследованию Энергоаудит должен быть основой и для энергосервиса, и для того, чтобы добиться реальной экономии. Но, к сожалению, мы должны при-

№ 3 (55), март, 2014 г.

знать, что у нас кампания обязательных энергообследований в принципе провалилась. Приняв Закон 261-ФЗ, не учтя ошибок прошлого, были допущены новые, дополнительные. Первое: по Закону 261-ФЗ в обязательность проведения энергообследований попало огромное количество потребителей, и заранее можно было предвидеть, что обслужить их невозможно. В первую очередь – это бюджетные учреждения. Второй момент. Энергоаудит – это инструмент энергосбережения. И только в нашем государстве энергоаудит – законченный процесс, и конечный результат энергоаудита – это энергетический паспорт. Именно это послужило поводом для того, чтобы на этот рынок вышли некомпетентные люди. Третье. У нас был законодательно запланирован трехлетний (2010–2012) период интенсивных работ по энергоаудиту и двухлетний (2013–2014) перерыв. Понятно, что энергоаудиторские компании, которые профессионально занимались этой деятельностью, должны сейчас переквалифицироваться в другую отрасль. Это было недопустимо, потому что энергоаудит – процесс творческий, и в нем нужно находиться непрерывно. Только тогда энергоаудитор будет стопроцентно профессиональным. К сожалению, не отлажен сбор региональных данных о количестве проведенных энергообследований. Отсутствие статистики мешает принятию решений в данной области. А профессиональное сообщество требует от государства активных шагов.

Предложения по улучшению 1. Повышение качества энергоаудита Необходимо внести изменения в законодательство для того, чтобы отчет об энергетическом обследовании стал обязательным документом. Также нужно установить требования к отчетам об энергетических обследованиях,

Уже всем специалистам ясно, что государственная программа по энергосбережению и повышению энергетической эффективности не выполнится. А программа по энергетическим обследованиям (энергоаудиту) превратилась в программу по оформлению энергопаспортов.

чтобы проверялись не только паспорта, но и сами отчеты. 2. Энергоаудит нельзя рассматривать как отдельный вид бизнеса Как было отмечено выше, энергоаудит в нашей стране – законченный процесс. То есть за рамками собственно аудита есть еще одна проблема – отсутствие его интеграции с энергосервисными контрактами. Некоторые энергосервисные компании на протяжении десяти лет занимаются сбором информации по бюджетным учреждениям. Поэтому они не будут заключать договоры с теми аудиторскими организациями, которые зарабатывают на составлении паспортов, только переписывая информацию, что им предоставляется. Энергоаудит для них станет предварительной процедурой перед заключением энергосервисного контракта. Подрядчик должен нести ответственность за конечный результат – сбережение энергоресурсов. 3. Создание единых и четких стандартов качества аудиторской проверки Необходимо инициировать проект по созданию стандартов энергетического обследования. Они должны включать и российские, и международные нормы. Эти правила должны указывать, как необходимо проводить качественный энергоаудит. Потребители начинают требовать от энергоаудиторов, а уж тем более от энергосервисных компаний, реальных гарантий действенности предлагаемых мер. Это ставит рыночный порог, преодолеть который смогут не все.

И уже сегодня надо четко понимать различие между традиционным, пусть даже качественным, энергоаудитом и аудитом инвестиционного характера [1]. Последний является сложным и детальным междисциплинарным исследованием, требующим серьезной квалификации в технике, технологии, инженерии, метрологии, коммерции, энергоменеджменте, финансовом анализе и так далее. Такая работа предъявляет к энергоаудитору совершенно иные требования, ставит целью получение достоверной и точной картины энергопотребления, результатом имеет целый ряд готовых продуктов (таких как точное техническое решение; базовая линия энергопотребления; план измерения и верификации; финансовая модель проекта), воспользоваться которыми заказчик может либо самостоятельно, либо найдя подрядчика. Задача заказчика – понять, какого качества энергоаудит ему необходим, от этого во многом будет зависеть и цена. Для инвестиционного аудита она выше в 3–5 раз.

в заключение следует отметить, что в 2014 году планируется издание стандартов по энергоаудитам; по модульному внедрению системы энергоменеджмента с использованием методов оценки уровня энергоэффективности; по энергобазовой линии и индикаторам энергоэффективности; по измерениям и верификации организационного уровня энергоэффективности и ряда других. Это, несомненно, является положительным моментом и позволит повысить качество проводимых энергетических обследований. Источник: 1. Мукумов Р.Э. Энергосервис не должен повторить судьбу энергоаудитов. http://portal-energo. ru/articles/details/id/657.

ЭНЕРГОНАДЗОР

Технологии и оборудование | РЗА

Важен правильный расчет Рекомендации по расчету уставок защиты и автоматики элементов энергосистем среднего напряжения Релейная защита (РЗ) должна удовлетворять следующим основным требованиям: действовать селективно, быстро, обладать необходимой чувствительностью к повреждениям и надежно выполнять свои функции.

ля выполнения этих требований производители микропроцессорных устройств РЗ постоянно совершенствуют свои изделия. Процесс совершенствования начинается с выбора надежных комплектующих устройства и заканчивается разработкой уникальных алгоритмов защит и автоматики. Однако каким бы современным и надежным ни было устройство релейной защиты, обеспечение селективности действия, быстроты, требуемой чувствительности во многом зависит от правильности выбора параметров срабатывания защиты (уставок). Традиционные методы выбора уставок применительно к электромеханическим реле описаны в «Руководящих указаниях по релейной защите» и другой литературе. Данные методы зачастую не позволяют использовать преимущества современной микропроцессорной техники, приравнивая ее функциональные возможности к возможностям электромеханических предшественников. В связи с этим ведущие производители микропроцессорных устройств релейной защиты выпускают свои рекомендации для выбора уставок. В настоящее время нами разработаны рекомендации по расчету уставок защит следующих элементов энергосистем напряжением 6–220 кВ: – силовые трансформаторы с высшим напряжением 35–220 кВ; – линии электропередачи 35–220 кВ; – сборные шины и ошиновка станций и подстанций напряжением 35–220 кВ; – синхронные и асинхронные электродвигатели напряжением 6–10 кВ. Силовые трансформаторы являются наиболее ответственными элементами в схеме любой электрической подстанции. Это объясняется тем, что энергия на пути от источника к потребителю неоднократно трансформируется. В связи с этим первыми увидели свет рекомендации по выбору уставок дифференциальной токовой защиты трансформаторов. Значительно доработанный в 2013 году документ «Трансформаторы и автотрансформаторы 35–220 кВ. Дифференциальная токовая защита. Расчет уставок» содержит в себе рекомендации к расчету уставок дифференциальной токовой отсечки, дифференциальной защиты трансфор-

№ 3 (55), март, 2014 г.

маторов с торможением (ДЗТ). Для ДЗТ рекомендуется задавать две группы уставок: «грубые» и «чувствительные». Расчет «грубых» уставок следует производить для среднего положения регулятора напряжения из условия отстройки от максимально возможного тока небаланса. Увеличение чувствительности дифференциальной защиты осуществляется путем снижения составляющей тока небаланса, связанной с наличием регулятора напряжения, путем учета реального положения регулятора напряжения в процессе работы блока релейной защиты и в расчете «чувствительных» уставок. Отдельная глава документа посвящена анализу осциллограмм нагрузочных режимов и аварийных процессов. В соответствии с приведенной в документе методикой разработаны файлы для автоматизированного расчета уставок дифференциальной защиты. Документ «Терминалы релейной защиты синхронных и асинхронных электродвигателей 6–10 кВ. Расчет уставок» также выпущен на первом этапе работы, наряду с рекомендациями по выбору уставок защит оборудования более высоких классов напряжения. Это обусловлено тем, что электродвигатели являются массовым потребителем электроэнергии, от бесперебойной работы которых зависит ход технологических процессов промышленных предприятий, а порой жизнь и здоровье людей. На долю электродвигателей напряжением выше 1 кВ сегодня приходится более 20% потребляемой в мире электроэнергии. Помимо рекомендаций к выбору уставок защит от междуфазных замыканий, замыканий на землю, защит от перегрузки и защит минимального напряжения, в документе приведены рекомендации по таким специальным защитам, как защиты от асинхронных режимов, защита от неполнофазного режима работы, защита от колебаний нагрузки, минимальная токовая защита, защита от затянутого пуска. Рекомендации по выбору уставок прошли рецензирование в ФГАОУ ДПО «ПЭИПК». Рекомендации содержат подробные примеры расчета уставок, что значительно упрощает процесс работы с ними. В настоящее время ведутся работы по созданию рекомендаций по расчету уставок защит распределительных сетей 6 – 10 кВ, а также объектов генерации электроэнергии.

Евгений Илюхин, главный специалист отдела РЗиА НТЦ «Механотроника» (Санкт-Петербург)

Михаил Пирогов, заместитель генерального конструктора, начальник отдела РЗиА НТЦ «Механотроника» (Санкт-Петербург)

Технологии и оборудование

| Турбоагрегаты

Электроэрозия подшипников Электроэрозия подшипников турбоагрегатов проявляется в постепенном разрушении деталей подшипника и соприкасающейся с ними поверхности вала паразитными токами. Павел ИЛЮШИН, заместитель директора по техническому контролю и аудиту ЗАО «Техническая инспекция ЕЭС», к.т.н. (Москва)

ам процесс электроэрозии может протекать при этом достаточно длительное время, без каких–либо внешних проявлений, однако в некоторый момент времени может возникать быстрое механическое разрушение баббитовых вкладышей подшипников и даже повреждение поверхности вала [1]. Причины возникновения электроэрозии могут быть следующие: 1. Отсутствие заземления (нарушение заземления) вала турбоагрегата, при этом на валу накапливается электростатический заряд, обусловленный трением сухого пара о лопатки турбины. Величина постоянного напряжения, определяемая этим зарядом, достигает сотен вольт [2], что может приводить к пробою масляной пленки между валом и подшипником. В месте пробоя при этом протекает ток разряда, вызывающий микроскопические разрушения вала и вкладыша подшипника. После стекания заряда и восстановления изоляции масла происходит новое накопление заряда на валу, новый пробой – и процесс повторяется циклически в течение длительного времени. Обычно эрозионные разрушения, вызванные статическими разрядами, невелики вследствие незначительной мощности разрядов. 2. Наиболее опасной причиной является протекание через подшипники турбоагрегатов паразитных токов. Магнитная система роторстатор турбоагрегата, как всякая неидеальная система, обладает некоторой несимметрией. Причиной несимметрии может быть несовпа-

дение геометрических осей ротора и статора, различия в размерах стыков пакетов стали в статоре, несимметрия осевых вентиляционных каналов и т.д. В результате магнитный поток в зазоре между статором и ротором в системе координат, связанной с ротором, приобретает переменную составляющую, пульсирующую с частотой вращения ротора. Вал ротора в этом случае можно рассматривать как проводник, находящийся в переменном магнитном поле. По закону Ленца на концах вала наводится переменная ЭДС, значение которой составляет обычно несколько вольт, которая называется продольной ЭДС ротора. Переменная ЭДС на концах вала может возникнуть и при отсутствии асимметрии магнитной системы машины, если сталь статора имеет остаточное намагничивание. Если вал ротора со стороны турбины соединен с землей через заземляющую щетку, то ЭДС ротора оказывается приложенной к противоположному концу. Во избежание образования короткозамкнутого контура корпус подшипника с этой стороны изолируют относительно земли, причем в подшипнике имеются два изолирующих промежутка: масляная пленка и подстуловая изоляция. Если по каким-либо причинам происходит одновременное нарушение масляной пленки и подстуловой изоляции, то под действием продольной ЭДС ротора начинает циркулировать ток в контуре: вал – подшипник – фундаментная плита – заземляющая щетка – вал, как это показано на рисунке 1.

ЭНЕРГОНАДЗОР

При малом сопротивлении этого контура значение тока может достигать десятков ампер, что приводит к интенсивному электроэрозионному разрушению шейки вала и вкладышей подшипников. Данный режим является абсолютно недопустимым и требует достаточно быстрой остановки турбоагрегата для своевременного устранения выявленного дефекта. При отсутствии или нарушении контакта заземляющей щетки с валом турбоагрегата данный режим может возникнуть при дополнительном пробое масляной пленки на заземленном подшипнике со стороны турбины. При исправной изоляции изолированного подшипника и нарушении масляной пленки в контуре также могут протекать токи, но существенно меньшие по величине, обусловленные емкостью корпуса подшипника относительно земли. Однако при длительном протекании эти токи также могут вызвать электроэрозию, которая обычно обнаруживается при плановых ремонтных работах со вскрытием подшипника. Наиболее характерными признаками существования электроэрозионных процессов являются: • наличие на поверхности деталей подшипника повреждений в виде точечных углублений, заполненных продуктами окисления масла; • наличие каверн, покрытых теми же окислами; • отпечатки выступов или отверстий контртела на поврежденной поверхности; • матовые пятна на блестящей, приработанной поверхности шейки вала и вкладышах; • ветвящиеся или почти прямые треки – отпечатки каналов разрядов по поверхности деталей; • покрытые налетом меди пояски электроэрозионных каверн над латунными кольцами масляных уплотнений и кромками стальных деталей. Вышеперечисленные признаки встречаются как по отдельности, так и в различных сочетаниях, нередко маскируясь абразивным износом подшипниковых деталей.

На рисунке 2 приведены характерные примеры электроэрозии на подшипнике генератора ТВФ-110-2ЕУЗ, турбина Т-160/125-130-7, возникшие на 8-м (изолированном) подшипнике со стороны возбудителя. Турбоагрегат был выведен в ремонт из-за неисправности, не связанной с электроэрозией. Как показал осмотр подшипников, выполненный при демонтаже ротора, несмотря на относительно хорошие пробы масла, масляная пленка пробивалась на трех подшипниках, что приводило к образованию контуров для циркуляции роторных токов. Из вышеизложенного следует, что для своевременного выявления и предотвращения электроэрозии подшипников турбоагрегатов должны приниматься следующие меры: • вал турбоагрегата должен иметь надежную связь с землей через заземляющую щетку со стороны турбины, обеспечивающую стекание статических зарядов; • изоляция масляной пленки и корпусов подшипников относительно земли со стороны, противоположной турбине, должна быть исправна и контролироваться специальными устройствами. При проверке изоляции подшипников ремонтно-эксплуатационный персонал нередко ограничивается только проверкой с помощью мегомметра двухслойной изоляции непосредственно стула. Каждый лист изоляции проверяется относительно проложенного между ними металлического листа, но этого недостаточно, так как это только часть изоляции, причем редко повреждаемая в процессе эксплуатации. Наиболее частыми причинами нарушения изоляции подшипника являются загрязнения краев изоляции и шунтирование изоляционных прокладок элементами маслопровода, а также экранирующей оплеткой проводов различных датчиков, установленных на корпусе изолированного подшипника, в частности датчика вибрации. Контроль изоляции корпусов подшипников относительно земли и изоляции масляной

Рис. 1. РЩ – релейная щетка; ЗР – защита ротора от замыканий на землю в одной точке; ЗЩ – заземляющая щетка; 1 – подшипник генератора со стороны возбудителя (изолированный); 2 – подшипник генератора со стороны турбины (неизолированный); 3 – подшипники турбины (неизолированные); 4, 4', 4'' – масляные пленки подшипников; 5 – подстуловая изоляция; а – замыкание на землю поводка РЩ; б – перекрытие на землю подстуловой изоляции.

№ 3 (55), март, 2014 г.

2. 1

2. 2

2. 3

Рис. 2.1, 2.2, 2.3. Примеры электроэрозии подшипников турбоагрегата пленки на многих электростанциях проводят по методике, описанной в эксплуатационном циркуляре № Ц-05-88 (Э) «О предотвращении электроэрозии турбоагрегатов». Методика предусматривает измерение сопротивления изоляции методом вольтметра и амперметра. Однако данная методика применима только в тех случаях, когда вал турбоагрегата надежно заземлен со стороны турбины. При нарушении этого заземления результаты контроля изоляции становятся недостоверными [3]. Кроме того, практически замерить милливольтметром столь малую величину в условиях работающего турбоагрегата в непосредственной близости с ним представляется проблематичным из-за возможных наводок, превосходящих саму измеряемую величину. Для осуществления непрерывного контроля изоляции масляной пленки и подстуловой изоляции на турбоагрегатах ряда электростанций применяют устройства КПИМ-1.2 (в настоящее время выпускаются новые модификации КПИМ-2, КПИМ-3), которые позволяют: • сигнализировать о снижении сопротивления изоляции подшипников относительно земли до значения ниже 2 кОм; • сигнализировать о снижении сопротивления масляной пленки до значения ниже 1 кОм; • сигнализировать о непреднамеренном замыкании на землю поводка релейной щетки. В данных устройствах предусмотрен встроенный измерительный прибор, а также имеется аналоговый выход для подключения к системе мониторинга состояния турбоагрегата. Принцип действия устройства основан на наложении на корпус подшипника турбо-

агрегата через токоограничивающий резистор напряжения, содержащего две составляющие, постоянную и переменную. Переменная составляющая накладываемого напряжения равна по величине напряжению относительно земли на конце вала ротора, снимаемому с помощью релейной щетки. Постоянная составляющая равна амплитуде переменной составляющей. Измеряя значение постоянного и переменного напряжения на корпусе подшипника, а также падение напряжения на ограничивающем резисторе, можно вычислять сопротивление подстуловой изоляции относительно земли, а также и сопротивление изоляции масляной пленки. При снижении сопротивления изоляции ниже заданного уровня релейные элементы устройства с выдержкой времени 2,5 секунды сигнализируют о возникновении повреждения. Следует отметить, что вышеуказанные устройства контроля изоляции масляной пленки и подстуловой изоляции в течение последних 5 лет установлены на более чем 50 турбоагрегатах и имеют положительный опыт эксплуатации. Литература 1. Эксплуатация турбогенераторов с непосредственным охлаждением. Под редакцией Л.С. Линдорфа и Л.Г. Мамиконянца. Энергия, М., 1972. 2. Розенберг С.Ш., Сафонов Л.П., Хоменок Л.А. Исследование мощных паровых турбин на электростанциях. Энергоатомиздат, М., 1994 г. 3. Евдокимов С.А., Алексеев В.Г., Левиуш А.И. О контроле изоляции корпусов подшипников турбоагрегата и масляной пленки. Электрические станции № 10, 2009.

ЭНЕРГОНАДЗОР

Технологии и оборудование

| Защитные покрытия

Микросферы против теплопотерь В текущем сезоне новым трендом стала популярность материалов, в рецептуре которых присутствуют микросферы. Это связано с общемировыми тенденциями к выпуску энергосберегающих материалов – теплобарьерных и антиконденсационных красок.

оля микросфер на мировом рынке защитных материалов неуклонно растет, и ее российская составляющая уже измеряется несколькими процентами. Наибольший спрос на микросферы для рынка ЛКМ отмечается в сегментах покрытий для фасадов и крыш, материалов, которые снижают тепловые потери трубопроводов или, напротив, защищают от прямых солнечных лучей цистерны, нефте- и газохранилища. Сферические микрочастицы применяются в качестве компонентов во многих современных лакокрасочных материалах и композитах. К концу текущего года объем мирового рынка микросфер превысит 2,4 миллиарда долларов США. Несмотря на экономические сложности, ожидается, что к 2018 году эта сумма может почти удвоиться и достигнуть 4,4 миллиарда долларов. Таким образом, усредненный темп годового роста составит более 12,5%. Теплоизолирующий материал на основе вакуумных микросфер был разработан в США еще в начале семидесятых годов прошлого века. В 80-х годах прошлого века группа исследователей голландской компании AkzoNobel создала микросферы, которые могут увеличиваться в своем размере от 60 до 80 раз по сравнению с исходным состоянием, сохраняя при этом первоначальный вес. На российском же рынке они начали использоваться относительно недавно. Одна из новейших областей применения – лакокрасочная индустрия. В отличие от стандартных наполнителей, таких как кальцит, карбонат кальция или перлит, микросферы обладают идеальной сферической формой, низкой плотностью и маслоемкостью, очень высокой прочностью. Такие характеристики позволяют снизить вязкость составов и равномерно распределять их при нанесении. Низкая плотность (материал легче воды в два – восемь раз) обеспечивает микросферам низкую стоимость за литр. В ряде случаев это позволяет экономить на дорогих связующих и пигментах. Использование в составах красок модифицирующих добавок на основе керамических микросфер обеспечивает такие технологические свойства покрытий, как износостойкость, глянец; стеклянные микросферы позволяют снижать плотность краски, улучшать ее совместимость с различными полимерными связующими, снижать усадку, повышать вязкость. Полые стеклосферы относятся к дорогим наполнителям: стоимость одного килограмма этого сырья составляет от 3 до 30 долларов США. Однако их применение экономически оправданно, поскольку содержание в полимере

№ 3 (55), март, 2014 г.

полых стеклосфер в количестве 5–20% за счет их низкой плотности существенно снижает стоимость материала. В основном микросферы сегодня используются как облегченные наполнители для промышленных и декоративных покрытий. Алюмосиликатная микросфера очень дешевая, так как зола уноса является отходами функционирования ТЭЦ. Для красок используется серая и ярко-бежевая, почти белая, которая более востребована лакокрасочниками. Если посмотреть на специализированные марки, например стеклянные микросферы, то они больше применяются как функциональные добавки для создания материалов с определенными свойствами. Их минусами является высокая стоимость, сложности в производстве и применении. При изготовлении этих составов на промышленном оборудовании работать на высоких оборотах не получится – стеклянную сферу просто перемелет, и свойства материала будут утеряны. Есть еще один тип микросфер – полимерные газонаполненные. Их преимуществом, по сравнению со стеклянными, является меньшая стоимость. В настоящее время доля России в потреблении красок с микросферами на общемировом фоне невелика. Исключение составляет лишь сегмент антикоррозионной обработки поверхностей, где объемы сопоставимы с общемировыми. На сегодняшний день все добавки для ЛКМ, которые формируют 30% конечной цены при относительно низком содержании в рецептуре (3−4%), российские производители закупают у мировых концернов. Связано это с тем, что их изготовление относится к категории тонкого синтеза, который требует чистых исходных компонентов и сопряжен с экологическими проблемами. В сочетании с высокими ценами на энергоносители и большим износом оборудования, отечественное сырье не может быть дешевле, чем импортное. Ежегодный вал производства лакокраски в России составляет 800 – 850 тысяч тонн в год. Из них высокотехнологичными материалами в лучшем случае является треть из них. Тем не менее предложения со стороны ведущих игроков отрасли о снижении налоговой нагрузки, тарифной и нетарифной защиты уже отражены в документе, который направлен на рассмотрение в Правительство РФ. Таким образом, производство инновационных материалов может получить дополнительный импульс, тем более что создание технологий, способных сокращать потребление энергии, возведено в ранг национальных приоритетов.

Сергей ПАПКОВ, ведущий технический эксперт ЗАО «3М Россия» (Москва)

Технологии и оборудование | Методы диагностики

Непрерывный контроль

Эффективная и безопасная эксплуатация электрооборудования: контроль температуры главных контактов выключателей

Современные методы диагностики состояния электрооборудования призваны решить задачу профилактики и предотвращения аварий. Зачастую промышленные предприятия несут серьезные финансовые потери не от повреждения самого электрооборудования или затрат на восстановление электроснабжения. В первую очередь это потери от простоя основных технологических цепочек. Контроль температуры главных контактов автоматического выключателя – сердца распределительного устройства 0,4кВ, от которых запитаны 90–95% основных производственных и технологических нагрузок на любом промышленном предприятии, – качественный шаг вперед в направлении мониторинга текущего состояния выключателей.

Алексей ПИЩУР, генеральный директор ООО «Азбука Электричества», к.т.н.

Сергей ЕФИМОВЫХ, ведущий инженер ООО «Азбука Электричества»

Проблема перегрева главных токоведущих проводников, и в особенности в местах контактных соединений, в том числе на выключателях, неизменно присутствует в любой электроустановке и требует особого внимания, как с точки зрения пожаробезопасности и сохранности оборудования, так и с точки зрения безопасности обслуживающего персонала. Среди основных причин можно выделить тепловыделение при «плохом» контактном соединении (как следствие, повышенным переходным сопротивлением). Точки нагрева могут возникнуть в результате неплотного соединения, окисления или коррозии, неисправности компонентов. Такими точками чаще всего являются разъемные и неразъемные контактные соединения, зажимы в токопроводе, контактные нажимы в коммутационных электроаппаратах, точки болтовых присоединений главных шин к выключателю. Влияние вышеописанных факторов на нагрев токоведущих частей можно хорошо увидеть, рассмотрев процесс нагрева токопровода с точки зрения параметра превышения температуры токопровода τ:

. В случае неплотного контакта контактных соединений (недостаточного усилия затяжки или наличия пленки окисла в месте соединения) можно считать, что параметр сечения q токопровода значительно уменьшается. Это легко объясняется тем, что контактируемые поверхности имеют не идеально ровную поверхность и на самом деле ток проходит через множество контактных точек на поверхности контактного соединения. Таким образом, зависимость активного сопротивления такого контактного соединения можно выразить так:

где:

P – мощность тепловых потерь в токопро-

воде: где:

I 2 – ток, протекающий по проводнику; ρ – удельное сопротивление материала про-

водника; l – длина проводника; q – сечение проводника; КД – коэффициент дополнительных потерь, учитывающий явление поверхностного эффекта и эффекта близости; Кт – коэффициент теплоотдачи токопровода;

S0 – поверхность охлаждения; с – удельная теплоемкость материала токопровода; m – масса токопровода; t – время от начала процесса нагрева (от момента, когда температура токопровода равна температуре среды); τ0 – превышение температуры токопровода к началу процесса нагрева. Как видно из уравнения мощности, большую роль играет активное сопротивление, которое выражено в формуле в виде соотношения удельного сопротивления, длины и сечения

где: α – радиус площадки контактирования; n – количество контактных площадок. Количество контактных площадок и их площадь зависят напрямую от усилия нажатия одной поверхности контактирования на другую и от чистоты (отсутствия мешающих прохождению тока окислов) этих поверхностей. Вернувшись к формуле, описывающей превышение температуры токопровода и проанализировав влияние качества контакта токопроводящих поверхностей на его активное сопротивление, мы увидим, что активное сопротивление зависит от выделяемой активной

ЭНЕРГОНАДЗОР

мощности, а мощность зависит от протекающего в контактном соединении тока в квадрате и активного сопротивления контактного соединения. Одним из важнейших факторов, требующих постоянного контроля температуры токоведущих частей аппарата, является старение изоляционных материалов от воздействия повышенной температуры. Все изоляционные материалы делятся по классам нагревостойкости, которые нормируются ГОСТ 10518-88. Соответствие классу нагревостойкости изоляционного материала является гарантией сохранения его изоляционных свойств, а соответственно гарантией защиты персонала от поражения электрическим током и гарантией надежной безаварийной работы электрооборудования. Превышение температуры над допустимой рабочей температурой изоляционного материала, соответствующей его классу нагревостойкости, неизбежно приводит к ускоренной потере изоляционных свойств этого материала. Для примера можно рассмотреть эмпирические графики зависимости гарантированного срока сохранения изоляционных свойств изоляционных материалов в зависимости от температуры (ГОСТ 10518-88, Приложение 3). Например, для изоляции класса В (130°С) превышение температуры всего на 10°С сокращает изоляционный ресурс работы на 8 000 часов. Исходя из зависимости изоляции от температуры, существуют нормы допустимого превышения температуры главных токоведущих цепей, так, например, для главных выводов электроаппаратов максимальное превышение температуры не должно выходить за 80°С (ГОСТ 50030.2-99 п. 7.2.2.1), но при этом должно соблюдаться условие, чтобы превышение температуры было не более, чем максимально допустимая рабочая температура по классу нагревостойкости изоляционных материалов, находящихся в непосредственном контакте или близости с этими токоведущими частями. Причиной выгорания целой секции низковольтного распределительного устройства может стать плохой контакт болтового контактного соединения токоведущей шины с главным выводом выключателя. Локальный перегрев болтового соединения привел к нагреву всей токоведущей части и разрушению фазной изоляции и в определенный момент к межфазному КЗ. Помимо старения изоляции локальный перегрев контактного соединения в главных цепях приводит к передаче тепла к главным контактам коммутационного аппарата. Защитные функции коммутационных аппаратов зачастую ограничиваются контролем тока главной цепи и на основе этого параметра отрабатывают защиту по перегреву. В некоторых случаях такая защита недостаточна. Возьмем такой пример – нагрузка на главных токоведущих шинах не превышает 70% от номинала, при этом в неплотном контактном соединении этот ток будет вызывать локальный перегрев. Если этот узел находится вблизи

№ 3 (55), март, 2014 г.

коммутационного защитного аппарата, то тепло будет передаваться по шинам его главным контактам. При этом типовой выключатель со встроенными токовыми датчиками такой перегрев не зафиксирует и не отключит. Типовые воздушные автоматические выключатели оборудованы токовыми датчиками, с помощью которых электронные блоки защиты анализируют параметры тока и на их основе отрабатывают защиту по теплу. Как правило, такой локальный перегрев носит длительный характер и в дальнейшем может приводить к разрушению изоляции выключателя, в результате чего происходит междуфазное перекрытие, повреждение аппарата, возможно распространение аварии на соседние ячейки и оборудование. Многие производители решают эту проблему с помощью периодического мониторинга с использованием внешних тепловизоров и инфракрасных датчиков. Данный контроль является периодическим и требует применения внешнего оборудования с привлечением обслуживающего персонала либо дает недостаточно объективные данные. Тепловизоры относятся к оптико-электронным приборам пассивного типа. В них невидимое глазу человека излучение переходит в электрический сигнал, который подвергается усилению и автоматической обработке, а затем преобразуется в видимое изображение теплового поля объекта для его визуальной и количественной оценки. Современные тепловизоры делятся на два основных вида – с системой охлаждения (стационарные) и с неохлаждаемой матрицей (портативные). Здесь нужно пояснить, что основой всех тепловизоров являются два элемента – матрица и объектив. Инфракрасное излучение концентрируется системой специальных линз и попадает на фотоприемник, который избирательно чувствителен к определенной длине волны инфракрасного спектра. Попадающее на него излучение приводит к изменению электрических свойств фотоприемника, что регистрируется и усиливается электронной

Рис. 1. Контроль температуры главных контактов автоматического выключателя схемой. Матрица представляет собой набор чувствительных к излучению тепла элементов, отсюда и точность показаний тепловизора – температура датчиков матрицы должна быть постоянной. Для сохранения температуры матрицы применяют громоздкие системы охлаждения, поэтому высокоточные аппараты являются стационарными, но за счет высокой точности восприятия применяются на крупных объектах, где необходимы высокий диапазон и малая погрешность, например военные суда или научные исследовательские центры. В портативных тепловизорах используют неохлаждаемую матрицу, что значительно снижает вес и габариты прибора, но также и снижает его чувствительность. Положительная сторона метода измерения портативным тепловизором заключается в том, что один прибор можно использовать для измерения нескольких аппаратов, требующих наблюдения. Одним из недостатков является невозможность оценить фактическое значение температуры контактного узла, находящегося внутри корпуса автоматического выключателя. Температура на поверхности корпуса контролируемого аппарата может быть ниже фактического значения температуры выделяющего тепло узла. Следует обратить внимание на стоимость портативного тепловизора, которая во многом зависит от второго главного элемента – объектива. Дело в том, что традиционное стекло абсолютно непрозрачно для инфракрасного излучения с длиной волны 8–12 микрон (именно в этом диапазоне работают тепловизоры с неохлаждаемой матрицей). Поэтому для изготовления тепловизионных объективов применяется дорогостоящий материал – чистый германий. Чтобы изготовить одну линзу весом 100 г, требуется 200-граммовая германиевая заготовка. Рыночная

цена оптического германия – 1 300–1 800 долларов за килограмм. Сейчас стоимость объектива составляет примерно 45% стоимости всего прибора, еще 45% – матрица. При применении портативного тепловизора также возникает вопрос, как осуществить непрерывный контроль? Ведь измерение температуры осуществляется специальным работником, который не имеет возможности круглосуточно контролировать температуру одного аппарата. Наиболее эффективным решением этой проблемы является контроль температуры главных контактов защитного аппарата. Данный метод относится к классу неразрушающего постоянного контроля параметров наблюдаемого оборудования. Прямой контроль температуры контактных точек главных контактов позволяет наблюдать за картиной нагрева токоведущей части в целом, так как контактная система современных аппаратов является местом, наиболее подверженным воздействию температуры вследствие сосредоточения в замкнутом пространстве аппарата контактных соединений. В то же время контактная система является главным по опасности выхода из строя узлом вследствие воздействия температуры. Нарушение температурного режима и старение межфазной изоляции внутри объема выключателя могут привести к межфазному КЗ, которое, в свою очередь, может привести к повреждению самого аппарата, а также и рядом стоящего оборудования вследствие термического и динамического воздействия, и выбросов горения дуги. Контроль температуры главных контактов производится в постоянном режиме и с постоянной индикацией, таким образом, можно всегда увидеть, какая температура в контактных точках главных контактов выключателя. В воздушных автоматических выключателях серии TemPower2 АСВ (производства Terasaki) функция контроля температуры главных контактов реализована с возможностью сигнализации и автоматического отключения. По рекомендации завода-изготовителя температура главных контактов автоматического выключателя не должна превышать 155°С, что соответствует классу нагревостойкости изоляции F и регламентируется ГОСТ. Данный функционал в выключателях выполняется в заводских условиях обученными специалистами. Оборудованный выключатель проходит калибровку и приемо-сдаточные испытания. Контроль температуры главных контактов является уникальным решением, разработанным конструкторами японского завода. Встроенные температурные датчики (термопары) измеряют температуру всех главных контактов выключателя сверху и снизу и передают данные измерения напрямую в электронный расцепитель (блок контроля и защит) (рис. 1). При этом не используется никаких внешних дополнительных устройств, а индикация состояния выводится на ЖК-дисплей расцепителя

ЭНЕРГОНАДЗОР

чить безопасность обслуживающего персонала и беспрерывную работу важнейших технологических процессов. Зачастую, при приобретении комплектных распределительных устройств, ячеек или же отдельных аппаратов для защиты электросети, потребитель ограничивается стандартным набором защит (от КЗ, перегрузки по току и замыкания на землю) и не учитывает важность влияния тепловых процессов, происходящих в электрооборудовании. Вкладывая средства в использование современных защитных технологий, можно в будущем хорошо обезопасить себя от крупных затрат на ремонты и финансовых потерь от останова технологических процессов. По средней оценке стоимость мониторинга главных контактов защитного аппарата составляет всего 2% от стоимости всего, приобретаемого низковольтного комплектного устройства, но при этом позволяет экономить средства на оплату работы обслуживающего персонала и закупки дополнительного оборудования и позволяет значительно снизить риск выхода из строя электроустановки. Использование таких современных инновационных технических решений, обеспечивающих надежность энергоснабжения, безопасность персонала и оборудования, положительно сказывается на имени (имидже) компании и, в конце концов, не только финансово оправданно, но позволяет серьезно сократить технологические простои.

На правах рекламы

и в систему диспетчеризации, обеспечивая постоянный контроль температуры контактов выключателя. Основными положительными сторонами этого метода являются: • компактность, • низкая цена, • непрерывность мониторинга, • контроль температуры узла, непосредственно выделяющего тепло. Также нужно отметить, что нет необходимости привлекать отдельный персонал для наблюдения, так как электронный блок защиты может быть настроен таким образом, что при приближении к недопустимому значению температуры сработает дополнительная сигнализация, а впоследствии и защитное отключение, если перегрев достигнет недопустимой температуры. Причем сигнализация может быть основана как на простейшем замыкании контактов микропереключателя, так и передана по цифровому каналу связи. Недостатком этого метода контроля можно назвать лишь то, что для каждого отдельно взятого выключателя система контроля температуры индивидуальна. Хотя именно это и позволяет максимально уменьшить риск от повреждения, так как одновременно и непрерывно контролируется каждый автоматический выключатель. Данное решение позволяет сохранить дорогостоящее энергетическое оборудование, обеспе-

№ 3 (55), март, 2014 г.

Технологии и оборудование| Трансформаторы

Увеличение мощности трансформатора Модернизация систем охлаждения как способ увеличения пропускной способности трансформаторов Максим Смаков, инженер ОПС ООО «Башкирэнерго» Рустам Гареев, ассистент кафедры ЭМ ФГБОУ ВПО УГАТУ Анна Голубкина, студент гр. ЭЭТ-302д ФГБОУ ВПО УГАТУ (Уфа)

сновными элементами систем электроснабжения являются силовые трансформаторы. Одним из важнейших показателей эффективности работы любой системы электроснабжения является нагрузочная способность. Номинальная мощность трансформатора для лучшего ее использования выбирается меньше максимальной суточной нагрузки с расчетом на то, что в некоторые часы суток трансформатор может перегружаться. Так как перегрузкам он может подвергаться систематически, то условием их допустимости является сохранение нормального срока службы изоляции трансформатора. В аварийной ситуации главной задачей является бесперебойное электроснабжение потребителей. Поэтому при аварийном отключении одного из работающих трансформаторов оставшийся в работе трансформатор должен допускать определенную перегрузку. В этом случае можно допустить определенное снижение срока службы трансформатора. Совокупность допустимых нагрузок, систематических и аварийных перегрузок определяет нагрузочную способность трансформаторов. В основе расчета нагрузочной способности лежит тепловой износ изоляции трансформатора. Скорость старения изоляции зависит от температуры, а достигнутая степень старения – от температуры и времени ее воздействия. На определенной стадии расширения производств и предприятий, развития промышленных зон нередко возникают проблемы с подключением новых энергопотребителей к существующим электросетям из-за ограничения проектной мощности подстанций и достижения пределов нагрузки понижающих трансформаторов. Отсутствие резерва мощности трансформаторов на подстанциях чрезвычайно остро сказывается при отказе одного из трансформаторов в период, необходимый для его замены на резервный, или до возврата после ремонта, когда работающие трансформаторы оказываются не в состоянии перераспределить и хотя бы на время взять на себя дополнительную нагрузку вышедшего из строя трансформатора. В итоге возникают перебои в энергообеспечении и огромные денежные потери из-за недопоставки электроэнергии. Задача увеличения пропускной способности электрических подстанций традиционно решается путем их реконструкции с заменой трансформаторов на более мощные или строительством новой подстанции. Однако это требует больших инвестиций, пересмотра проекта под-

станции, длительного времени на выполнение строительно-монтажных работ и изготовление новых трансформаторов. Но это не всегда возможно из-за недопустимости снижения уровня энергообеспечения существующих объектов на длительный период, отсутствия площадей в условиях тесной застройки, достаточных финансовых ресурсов и пр. Простая замена трансформаторов на более мощные также не всегда приемлема, так как трансформаторы большей мощности имеют и большие габаритные размеры и зачастую не вписываются на место установки старых трансформаторов. То есть и в этом случае необходима существенная реконструкция подстанции. Этот вариант также связан с необходимостью значительных инвестиций на закупку новых более мощных и более дорогих трансформаторов. Более экономичной альтернативой традиционным решениям в ряде случаев может быть модернизация трансформаторов с увеличением их нагрузочной способности. Чаще всего речь идет об увеличении нагрузочной способности трансформаторов, находящихся в относительно хорошем техническом состоянии с достаточным остаточным ресурсом.

ринципиально увеличение нагрузочной способности трансформатора при модернизации может быть достигнуто повышением эффективности работы системы охлаждения трансформатора. Для трансформаторов с достаточно большим остаточным ресурсом наименее затратным представляется способ повышения нагрузочной способности путем реконструкции и повышения эффективности работы системы охлаждения. Заключение о возможности применения такого варианта модернизации основывается на результатах анализа тепловых расчетов, существующей системы охлаждения, габаритов маслоохладителей, наличия места для навешивания дополнительных охлаждающих устройств и пр. Согласно ПТЭ п. 2.1.21 кратковременная перегрузка трансформатора сверх номинального при всех системах охлаждения допускается при 30%-й перегрузке не более чем на 120 мин. Исходя из реального суточного графика нагрузки трансформаторов (рис.1) на ПС, во время ремонтного (аварийного) режима, видно, что оставшийся в работе трансформатор перегружается на 33% в течение 240 минут. Работа в таком режиме резко снижает срок службы

ЭНЕРГОНАДЗОР

трансформатора, поэтому была проведена модернизация системы охлаждения данного трансформатора. Арсенал средств для увеличения мощности систем охлаждения модернизируемого трансформатора весьма ограничен. Простое увеличение количества радиаторов дает минимальный эффект повышения мощности, несравнимый с материальными затратами. Наиболее существенный прирост нагрузочной способности трансформатора возможен при монтаже дополнительной системы охлаждения типа «ДЦ» для трансформаторов ТРДН. Основная цель модернизации системы охлаждения трансформаторов – увеличение нагрузочной способности, что позволит увеличить мощность подстанции без замены существующих трансформаторов на более мощные по шкале мощностей ГОСТ 12965-85 «Трансформаторы силовые масляные общего назначения классов напряжения 110 и 150 кВ. Технические условия». Повышение допустимого значения нагрузки действующих трансформаторов может сократить капитальные затраты на переоборудование подстанции, которые потребовались бы при замене трансформаторов на большую мощность. Модернизация сводится к наращиванию мощности систем охлаждения путем дополнительного монтажа на стенках бака трансформатора в дополнение к имеющимся радиаторам маслоохладителей с принудительными потоками масла и воздуха Изменения состоят также в дополнительной установке нового шкафа ШАОТ для автоматического управления работой вентиляторов и насосов системы ДЦ. Доработки соответствующих узлов активной части, замены необходимых комплектующих. Отличительной особенностью модернизации системы охлаждения является введение комбинированного режима ее работы – то есть

к имеющейся на каждом трансформаторе системе охлаждения видов «М» и «Д» дополнительно устанавливается система вида «ДЦ» с двумя охлаждающими устройствами типа «ОДЦ-180У1» с большей суммарной мощностью охлаждения и электронасосами АНМТ-100/8. «М» – естественная циркуляция масла и воздуха; «Д» – принудительная циркуляция воздуха и естественная циркуляция масла; «ДЦ» – принудительная циркуляция масла и воздуха, с ненаправленным потоком масла. В процессе расчетов и рабочего проектирования определяется наиболее экономичное и эффективное по производительности, вписывающееся по периметру бака трансформатора, сочетание существующих радиаторов и устанавливаемых дополнительно маслоохладителей. Сравнительный анализ данных протоколов испытаний до и после капитального ремонта с одновременной модернизацией силового трансформатора ТРДН-110 показал, что: а) увеличилась мощность трансформатора с 25МВА до 30МВА (на 25%); б) повысилось сопротивление изоляции обмоток трансформатора; в) в результате установки системы принудительной циркуляции масла уменьшилась температура верхних слоев масла и обмоток трансформатора (те есть уменьшились износ и старение изоляционных материалов), что позволяет увеличить срок службы трансформатора. По итогам выполненной работы финансовые затраты на модернизацию трансформатора составили 12,5% от стоимости нового трансформатора большей мощности (с учетом СМР и пусконаладочных работ). Таким образом, при минимальных инвестициях был достигнут необходимый эффект.

Суточный график нагрузки трансформаторов

№ 3 (55), март, 2014 г.

Пожарная безопасность| Технологии

В борьбе с огнем поможет порошок

Противопожарная защита на объектах энергетики

Целью создания систем противопожарной защиты является обеспечение безопасности людей и имущества от воздействия опасных факторов пожара и ограничение его последствий. В тех случаях, когда персонал не находится в защищаемых помещениях круглосуточно, или когда ликвидация пожара первичными средствами пожаротушения невозможна, здания и сооружения должны быть оборудованы автоматическими установками пожаротушения. Сергей Серебренников, профессор Пермского национального исследовательского политехнического университета, д.т.н. Константин Прохоренко, коммерческий директор ООО «ИВЦ Техномаш» Сергей Чернов, аспирант Пермского национального исследовательского политехнического университета (Пермь)

втоматические установки пожаротушения (АУПТ) следует проектировать с учетом общероссийских, региональных и ведомственных нормативных документов, а также архитектурных особенностей защищаемых зданий, помещений и сооружений, возможностей и условий применения огнетушащих веществ, исходя из характера технологических процессов производства. Эти требования и условия определяют тип установки (водяная, пенная, порошковая, газовая, аэрозольная и так далее), способ тушения (объемный, по площади или локальный), состав оборудования установок пожаротушения. При разработке проектных решений в основу положен принцип решения триединой задачи: надежность–эффективность–стоимость. Вершину треугольника венчает главный показатель – эффективность тушения, т.е. насколько надежно, быстро и без рецидивов повторного воспламенения огнетушащее вещество АУПТ ликвидирует возгорание. Это действие определяется типом и параметрами огнетушащего вещества, способом его доставки и покрытия предполагаемого очага возгорания. Вода и пена имеют наибольшую огнетушащую эффективность, но их использование ограничено возможностями водяных инженерных сетей в местах с суровыми климатическими условиями. Также следует учитывать серьезные последствия воздействия воды на технологическое оборудование и складированную продукцию. Газовые системы нейтральны для материальных ценностей и оборудования, но очень опасны для людей. Аэрозольные системы пожаротушения, как и газовые, являются средством объемного тушения, но не представляют серьезной опасности для человека. Это их свойство, в совокупности с простотой, надежностью и невысокой ценой, обеспечивает очевидное преимущество над газовыми системами. Системы порошкового пожаротушения являются наиболее универсальным средством борьбы с огнем, так как локализуют и ликвидируют пожары практически любых горючих веществ поверхностным, объемным и локальным способом.

Системы порошкового пожаротушения для любых промышленных объектов, климатических условий, классов пожаров на сегодняшний день остаются самыми универсальными и экономичными. При их проектировании следует руководствоваться нормами и рекомендациями научных и справочных источников по главному критерию эффективности порошкового тушения – созданию концентрации порошка в объеме тушения QV > 0,5 кг/м3 или по площади QS > 1 кг/м2. Относительно недавно разработаны и активно применяются импульсные модули порошкового пожаротушения, которые обеспечивают выброс нескольких килограммов огнетушащего вещества за доли секунды. Механизм тушения базируется на газодинамическом срыве пламени с поверхности горения. Остальные составляющие порошкового пожаротушения практически не реализуются. Импульсные модули порошкового пожаротушения создают огнетушащую концентрацию порошка в разы меньше рекомендуемых значений и не могут обеспечить надежное тушение очагов вне зоны действия направленной струи. При наличии преграды для распространения порошкового фронта возможно образование «мертвых» зон, где струя уже не сбивает пламя, а огнетушащей концентрации порошка недостаточно для тушения. Поэтому импульсные модули порошкового пожаротушения имеют приоритетную область применения на объектах, где зоны возможного возгорания открыты для действия порошкового фронта и поперечно ориентированы направлению порошковой струи. Это могут быть ограниченные помещения промышленного и общественного назначения с открытой в пространстве конфигурацией защищаемого оборудования. Крупногабаритные промышленные объекты, склады высокого стеллажного хранения требуют создания нормативных значений объемной концентрации порошка для надежного тушения и предотвращения повторного воспламенения. Для этого подходят только установки традиционного порошкового пожаротушения, обеспечивающие необходимые параметры борьбы с огнем.

ЭНЕРГОНАДЗОР

Критериями выбора типа и параметров устройства пожаротушения могут служить следующие характеристики объекта: • площадь и объем помещения; • размещение и габариты производственного оборудования; • степень взрывопожароопасности; • временной режим работы производственного персонала

ассмотрим особенности проектных решений по противопожарной защите объектов электроэнергетики, и возьмем трансформаторные кабины энергопитания плавильных печей, сушильных камер и других производственных объектов. Масляные силовые трансформаторы напряжением больше 110 кВ, установленные в камерах закрытых подстанций и распределительных установок мощностью 63 МВА и выше, оборудуются АУПТ в обязательном порядке. Электросиловое оборудование с меньшей мощностью широко применяется в производственных процессах непрерывного технологического цикла: электрометаллургия, нефтехимия и т.д. Напряженный режим работы трансформаторов в агрессивной температурной среде часто приводит к разрушению узлов и агрегатов с возникновением очагов пожаров. Последствия этих аварий наносят большой экономический ущерб и являются причинами несчастных случаев на производстве. Поэтому руководители предприятий и технические специалисты, руководствуясь не нормативными предписаниями, а производственной необходимостью, внедряют различные системы пожаротушения на указанных объектах. Это и простейшие автономные установки пожаротушения и достаточно дорогие, но надежные, АУПТ. Опыт работы на таких объектах показывает, что наиболее эффективными, надежными и экономичными является АУПТ порошкового и аэрозольного пожаротушения. При одинаковой стоимости системы аэрозольного пожаротушения после срабатывания практически не влияют на рабочие характеристики оборудова-

№ 3 (55), март, 2014 г.

ния, что позволяет сразу включать его в работу и не прерывать технологический цикл. Порошковые системы применяются на объектах, если защищаемое помещение не имеет достаточной герметичности, необходимой для аэрозольного пожаротушения. На понижающих подстанциях пожары чаще всего происходят на трансформаторах, масляных выключателях и в кабельном хозяйстве. Крупные подстанции имеют специальные маслостанции, а каждый трансформатор устанавливается в специальную камеру. Пожары трансформаторов возникают после взрыва, разрушения маслобаков и розлива трансформаторного масла, при горении которого над крышкой трансформатора часть масла из расширителя сливают в дренажные лотки. Эти факторы определяют зоны и очаги возможного возгорания, и расстановку и подачу огнетушащего вещества. Для противопожарной защиты исторически рекомендуется использовать пену или мелкораспыленную воду. Но на практике, как уже говорилось выше существует много объектов, где климатические условия эксплуатации трансформаторов, отдаленность расположения и отсутствия необходимых для пожаротушения характеристик водоснабжения ограничивают применение пенных и водяных систем пожаротушения. В этих случаях единственным приемлемым способом является порошковое автоматическое или автономное пожаротушение. Но следует отметить, что гарантированного тушения пожара эти системы обеспечить не смогут, особенно если очаги возгорания остаются в недоступных участках дренажных каналов, приямках, элементах разрушенных конструкций трансформаторов. Эффект порошкового тушения огня заключается в подавлении основных очагов пожара разлитого масла, а также в локализации и изолировании труднодоступных зон горения. Полная ликвидация пожара осуществляется пожарными расчетами с соответствующими средствами водяного или пенного тушения и охлаждения конструкций.

Подготовка персонала| Обучение

Тренажеры нового поколения В настоящий момент вопрос о необходимости непрерывной тренажерной подготовки персонала энергопредприятий не вызывает никаких споров. В первую очередь это связано с борьбой за повышение надежности, безаварийности и экономичности работы оборудования энергоблока.

Андрей Виноградов, директор УНЦТЭ, доцент, к.т.н.

Андрей Киселев, Ивановский государственный энергетический университет, доцент, к.т.н. (Иваново)

оля аварий и нарушений по вине персонала достигает 15%, а некоторые эксперты называют 40% аварий по вине операторов как реальный показатель для энергоблоков 200–1 200 МВт. Опыт эксплуатации свидетельствует, что во время освоения новых технологий управления энергоблоками их аварийность значительно выше, и нарушения по вине операторов достигают от 25% до 80%. В связи с этим первоочередной задачей подготовки персонала на тренажере является задача научить персонал ориентироваться в сложных ситуациях аварийных и переходных режимов и выбирать правильные решения. Тренажерная подготовка открывает возможности разыгрывания на математических моделях, положенных в основу тренажера, самых разнообразных ситуаций, которые могут встретиться на практике, в том числе самых маловероятных аварий, не рискуя при этом оборудованием станции. В учебно-научном центре тренажеров в энергетике (УНЦТЭ) Ивановского государственного энергетического университета (ИГЭУ) при поддержке целого ряда энергетических предприятий России уже достаточно давно ведутся работы по созданию и совершенствованию тренажеров для подготовки оперативного персонала котлотурбинных цехов энергопредприятий. Нами разработан и внедрен целый ряд тренажеров для энергоблоков различных типов и мощности (в том числе ПГУ), сжигающих все виды топлива и имеющих в своем составе самое разное оборудование. Все это время споры вокруг тренажеров не утихают. В настоящее время на рынке имеется достаточное количество различных тренажерных продуктов. Многие из них, по нашему мнению, не отвечают требованиям, предъявляемым к тренажерам на современном этапе развития энергетики. При этом современный тренажер, по нашему мнению, должен отвечать ряду очень жестких требований. 1. По составу, динамике, функциям интерфейса, технологическим нюансам и так далее тренажеры должны быть максимально приближены к оборудованию реального блокапрототипа и условиям работы на нем. Соответственно таких тренажеров должно быть не один на энергопредприятие, а как минимум один на каждую очередь. Хотя и этого может быть недостаточно. Как известно, у нас в стране «нет двух одинаковых блоков». Процесс разработки и строительства блоков ПГУ это лишний раз доказал. В идеале – каждому блоку свой тренажер. А поэтому тренажеры должны быть дешевы (по крайней мере, относительно).

2. Тренажеры должны быть мобильны и доступны. Под мобильностью и доступностью мы подразумеваем простоту и дешевизну их разработки, установки и обслуживания, отсутствие ограничений по тиражированию внутри предприятия. При этом количество рабочих мест тренажера должно быть неограниченным и определяться в зависимости от целей и задач тренировки инструктором тренажера. Тренажер должен позволять проведение тренировок как индивидуально, так и в составе смены. Для достижения дешевизны разработки можно дать несколько практических советов: а) привлекать к разработке тренажеров организации, имеющие богатый опыт их изготовления, а значит, кроме опыта, имеющие достаточное количество заготовок, шаблонов, стандартных отработанных решений и так далее. Это может значительно снизить цену тренажера и сократить сроки его разработки; б) не использовать при разработке тренажеров каких-либо внешних автономных (часто неспециализированных) математических и графических пакетов. Они дороги сами по себе, капризны при работе, поглощают очень много времени и ресурсов; в) разработку тренажеров проводить «оптом», сразу для нескольких блоков, особенно если они однотипны. Это также позволит резко сократить их стоимость. Для достижения простоты и дешевизны установки и обслуживания: а) тренажер должен работать на обычных серийных компьютерах, под управлением стандартной широко распространенной системы (например, Windows), в обычной сети (например, Microsoft). При этом должны использоваться только стандартные приложения, для работы которых не нужно приобретать дополнительных лицензий и сертификатов; б) тренажеры должны легко устанавливаться персоналом энергопредприятия без помощи разработчиков; в) тренажеры ничем не должны быть защищены от тиражирования (внутри предприятия) и могут быть установлены в любом количестве копий, необходимых для организации качественного учебного процесса. 3. Математическая модель тренажера должна быть: а) полная, то есть должна охватывать все оборудование блока, от работы которого зависит качество ведения режима;

ЭНЕРГОНАДЗОР

математическая модель блока

виртуальный ПТК КВИНТ

рабочее место машиниста котла

АРМ инструктора

рабочее место машиниста турбины

рабочее место СМБ, нс ктц

Тренажер энергоблока 300 МВт ОАО «Костромская ГРЭС» под АСУ ТП «КВИНТ» б) всережимная, то есть позволять обучаемому работать во всем диапазоне нагрузок и режимов реального блока-прототипа; в) неразрывная. Под этим требованием понимается способность модели обеспечить непрерывную работу тренажера во всем диапазоне нагрузок в режиме «свободного полета» без каких-либо перескакиваний, искусственных переходов, перезагрузки тренажера. Например, обучаемый должен иметь возможность растопиться, набрать нагрузку, поработать по графику, включить или отключить любое оборудование, «отвалиться по защите», осуществить горячий подхват с расхолаживанием тракта до ВЗ и так далее. И все это в «свободном полете» без каких-либо ограничений и перезагрузки режима; г) точная. Современные компьютеры, с нашей точки зрения, способны обеспечить такую точность моделирования, при которой тренажеры можно использовать для проведения на нем исследований работы оборудования блока в различных режимах (в том числе АСУ, системы регулирования, контроллеров). Тренажер – достаточно дорогая вещь, и использовать ее только для подготовки персонала уже нерационально. Возможно, и необходимо проводить на нем различные исследования с целью оптимизации режимов и повышения надежности работы оборудования, прогнозирования его состояния, поиска оптимальных алгоритмов работы АСУ и так далее. Тем более что данные, накопленные в современных АСУ ТП, дают очень широкие возможности в этом плане. 4. Тренажер – это обучающая программа. Поэтому, наряду с хорошей качественной математической моделью и интерфейсом, тренажер обязательно должен иметь обучающую

№ 3 (55), март, 2014 г.

направленность, заключенную обычно в АРМе (автоматизированное рабочее место инструктора). В тренажере должны обеспечиваться такие стандартные очень важные учебные функции, как автоматическое оценивание, протоколирование, откат, заморозка, ускорение/замедление процесса, обеспечение различных режимов работы тренажера (самоподготовка, проверка и т.п.), запись всего хода тренировки с возможностью последующего анализа и повторного прохождения с любого места и другие функции, обеспечивающие учебные свойства тренажера. Это не менее важно для тренажера, чем хорошая модель и интерфейс. Автоматизированное рабочее место инструктора – это также очень важная составляющая учебного процесса с использованием тренажеров. Помимо стандартных функций полномасштабного контроля за учебным процессом, АРМ должно обладать еще рядом свойств. При знакомстве с тренажером нас часто спрашивают: «Сколько исходных состояний в вашем тренажере, какие тренажерные задачи в нем присутствуют, какие действия обучаемого и по какому алгоритму оцениваются?» Все эти вопросы – не к разработчику. Рабочее место инструктора должно позволять ему самостоятельно (без помощи разработчика) создавать любые исходные состояния, разрабатывать и реализовывать на тренажере любые сценарии тренировок, формировать способы, качественные и количественные критерии автоматизированной оценки действий обучаемого. При этом тренажер превращается в динамический саморазвивающийся и постоянно совершенствующийся объект, постоянно находящийся «на острие» борьбы за организацию качественного, экономичного и безаварийного процесса производства энергии.

Энергетика и право | Обзор нормативных документов Федеральный закон от 28 декабря 2013 года № 399-ФЗ «О внесении изменений в Федеральный закон «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации»

конкретизируется перечень объектов, в отношении которых может проводиться энергетическое обследование; определяются требования к разработке и содержанию программ в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности организаций с участием государства или муниципального образования, организаций, осуществляющих регулируемые виды деятельности, имеющих дочерние и зависимые общества.

Федеральный закон от 28 декабря 2013 года № 401-ФЗ

Внесенными изменениями предусмотрена обязанность лица, проводящего энергетическое обследование, соблюдать требования к его проведению и результатам, стандарты и правила саморегулируемой организации (СРО), членом которой оно является. Определена процедура и сроки проверки энергетического паспорта и отчета о проведении энергетического обследования саморегулируемой организацией (СРО), членом которой является лицо, проводившее обследование. Если в результате проведенной проверки СРО выявит несоответствие результатов энергетического обследования указанным требованиям, энергетический паспорт и отчет возвращаются лицу, проводившему обследование, для устранения несоответствия. В случае проставления СРО в энергетическом паспорте отметки о соответствии результатов обследования указанным требованиям, лицо, проводившее обследование, и СРО, членом которой оно является, несут солидарную ответственность перед лицом, заказавшим проведение обследования, за убытки, причиненные вследствие недостатков оказанных услуг. В связи с этим предусматривается формирование компенсационного фонда СРО в размере не менее двух миллионов рублей. Поправками введен особый порядок проведения энергетических обследований в отношении организаций, указанных в пунктах 1–4 и 6 части 1 статьи 16 Закона об энергосбережении. Закреплено, что указанные организации обязаны организовать и проводить энергетическое обследование в течение двух лет по истечении календарного года, в котором их совокупные затраты на потребление природного газа, мазута, тепловой энергии, угля, электрической энергии, за исключением моторного топлива, превысили объем соответствующих энергетических ресурсов в стоимостном выражении, установленный Правительством РФ. Кроме того, внесенными изменениями, в частности: уточняются полномочия органов государственной власти Российской Федерации, в том числе уполномоченного федерального органа исполнительной власти, а также органов местного самоуправления;

«О внесении изменения в статью 18 Федерального закона «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации» Закон об энергосбережении скорректировали в части подачи документов в электронной форме. Скорректирован Закон об энергосбережении. Заявление о внесении в госреестр СРО в области энергетического обследования и сопутствующие документы могут подаваться в электронной форме. Установлено, что заявитель подписывает такое заявление усиленной квалифицированной электронной подписью. Документы при этом заверяются должностными лицами органов (организаций), уполномоченными на их подписание. Для этого используется электронная подпись, вид которой установлен законодательством.

Постановление Правительства РФ от 10 февраля 2014 года № 95 «О внесении изменений в акты Правительства Российской Федерации в части обязанности гарантирующих поставщиков заключить договор энергоснабжения (купли-продажи (поставки) электрической энергии (мощности) с потребителями электрической энергии (мощности) до завершения процедуры технологического присоединения энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии»

Договор энергоснабжения теперь можно заключать до технологического присоединения к электросети. Вносимые изменения позволяют заключать договоры энергоснабжения (купли-продажи (поставки) электроэнергии (мощности) и на оказание услуг по передаче электроэнергии до технологического присоединения к электросети соответствующих энергопринимающих устройств.

ЭНЕРГОНАДЗОР

Для этого в отношении последних должен быть подписан договор о технологическом присоединении. До завершения процедуры технологического присоединения договор на оказание услуг по передаче электроэнергии вступает в действие с указанных в нем даты и времени, но не позднее дня подписания акта о технологическом присоединении соответствующих объектов. Договор энергоснабжения (купли-продажи (поставки) электроэнергии (мощности) в указанном случае должен исполняться с даты подписания акта о техприсоединении. Гарантирующему поставщику и сетевой организации запрещено отказывать в заключении соответствующих договоров в части объектов, еще не подключенных к сети, но в отношении которых уже подписан договор о технологическом присоединении. Уточнена процедура взаимодействия потребителя, гарантирующего поставщика и сетевой организации при заключении и исполнении соответствующих договоров.

Приведена формула, по которой рассчитывается размер уровня софинансирования расходного обязательства субъекта Федерации за счет субсидий. При этом последний не может быть установлен выше 95% и ниже 5% расходного обязательства. Уполномоченный орган исполнительной власти субъекта Федерации принимает решение о составе получателей и размере средств, предоставляемых каждому из них. Направляет копии этого решения получателям средств не позднее 2 рабочих дней со дня заключения соглашения. Причитающиеся средства перечисляются до 31 декабря 2013 года.

Постановление Правительства РФ от 17 февраля 2014 года № 119 «О внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации в целях совершенствования определения показателей надежности и качества услуг по передаче электрической энергии»

Постановление Правительства РФ от 26 декабря 2013 года № 1253 «Об утверждении Правил предоставления субсидий из федерального бюджета бюджетам субъектов Российской Федерации на ликвидацию перекрестного субсидирования в электроэнергетике в части компенсации последствий в связи с прекращением передачи в аренду территориальным сетевым организациям объектов электросетевого хозяйства, относящихся к единой национальной (общероссийской) электрической сети, и распределения субсидий из федерального бюджета, предоставляемых бюджетам субъектов Российской Федерации на ликвидацию перекрестного субсидирования в электроэнергетике»

Постановление Правительства предусматривает ликвидацию перекрестного субсидирования в электроэнергетике. Некоторые регионы с 2013 года из федерального бюджета получают субсидии на ликвидацию перекрестного субсидирования в электроэнергетике в части компенсации последствий в связи с прекращением передачи в аренду территориальным сетевым организациям объектов электросетевого хозяйства, относящихся к единой национальной (общероссийской) электрической сети. Средства перечисляются субъектам Федерации, которые соответствуют критериям, установленным методикой расчета субсидий. Названы условия, при соблюдении которых они предоставляются. Указано, что должно отражаться в соглашении.

№ 3 (55), март, 2014 г.

Постановлением усовершенствована процедура определения показателей надежности и качества услуг, оказываемых сетевыми организациями. Установлено, что методические указания для сетевых организаций по расчету уровня надежности и качества поставляемых товаров и оказываемых услуг могут содержать индикативные показатели уровня надежности. К последним относятся средняя продолжительность прекращения передачи электроэнергии потребителям, средняя частота таких прекращений, а также объемы недоотпущенной потребителям электроэнергии. Уточнен перечень информации, которая запрашивается регулирующими органами при определении плановых значений показателей надежности и качества услуг (товаров). Например, у сетевых организаций запрашиваются документы, подтверждающие исходные данные, использованные при формировании предложения по плановым значениям показателей надежности и качества. Гарантирующие поставщики и энергосбытовые (энергоснабжающие) организации представляют данные о количестве потребителей и точек сетевой организации. Информация направляется в течение 60 дней с момента получения запроса. Предусмотрено, что информация о качестве обслуживания потребителей услуг сетевой организации подлежит раскрытию. Она публикуется на сайте сетевой организации или на ином сайте, определенном Правительством РФ. Срок – не позднее 1 апреля года, следующего за отчетным. Минэнерго России поручено утвердить формы раскрытия указанной информации. Это нужно сделать в 6-месячный срок с момента вступления в силу единых стандартов качества обслуживания потребителей сетевыми организациями.

Служба надзора | Энергобезопасность

Модернизация энергообъектов Энергетический комплекс по праву считается одной из важнейших отраслей в экономике, надежная и безопасная эксплуатация энергетических объектов напрямую влияет на безаварийную и эффективную работу крупных промышленных объектов. Это особенно актуально для Республики Татарстан, где в большом количестве расположены нефтеперерабатывающие, нефтехимические, машиностроительные производства.

данной статье, опубликованной на сайте Приволжского управления Ростехнадзора, Алмаз НАСЫБУЛЛИН, заместитель руководителя, рассказывает о состоянии безопасности на энергообъектах республики: – В принципе общее состояние безопасности на энергообъектах Татарстана вполне благоприятное – в последнее время из бюджетов различных уровней и из фондов самих предприятий вкладываются значительные инвестиции в мероприятия по повышению надежности электроснабжения. ОАО «Сетевая компания» реализовало проекты, направленные на обновление энергетического комплекса республики, – это реконструкция линии 220 кВ Кутлу Букаш-Центральная, подстанции «Центральная». При этом было заменено все оборудование, построены новые здания, установлены современные системы пожаротушения, релейная автоматика. В данный момент ведется реконструкция ПС 500 кВ Киндери – это позволит значительно повысить надежность Казанского энергорайона. В рамках технологического присоединения запущен новый стратегически важный объект – подстанция «Елабуга-500», благодаря чему крупные потребители Закамья (ОАО «ОЭЗ Алабуга», ОАО «ТАНЕКО», ОАО «ТАИФ-НК», ОАО «Аммоний») получат энергию первой категории надежности энергоснабжения и соответственно новые мощности. Также рассматривается возможность строительства ВЛ 220 кВ до Казани. Со стороны генерирующих организаций мы видим также повышенное внимание к вопросам модернизации энергообъектов. На старейших казанских ТЭЦ-1 и ТЭЦ-2 (ОАО «Генерирующая компания») ведутся масштабные строительные работы по монтажу газовых турбин. Инвестиции в Елабужскую ТЭЦ, запланированные на ближайшую перспективу, позволят довести объект до проектной мощности. Увеличение мощностей ожидает также ТЭЦ-3 (ОАО «ТГК-16») и Нижнекамскую ТЭЦ (ключевой инвестор – ОАО «Татнефть»). По ходу своей деятельности мы часто сталкиваемся со слабой подготовкой проектной докуВведенная Ростехнадзором автоматизированная информационная система оценки готовности муниципальных образований позволила обмениваться информацией с предприятиями и муниципалитетами в электронном виде. Предприятия сами загружали в программу всю необходимую документацию, а Ростехнадзор давал общую оценку муниципальным образованиям в целом.

ментации на строящиеся или реконструируемые объекты энергетики. Зачастую строительство ведется одновременно с проектированием, да и сами заказчики, выдающие техническое задание, не всегда до конца понимают, что они хотят. Проблема – и в слабой подготовке кадров подрядных организаций. Но все же подрядчики за последнее время подтянулись – на это повлияли и проведение Универсиады, и развитие Нижнекамского промышленного узла, и активное строительство объектов нефтяной промышленности. Отмечу, что мы и сами посмотрели на свою работу с другой стороны, стали больше внимания уделять подготовке инспекторского состава, чтобы профессиональный уровень постоянно повышался. Подготовка к осенне-зимнему периоду в Татарстане прошла в штатном режиме. Начиная с мая мы проводили традиционные проверки, обследовали все, что могло повлиять на безаварийную «зимовку». Претензии ко многим предприятиям, образовательным учреждениям были, причем большие, но все они вступили в отопительный сезон вовремя, так как их руководство отнеслось с пониманием к нашим требованиям. Введенная Ростехнадзором автоматизированная информационная система оценки готовности муниципальных образований позволила обмениваться информацией с предприятиями и муниципалитетами в электронном виде. Предприятия сами загружали в программу всю необходимую документацию, а Ростехнадзор давал общую оценку муниципальным образованиям в целом. Но зима еще в самом разгаре, говорить, что у нас все успешно и хорошо, – рано. Природа может внести свои коррективы, и мы к этому должны быть готовы.

ЭНЕРГОНАДЗОР

Служба надзора | Обзор аварий и несчастных случаев ПС-110 «Ахштырь», ПС-110 «Монастырь», ПС-110 «Чвижепсе», ПС-110 «Горная» туапсинской дистанции электроснабжения. Авария устранена. ОАО «ФСК ЕЭС» Сочинское ПМЭС Краснодарский край 29.12.2013 с 00:43 до 08:20 произошло полное прекращение передачи телеметрии и диспетчерской связи между Кубанским РДУ и ПС 220 кВ «Псоу», Краснополянской ГЭС, ПС 110 кВ «Ахштырь», ПС 110 кВ «Монастырь», ПС 110 кВ «Чвижепсе», ПС 110 кВ «Горная тяговая».

Енисейское управление Ростехнадзора Филиал ОАО «ИЭСК» Северные электрические сети Иркутская область 19.12.2013 произошло нарушение работы канала диспетчерской связи с ПС-220кВ «Киренга» и филиалом ОАО «Иркутская электросетевая компания». ООО «Сибирь-СВ» Красноярский край, Богучанский р-н, пос. Таежный 21.10.2013 во время разогрева водогрейного котла, обеспечивающего подачу тепла в лесопильный цех, произошел его взрыв. Смертельно травмирован мастер лесопиления.

Северо-Кавказское управление Ростехнадзора ООО «ЛУКОЙЛ-Экоэнерго» Краснодарский край 23.12.2013 произошло отклонение от установленного технологического режима работы объекта электроэнергетики, приведшее к потере диспетчерской связи и передачи телеметрической информации между Краснополянской ГЭС и Кубанским РДУ. ООО «ЛУКОЙЛ-Экоэнерго» Краснодарский край 24.12.2013 произошла потеря диспетчерской связи между Краснополянской ГЭС и филиалом ОАО «СО ЕЭС» Кубанское РДУ. ОАО «РЖД» Краснодарский край 23.11.2013 произошло нарушение передачи телеметрической информации на

№ 3 (55), март, 2014 г.

Печорское управление Ростехнадзора ОАО «ФСК ЕЭС» – Северное ПМЭС Архангельская область 26.12.2013 в 15:26 из-за упавшего дерева действием аварийной защиты произошло отключение ВЛ-220 кВ «Вельск– Коноша», повлекшее выделение на изолированную работу энергосистемы Республики Коми и части энергосистемы Архангельской области. В 22:36 после очистки линия была включена в работу.

Средне-Поволжское управление Ростехнадзора ООО «Самарские коммунальные системы» г. Самара 02.12.2013 во время проведения планово-предупредительного ремонта в закрытом распределительном устройстве 6 кВ электромонтер, попав под напряжение, получил смертельную электротравму.

Северо-Западное управление Ростехнадзора Киришский филиал ООО «Теплоэнергоремонт» Ленинградская область, Киришский р-н 23.12.2013 во время производства работ по замене шлейфа в ячейке 12 ОРУ-110кВ Филиала ОАО «ОГК-2» «Киришская ГРЭС» произошло смертельное поражение электрическим током электрослесаря. ЗАО «Тоннельный отряд-3» Санкт-Петербург 27.12.2013 вследствие контакта лома, переносимого на плече, с находящимся под напряжением троллейным прово-

дом проходчик получил несовместимую с жизнью электротравму. Северодвинская ТЭЦ-1 ОАО «ТГК-2» Архангельская область 01.12.2013 в 07:14 во время отключения турбогенератора № 6 в результате повреждения выключателя фазы С 110 кВ произошло выделение ТЭЦ на изолированную работу. В 07:49 работа ТЭЦ синхронизирована с ЕЭС, все потребители подключены. ФГУП «Завод имени Морозова» Ленинградская область, Всеволожский р-н, пос. им. Морозова 30.10.2013 при проведении сварочных работ в блоке 1 здания 080 по монтажу дренчерной системы было допущено присоединение обратного проводника к технологическому оборудованию, в результате был допущен контакт электрода с фильтром линии защиты вакуумных насосов, что привело к возникновению электроудара, вызвавшего взрыв.

Сибирское управление Ростехнадзора ООО «Шахтоуправление Карагайлинское» Кемеровская область 16.12.2013 произошло отклонение от установленного технологического режима работы объекта электроэнергетики, приведшее к одновременной полной потере диспетчерской связи и передачи телеметрической информации между филиалом ОАО «ФСК ЕЭС» Кузбасское РДУ и ПС 110 кВ «Карагайлинская–Новая» ООО «Шахтоуправление Карагайлинское» длительностью более 1 часа.

Волжско-Окское управление Ростехнадзора ООО «ВКМ-СТАЛЬ» г. Саранск 19.11.2013 в плавильном участке литейного цеха № 01 в помещени печного трансформатора (тип ЭТМПК 3800/10кВА, зав. № 847154, изг. 1969 г.) возникло возгорание, в результате произошло обрушение крыши цеха над помещением трансформатора, размеры образовавшегося проема 18 на 24 м, также произошло обрушение перекрытия помещения печного трансформатора. Причина обрушения – высокотемпературное воздействие на металлоконструкции перекрытий из-за возгорания трансформатора печи.

обратная Связь | воПроС–ответ

На вопросы отвечает Ремир МУКУМОВ, генеральный директор ОАО «ЭСКО Тюменьэнерго» – известно, что сегмент оптимизации освещения – самый быстроразвивающийся в мире среди других направлений энергоэффективности. Какие перспективы в России? и только ли речь идет об экономии электроэнергии и средств на ее оплату или это нечто большее? – Даже если целью ставится сэкономить, это не должно идти вразрез с комфортом и безопасностью. Более того, действительно хорошие технологии сегодня позволяют не только снижать потребление электроэнергии при сохранении удобства, но и улучшать потребительские качества светильников. Для понимания приведу пример – световое загрязнение, или световой смог. Все видели такие «световые купола» над городами, из-за которых звезд не видно. У нас этому пока не уделяется ни малейшего внимания, однако вопрос серьезный. Происходит световое загрязнение и от неоптимальной конструкции светильников, и от эффектов отражения. В результате – перерасход энергии и, что хуже – вред для здоровья. Световое загрязнение мешает нормальным биоритмам и гормональному балансу человека. По образному выражению одного такого «пострадавшего» от чрезмерного света в окна, «это китайская пытка, даже кошка спать не может». СП 52.13330.2011 «Естественное и искусственное освещение» (актуализированная редакция СНиП 23-05-95) регламентирует уровень суммарной (то есть создаваемой уличным освещением, архитектурным, рекламным и витринным) вертикальной освещенности на окнах жилых зданий. Просто у нас за этим никто не следит, чем пользуются не всегда добросовестные проектировщики и строители. Выключить освещение

нельзя, нужно ведь и безопасность обеспечивать. Результат – потери энергии и неудобство жителей. А выход простой – уличные фонари, вывески, рекламную подсветку надо диммировать, то есть снижать мощность светильников, и такие технологии сейчас есть. Например, я сейчас хорошо знаком с одной такой технологией – светильники с лейблом SEAK Inside можно запрограммировать на любое нужное снижение или увеличение мощности в нужное время суток. – Чего же все-таки не хватает для развития энергосервиса? – Надо понять, что энергосервис – инвестиционный механизм, принципиально этим отличающийся от тех же договоров подряда на проведение, например, энергоэффективных мероприятий. Одна из основных проблем – отсутствие такого центрального элемента энергосервисного проекта, как расчет базовой линии и ее корректировка на сопоставимость, а также в целом провал в компетенциях ЭСКО, финансовом анализе. Буквально в октябре 2013-го вышло постановление Правительства России, разрешившее наконец базовую линию энергопотребления и потребление в отчетном периоде определять расчетно-измерительным путем (для чего должна быть разработана отдельная методика); а также разрешившее корректировки базовой линии на сопоставимые условия. Это требует дальнейшей разработки, но хотя бы нормативно теперь это позволено. Государство должно сыграть главную роль в организации диалога и взаимопонимания всех вовлеченных сторон. Распространить методики, информировать субъекты рынка о возможностях и методах измерений и верификации. Организовать обучение – как ЭСКО, так и заказчиков, в первую очередь бюджетного сектора. Прислушаться к профессиональному сообществу и разрешить энергосервисные договоры для лотов, а не только отдельных учреждений, разрешить расчет общей экономии, а не только по отдель-

ЭНЕРГОНАДЗОР

ным видам ресурсов. Стимулировать мотивацию и развить рынок со стороны заказчиков. Обеспечить развитие метрологии для достоверности и доступности данных о фактическом потреблении. Для обеспечения инвестиционной составляющей запустить систему госгарантий, прописать в законодательстве механизмы ЭСКО с гарантированной экономией. Помочь на начальном этапе развитию этого бизнеса, который пока неинтересен для инвесторов, рискован и может рассматриваться как венчурный. Перевести его на рельсы массового распространения, создать прозрачные условия, либерализовать среду для развития ЭСКО. Известен из зарубежной практики стимулирующий механизм Rebate, или компенсация сбереженной мощности, плата за энергоэффективное поведение потребителя, когда именно ресурсная компания платит потребителю за установку более энергоэффективного оборудования, что снижает ее расходы на инфраструктуру и стоимость присоединения. Этот механизм можно развить в пользу ЭСКО. Сегодня, к сожалению, обычная практика, когда промплощадка заявляет большую мощность, а потом не может ее выбрать, в то время как поставщик электричества вкладывается в инфраструктуру, не получая затем отдачи. ЭСКО могут в качестве объекта взять неэффективные производственные участки и снизить потребляемые ими мощности, а за достигнутый эффект получить компенсацию от ресурсника. Это послужит оптимизации всех нагрузок, создаст рынок высвобожденной мощности.

На вопросы отвечает Евгений ГАШО, эксперт Аналитического центра при Правительстве РФ, доцент МЭИ: – Можно ли всерьез говорить об энергосбережении в жилищном секторе при таких «дырявых» домах, а ведь все их теплоизолировать – непосильная финансовая обуза? – В этой сфере по-прежнему господствует несколько очень живучих мифов. На самом деле замеры и расчеты достоверно показывают, что тепла, с поправкой на климат в России, удельно потребляется не в несколько раз, а всего на 25–35% больше, чем в конкурирующих странах, при этом электроэнергии за рубежом тратится меньше в 5–7 раз. Анализ данных приборов учета тепла однозначно свидетельствует – наши дома по теплопроводности «хуже» западных не в 2–3 раза, а в среднем на 30–45%, и это с «перетопами». При этом окупаемость утепления домов (ограждающих конструкций) совсем не так

№ 3 (55), март, 2014 г.

очевидна, как принято считать – она превышает 25–35 лет. Стены практически неэффективно утеплять выше «дореволюционного» коэффициента термического сопротивления R = 1,1–1,5 К*м2/Вт. Такие мероприятия, в зависимости от расчета ТЭО и грамотности примененного решения, могут иметь различный эффект. Например, в Москве по нескольким десяткам проанализированных зданий расход тепла в домах после капремонта очень разный – от 120 до 250 кВт•ч/кв. м. Причины высоких тарифов на тепло – износ оборудования, избыток мощностей, потери «по дороге». Потери в сетях разнятся, но обычно находятся в диапазоне от 7–9% до 25–35% в разных городах. При этом нельзя забывать о сегменте нового строительства – грамотное проектирование и качественное строительство обеспечивают неплохой эффект экономии в 25–30%, что подтверждается целым рядом примеров в современной России. Дополнением должен служить и комплекс мер по обеспечению энергоэффективности на стороне потребителя – гидравлическая регулировка, качественная эксплуатация, учет и регулирование, автоматизация и т.п. Да и в целом надо иметь в виду, что окупаемость различных энергоэффективных новаций зависит не столько от цен на топливо, сколько от банковского процента. Поэтому камень преткновения – не дороговизна утепления домов. Доступность финансов плюс понимание технико-экономических характеристик всего комплекса мероприятий – вот что нужно.

– Вы утверждаете, что развитие индустриальных парков может являться инструментом повышения энергоэффективности на территории. Но условия в каждом регионе разные? – Региональную специфику, несомненно, необходимо учитывать. Так, в Черноземье и центральных регионах (Калуга, Белгород, Волгоград) целесообразно использование биотоплива, воздушные ТНУ, солнечные установки. На северо-западе (Псков, Новгород, Тверь) хороший эффект дадут технологии снижения энергопотребления в зданиях, пеллеты, торф, щепа. В Сибири и на Дальнем Востоке актуально развивать энергообеспечение удаленных поселений за счет местного топлива, отходов лесопереработки. В старопромышленных регионах – это утилизация промотходов, вторичные энергоресурсы. На юге (Краснодар, Ставрополье) – гелиоколлекторы, ветроэнергетика, геотермальные источники, ТНУ. В мегаполисах – также акцент на энергоэффективность зданий, топливные элементы, массовую пропаганду энергосбережения. Однако общий вектор на энергоэффективность, в различных проявлениях, может быть в любом регионе, в любых условиях.

бизнеС-Предложение | СПравочниК ПредПриятий Производство. Поставки. Услуги ОАО «Курганский электромеханический завод»

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

Комплектные трансформаторные подстанции мощностью 16-1000 кВА (блочные, в утепленном корпусе, киосковые, мачтовые, столбовые). Силовые масляные трансформаторы ТМ, ТМГ мощностью 16-1000 кВА. Установки компенсации реактивной мощности. КСО, ЩО. Приводы пружинные ПП-67. Высоковольтная и низковольтная коммутирующая аппаратура (РЛНД, РВЗ, ВНР, ВНРп, РБ, РПС, РЕ). Светильники светодиодные производственные и уличные.

АНО ДО «Уральский центр охраны труда энергетиков»

620078 Екатеринбург, ул. Коминтерна,16, оф. 829 Тел./факсы (343) 356-55-20, 310-01-03 Тел.(343) 310-01-02 E-mail:urcot2@r66.ru www.urcot.ru

Предаттестационная подготовка и организация аттестации в Ростехнадзоре: промышленная безопасность (общие требования, специальные: котлонадзор, газопотребление, грузоподъемные механизмы и другие); энергобезопасность (электробезопасность, тепловые энергоустановки). Обучение по охране труда, пожарной безопасности, первой помощи, эксплуатации энергооборудования.

ФГАОУ ДПО «Курсы повышения квалификации ТЭК»

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

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

На правах рекламы

Издательский дом «Информ-Медиа»

Группа изданий

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

Æóðíàë

«ÒåõÍÀÄÇÎÐ»

«ÝÍÅÐÃÎÍÀÄÇÎÐ»

«Ãîñóäàðñòâåííûé ÍÀÄÇÎÐ» «ÐÅÃËÀÌÅÍÒ»

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

www.надзоры.рф

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

Ñáîðíèê íîðìàòèâíûõ äîêóìåíòîâ

podpiska@tnadzor.ru

На правах рекламы

Æóðíàë

19 -21 марта ОМСК

ǳȌȍȋȚȔȇȗȕȋȔȢȐ ȉȢȘșȇȉȕȞȔȢȐ ȝȌȔșȗ ªǯȔșȌȗǸȏȈ« ǩȢȘșȇȉȕȞȔȇȦ ȑȕȓȖȇȔȏȦ ªǵȓȘȑ ȄȑȘȖȕ«

МЕЖДУНАРОДНЫЙ ВЫСТАВОЧНЫЙ ЦЕНТР

2014

С ИБИРСКИЙ

ПРОМЫШЛЕННО- ИННОВАЦИОННЫЙ ФОРУМ Ȗȗȏ ȚȞȇȘșȏȏ

ȊȌȔȌȗȇȒȣȔȢȐ ȏȔțȕȗȓȇȝȏȕȔȔȢȐ ȘȖȕȔȘȕȗ

На правах рекламы

В экспозиции :

М АШИНОСТРОЕНИЕ М Е Т А Л Л О О Б РА Б О Т К А А В Т О М АТ И З А Ц И Я С ВАРКА О М С К ГА З Н Е ФТ Е Х И М Э НЕРГОСИБ. С ИБМАШТЭК И Н- Э КСПО. М ЕТРОЛОГИЯ Тел.\факс: (3812) 22-04-59, 25-84-87, 23-23-30 E-mail: expo@intersib.ru, ssg@intersib.ru

www.intersib.ru

На правах рекламы