Dfsgdbegfbnnfg0bfg6nfgn1gfd5 by Denis Y

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

№ 6 (70), июнь, 2015 год

Павел ИЛЮШИН, заместитель генерального директора – главный инспектор ЗАО «Техническая инспекция ЕЭС», к.т.н.:

Решение проблем интеграции объектов РГ в распределительные или внутренние сети предприятий обеспечит надежное электроснабжение потребителей. с. 4

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

Консультации по интересующим вопросам напрямую от руководителей государственных структур и экспертов

Оформляйте подписку экономьте сотни тысяч рублей возможных штрафов

Особенности взаимодействия надзорных органов с поднадзорными предприятиями

Политика государства в области государственного надзора и контроля

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НАДЗОР

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

8-800-700-35-84

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

профессиональной дисквалификации

www.tnadzor.ru

Журнал «ЭНЕРГОНАДЗОР» ежемесячное издание

Шеф-редактор Группы изданий «ТехНАДЗОР» Екатерина Владимировна Черемных И.о. главного редактора Валентина Сергеевна Смирнова Обозреватели Роза Ибрагимова, Ольга Паластрова, Павел Цереня Выпускающий редактор Татьяна Рубцова Дизайн и верстка Павел Щербаков Корректор Лилия Коробко Редакционный совет Рогалев Николай Дмитриевич, ректор Национального исследовательского университета «Московский энергетический институт» Илюшин Павел Владимирович, заместитель генерального директора – главный инспектор ЗАО «Техническая инспекция ЕЭС», руководитель подкомитета С6 РНК СИГРЭ, руководитель подкомитета ПК-5 ТК 016 «Электроэнергетика» Росстандарта, к.т.н. (Москва) Серебряков Дмитрий Владиславович, исполнительный директор СРО НП «Союз «Энергоэффективность» Щелоков Яков Митрофанович, заслуженный изобретатель РСФСР, заслуженный энергетик РСФСР, кандидат технических наук, доцент

Содержание Стратегия отрасли

Факты, события, комментарии........................................................... 2 Применение обосновано, но ограничено........................................... 4 Об общих тенденциях в электроэнергетике России, непосредственно влияющих в том числе на развитие распределенной генерации, а также о надежности электроснабжения при ее использовании рассказывает Павел ИЛЮШИН, заместитель генерального директора – главный инспектор ЗАО «Техническая инспекция ЕЭС»

От декларативности к реальному законодательству...................... 8 Виталий КОВАЛЬЧУК, референт Департамента промышленности и инфраструктуры Правительства РФ, анализирует практику внебюджетной поддержки процесса энергосбережения

Приоритет – финансово жизнеспособным проектам..................... 10 Возможности Российской программы финансирования устойчивой энергетики (RuSEFF) Европейского банка реконструкции и развития в нынешних геополитических условиях

Промышленная политика

Не просто антикризисные меры – стимулы для развития............ 12 Опыт обеспечения стабильного состояния организаций Среднего Урала

Энергоэффективность

Схема слаженных действий.............................................................. 14

Агентство по энергосбережению Удмуртской Республики разработало 20 схем теплоснабжения поселений и городских округов

С модернизацией можно не спешить?............................................. 16

Коммерческий директор Ольга Казеннова

Экономия энергоресурсов при внедрении системы энергоменеджмента за счет операционного контроля на Пивоваренной компании «Балтика»

Руководитель отдела подписки Юлия Ягудина

Моделирование систем теплоснабжения промышленных предприятий........................................................... 18

Отдел подписки Евгения Бойко, Елена Кононова, Наталья Королева, Татьяна Купреенкова, Галина Мезюха Тел. +7 (343) 253-89-89, +7 (967) 633-95-67 E-mail: podpiska@tnadzor.ru Редакция журнала «ЭНЕРГОНАДЗОР» 121099 Москва, Смоленская пл., 3 Тел. 8 (800) 700-35-84 E-mail: moscow@tnadzor.ru 620017 Екатеринбург, а/я 797 Тел./факс (343) 253-89-89 E-mail: еnadzor@tnadzor.ru, tnadzor@tnadzor.ru www.tnadzor.ru Представительство в Тюмени E-mail: region@tnadzor.ru Представительство в Челябинске Тел. +7 (351) 723-02-69, 266-66-78 E-mail: tnadzor@tnadzor.ru, 74@tnadzor.ru Представительство в Уфе E-mail: texnadzor-ufa@yandex.ru Представительство в Самаре E-mail: texnadzor-samara@yandex.ru Представительство в Оренбурге E-mail: texnadzor-orenburg@yandex.ru Представительство в Омске E-mail: texnadzor-omsk@yandex.ru Представительство в Перми E-mail: texnadzor-perm@yandex.ru Свидетельство о регистрации ПИ № ФС 77-43797 от 7 февраля 2011 г. выдано Федеральной службой по надзору в сфере связи, информационных технологий и массовых коммуникаций. Подписано в печать 16 июня 2015 года. Выход из печати 22 июня 2015 года. Отпечатано в ООО «Астер-Ек+» г. Екатеринбург, ул. Черкасская, 10 ф Тел. +7 (343) 310-19-00 Заказ № 25060 от 16 июня 2015 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+

Оптимальность работы схемы централизованного теплоснабжения в России

Клуб главных энергетиков

Наша цель – создание энергонезависимого предприятия............ 22 Наталья ЛОКТЕЕВА, заместитель главного энергетика ОАО «ЕВРАЗ НТМК» – о способах снижения энергоемкости производства стали

Технологии и оборудование

На повестке дня – коэффициент полезного действия ТЭС............ 25 Парогазовые и газотурбинные установки как основа генерирующей мощности в теплоэнергетике

Деаэраторы атмосферного давления............................................... 28 Использование их в качестве теплоносителя вместо пара «перегретой» воды для повышения экономической эффективности энергоустановки

Консультационный семинар

Плата обязательная и нормированная............................................ 30 Расчет платежей за негативное воздействие на окружающую среду, сроки и порядок их предоставления

Энергетика и право

Защита монополий или единый отраслевой закон?...................... 32 Отличие целей российского энергетического права от направления сложившейся мировой практики – экспертное мнение Якова ЩЕЛОКОВА, председателя коллегии СРО «Союз «Энергоэффективность»

Служба надзора

Обзор аварий и несчастных случаев. Результаты проверок........ 37

Административная практика

Конкурсный управляющий поддержан судом............................... 38

ОАО «МРСК Северо-Запада» не соглашается с определением Арбитражного суда Мурманской области по делу о возврате в конкурсную массу ОАО «Колэнергосбыт» средств в размере более 87 млн. рублей

Обратная связь

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

Стратегия отрасли | Факты, события, комментарии РусГидро открыло лабораторный комплекс в МЭИ

Бизнес-платформа Урала Бизнес-платформа «Собственная генерация на предприятии» впервые состоялась на Среднем Урале, в выставочном центре «ЕкатеринбургЭКСПО».

Научно-лабораторный комплекс приобретен ОАО «РусГидро» в рамках развития стратегического партнерства и пополнения лабораторного фонда Национального исследовательского университета «Московский энергетический институт». Комплекс включает в себя пять стендов, изготовленных немецкой компанией Lucas-Nülle. Три из них представляют собой электромеханические модели ветро- и солнечной электростанций, а также ГАЭС. Четвертый стенд имитирует потребителя электроэнергии, а пятый позволяет управлять автономными моделируемыми источниками энергии и потребителем. Такая комплектация на сегодняшний день – единственная в России. Она дает возможность изучать режимы работы и способы управления

электростанциями на основе ВИЭ при меняющихся природных условиях. – Технологии, которые используются в гидроэнергетике, стремительно развиваются. Возникает необходимость в инженерах, обладающих уникальными знаниями и навыками. Одна из главных задач нашей компании – научные исследования. Ее решение так же, как и подготовку кадров в нужном нам ключе, во многом будет обеспечивать новый учебно-лабораторный комплекс, – сказал на открытии лаборатории член правления, первый заместитель генерального директора, главный инженер ОАО «РусГидро» Борис Богуш. МЭИ – один из крупнейших технических вузов России в области энергетики, электротехники, электроники, информатики, обучение в котором проходят студенты и аспиранты из 68 стран мира.

Завершена консолидация генерирующих активов КЭС-Холдинга В соответствии с новой редакцией устава, утвержденной акционерами 29 мая 2015 года, ОАО «Волжская ТГК» меняет название на Публичное акционерное общество «Т Плюс». Смена наименования завершает консолидацию генерирующих активов КЭС-Холдинга, которая проходила путем присоединения к ОАО «Волжская ТГК» ОАО «ТГК-5», ОАО «ТГК-6», ОАО «ТГК-9», ОАО «Оренбургская ТГК», а также управляющей компании ЗАО «КЭС» и ряда ремонтно-сервисных компаний. ПАО «Т Плюс» вместе с ОАО «ЭнергосбыТ Плюс», объединившим в 2014

Предыдущие три года это мероприятие проходило в Москве. Ежегодно в нем участвовало около 400 человек из разных регионов России. Цель форума-выставки 4–5 июня – содействие внедрению и эксплуатации объектов малой и средней генерации на предприятиях Уральского федерального округа и продвижение технологических решений в сфере распределенной энергетики. По результатам исследования российско-британской компании Redenex, энергосистема Урала относится к устойчиво дефицитной. Генерирующие объекты, в частности, находящиеся на территории Свердловской области, вырабатывают на 20–25% меньше электроэнергии, чем требуется ее потребителям. Деловая программа Бизнес-платформы Урала состояла из конференции, которую открыл докладом «Анализ опыта применения объектов распределенной генерации для обеспечения надежного электроснабжения потребителей» Павел Илюшин, заместитель генерального директора – главный инспектор ЗАО «Техническая инспекция ЕЭС», руководитель подкомитета С6 РНК СИГРЭ и подкомитета ПК-5 ТК 016 «Электроэнергетика» Росстандарта». В рамках Бизнес-платформы Урала состоялись экскурсии на промышленные предприятия и в муниципальные образования Свердловской области, во время которых ее участники познакомились с примерами успешной реализации проектов по созданию собственной генерации.

году сбытовые компании «КЭС Холдинга», Группой «Российские коммунальные системы», ЗАО «ГАЗЭКС» и рядом других станет частью Холдинга «Т Плюс Груп». Новое вертикально интегрированное объединение с более простой и четкой структурой и сниженными управленческими расходами потенциально обладает большей инвестиционной привлекательностью, операционной эффективностью, финансовой и технологической надежностью, что отвечает интересам как основных, так и миноритарных акционеров. В первый состав совета директоров ПАО «Т Плюс» вошли 11 человек.

ЭНЕРГОНАДЗОР

Роль тепловой генерации в период весеннего паводка растет Системный оператор продолжает повышать эффективность использования гидроресурсов для выработки электроэнергии в период весеннего паводка. Со 2 мая по 1 июня 2015 года задачи по автоматическому вторичному регулированию частоты и перетоков активной мощности (АВРЧМ) в ЕЭС России решались в том числе с использованием тепловой генерации. Частичный перенос резерва вторичного регулирования с ГЭС на ТЭС позволил рационально использовать гидроресурсы части ГЭС первой ценовой зоны с увеличением выработки электроэнергии более чем на 70 млн./ кВт•ч. В обеспечении АВРЧМ в паводковый период участвовали 17

энергоблоков тепловых станций, с которыми Системный оператор заключил договоры оказания услуг по АВРЧМ в 2015 году в рамках функционирования рынка системных услуг. Суммарная величина резервов вторичного регулирования составила ± 193,16 МВт. Автоматическое вторичное регулирование частоты и мощности энергоблоками ТЭС осуществляется в соответствии с требованиями стандартов ОАО «СО ЕЭС». Требования предусматривают, что максимальная величина изменения мощности энергоблока под воздействием автоматики не может превышать 5% от его номинальной мощности, что является условием обеспечения надежного режима работы оборудования.

В России продолжается возведение экологически безопасной ГЭС

Банк низкообогащенного урана Совет управляющих МАГАТЭ рассмотрит соглашение о банке НОУ в Казахстане. Генеральный директор МАГАТЭ Юкия Амано представил на рассмотрение Совета управляющих агентства проект соглашения о создании банка низкообогащенного урана с Республикой Казахстан, одобренного постановлением его правительства от 27 апреля 2015 года. И проект соглашения с Российской Федерацией – о транзите низкообогащенного урана в этот банк и из него. Одновременно с первым соглашением планируется подписать еще два – технического характера, которые, по словам главы МАГАТЭ, находятся в завершающей стадии согласования. Банк будет предоставлять низкообогащенный уран государствам-членам МАГАТЭ в тех случаях, когда они не смогут его получить для производства ядерного топлива на мировом коммерческом рынке.

Депутаты Госдумы слушали министра энергетики РФ Александр Новак 10 июня выступил перед депутатами Государственной Думы в рамках «Правительственного часа».

Строящаяся Нижне-Бурейская ГЭС (дочернее общество ОАО «РусГидро») получила второй гидрогенератор мощностью 80 МВт. Каждый из четырех комплектов оборудования гидроагрегатов, которые изготовит и смонтирует для новой гидроэлектростанции ОАО «Силовые машины», включает в себя поворотнолопастную гидротурбину в комплекте с системой автоматического управления, гидрогенератор с системой возбуждения, а также вспомогательное оборудование гидроагрегата.

№ 6 (70), июнь, 2015 г.

Проект ГЭС отличает экологически безопасная конструкция гидротурбин, полость рабочего колеса которых не будет заполнена маслом, что исключает возможность его протечки в воду. В настоящий момент на строительной площадке станции ведутся работы по монтажу облицовок и закладных гидротурбин на всех четырех агрегатах. Ввод в эксплуатацию гидроагрегатов Нижне-Бурейской ГЭС запланирован на 2016 год. Ее проектная мощность составит 320 МВт, среднегодовая выработка – 1650 млн. кВт•ч.

Александр Новак отметил, что за три года разработано 45 законопроектов, направленных на повышение инвестиционной привлекательности и эффективности работы отрасли. Из них 22 принято Госдумой и вступило в законную силу. Министр сообщил, что выработка электроэнергии в 2014 году составила 1 046,4 млрд. кВт/ч, что на 0,1% выше показателя 2013 года. Объем инвестиций в отрасль достиг 812 млрд. рублей, введено в эксплуатацию 7597 МВт новых мощностей генерирующего оборудования. По словам главы ведомства, это рекордный показатель за последние несколько лет. Однако задолженность на оптовом рынке за покупку электроэнергии составляет более 50 млрд. рублей. На розничном рынке – свыше 190 млрд. рублей. По мнению Александра Новака, принятие законопроекта об укреплении платежной дисциплины потребителей энергоресурсов снизит остроту данной проблемы.

Стратегия отрасли | Распределенная генерация

Применение обосновано, не ограничено Развитие распределенной генерации (РГ) в России, в отличие от многих стран мира, происходит в основном не за счет строительства объектов генерации на базе возобновляемых источников энергии, а за счет вводов тепловых электростанций с газотурбинными (ГТУ), дизельными (ДЭС) и газопоршневыми установками (ГПУ).

Павел ИЛЮШИН, заместитель генерального директора – главный инспектор ЗАО «Техническая инспекция ЕЭС», руководитель подкомитета С6 РНК СИГРЭ, руководитель подкомитета ПК-5 ТК 016 «Электроэнергетика» Росстандарта, к.т.н.

анные генераторные установки (ГУ), как правило, подключаются к распределительным электрическим сетям или к сетям внутреннего электроснабжения промышленных предприятий и сооружаются собственниками крупных промышленных предприятий нефтегазодобывающей, горнодобывающей, металлургической, целлюлозно-бумажной и химической отраслей промышленности. Возможны различные схемы подключения ГУ объектов РГ к распределительным электрическим сетям, при этом выбор схемы подключения зависит от мощности ГУ или электростанции, ее удаленности от сетей распределительных сетевых компаний и других факторов. Следует отметить, что при подключении отдельных ГУ или электростанций к шинам 20–220 кВ распределительных подстанций через трансформаторы или при непосредственном их подключении к шинам 0,4–10 кВ принципы построения устройств РЗА в прилегающей сети не изменяются. В данных вариантах не изменяется потокораспределение, а электроснабжение потребителей осуществляется по фидерам, отходящим от шин распределительных подстанций с потоком мощности «от шин в линию». Другая ситуация складывается с подключением генераторов или электростанций к фидерам (ЛЭП) 0,4–10 кВ, которые становятся активными. При этом появляется необходимость в реконструкции устройств РЗА с применением более сложных защит в прилегающей сети, в которой возникают реверсивные потоки мощности, зависящие от режима генерации и потребления в узлах нагрузки. В ряде случаев это требует изменения топологии сети с установкой дополнительных коммутационных аппаратов, а также полной заменой коммутационного оборудования в связи с ростом уровня токов КЗ. Присоединение отдельных ГУ или электростанций к шинам подстанций наиболее предпочтительно с точки зрения вышеизложенных вопросов. Однако данное решение имеет и отрицательную сторону – при авариях на шинах ПС отключаются ГУ и все потребители. Подключение объектов РГ к фидерам внутри распределительной сети позволяет, например, при авариях на шинах ПС выделять электростанции или ГУ на сбалансированную нагрузку в энергорайоне и осуществлять электроснабжение потребителей до момента устранения аварии на подстанции [1].

Проведенный анализ отечественного опыта применения ГУ на объектах РГ позволяет сделать следующие выводы: надежная и эффективная эксплуатация ГУ отечественного и иностранного производства на объектах РГ возможна. Но ряд ГУ иностранного производства по своим техническим характеристикам неприменим в отечественной электроэнергетике, так как не удовлетворяют требования действующих НТД и/или обеспечения надежного электроснабжения потребителей. А также – без разработки и реализации специальных технических мероприятий на ГУ (реактирование, изменение алгоритмов АРВ, изменение параметров настройки регуляторов скорости, горелочного режима; изменение уставок устройств РЗА и т.п.). Либо без разработки и реализации специальных технических мероприятий в прилегающей сети (применение АПВ с ожиданием синхронизма; применение быстродействующих устройств РЗА и т.п.). Нередко причинами возникновения проблемных вопросов при эксплуатации объектов РГ являются: – неправильный выбор вида, типа, мощности ГУ на этапе проектирования или режимов работы ГУ; – отсутствие принципиально важных пунктов требований в техническом задании (ТЗ) на закупку ГУ и/или в технических требованиях (ТТ) к ГУ; – неполное или некачественное выполнение проекта схемы выдачи мощности (СВМ) ГУ объекта РГ без учета особенностей сетей внешнего или внутреннего электроснабжения и влияния нагрузки; – неудовлетворительная организация эксплуатации ГУ. Из проблемных технических вопросов можно выделить следующие основные, которые связаны как с конструктивными особенностями ГУ, так и с параметрами и алгоритмами работы САУ/САР ГУ: Механическая стойкость ГУ при внешних КЗ и НАПВ В ГОСТ 533-2000 [2] и МЭК 34-3-88 имеются требования относительно сохранения работоспособности генерирующих установок при внешних КЗ. Требования вышеуказанных документов не распространяются на электрические машины,

ЭНЕРГОНАДЗОР

Рис. 1. Электромагнитный момент при КЗ

предназначенные для применения в бортовых системах подвижных средств наземного, водного и воздушного транспорта. ГУ, созданные на базе авиационных турбин, значительно легче, и их вал не обладает достаточной прочностью к значительным механическим перегрузкам, которые могут возникать при КЗ и несинхронных АПВ. Следует отметить, что у многовальных ГТУ иностранного производства набросы нагрузки вызывают практически мгновенное снижение скорости вращения генератора и силовой турбины, которые жестко связаны между собой, учитывая малые значения механических постоянных инерции. В свою очередь. резкое снижение скорости вращения силовой турбины при работе газовой турбины приводит к возникновению газодинамического импульса, направленного на проточную часть и элементы газовой турбины (на одном валу с компрессором), скорость вращения которой максимальна и не изменяется, так как имеет раздельные с силовой турбиной валы. При этом диски и рабочие лопатки последних ступеней газовой турбины подвергаются значительным механическим напряжениям под влиянием резкого увеличения давления рабочей среды. В эксплуатации известны случаи разрушения лопаточного аппарата приводного газотурбинного двигателя при КЗ в сети, причем не на генераторном напряжении, а за повышающим трансформатором. На практике максимальное значение механического момента на валу ГУ при трехфазном КЗ может в 5–10 раз превышать номинальный момент, пиковое значение которого возникает в том случае, когда КЗ происходит при переходе синусоиды тока через максимум (максимальное начальное значение апериодической составляющей). Более значительный момент возникает при двухфазном КЗ, который может в 1,3–1,4 раза превышать величину момента при трехфазном КЗ, что обусловлено ярко выраженной второй гармоникой момента, составляющей 50% от основной, которая искажает синусоидальную форму момента и приводит к увеличению его пикового значения. С тем же вопросом о механической стойкости ГУ связана проблема допустимости применения

№ 6 (70), июнь, 2015 г.

Рис. 2. скачкообразные набросы мощности на ГПУ

несинхронных АПВ в прилегающей сети, так как еще большие величины момента возникают при отключении КЗ и восстановлении связи генератора с электрической сетью, величина которого может составлять для генераторов без демпферной обмотки в 3,2 раза больше, а для генераторов с демпферной обмоткой до 1,7 раза больше, чем при трехфазном КЗ. В отечественных распределительных сетях 110 – 220 кВ, как правило, применяются АПВ без контроля синхронизма, т.е. несинхронные (НАПВ). При расчетной проверке нужно ориентироваться на максимально допустимое значение этого момента для рассматриваемой ГУ и на конкретные значения параметров сети в различных схемно-режимных ситуациях [1]. Некоторые иностранные заводы-изготовители вводят быстродействующую токовую защиту генератора, однако, как видно из рисунка 1, рассуждение в части исключения воздействия ударных нагрузок на генератор ошибочно, так как максимум электромагнитного момента при возникновении внешнего КЗ наступает менее чем через 0,02 с. Отключение генератора устройствами релейной защиты настолько быстрое, чтобы можно было существенно снизить ударный электромагнитный момент, нереально, и таким способом «исключить воздействие ударных нагрузок», невозможно. Учитывая изложенное, поставщики ГУ (заводыизготовители) должны подтверждать механическую стойкость ГУ при любом виде внешнего КЗ или указывать величину максимально допустимого для ГУ механического момента, при котором гарантируется ее работоспособность без внутренних повреждений. Для решения данного вопроса представляется целесообразным либо включать соответствующее требование о механической стойкости ГУ во всех указанных режимах в технические требования (ТТ) к закупаемым ГУ, либо на основании расчетов отказываться от применения НАПВ в пользу АПВ с ожиданием синхронизма и/или предусматривать включение в цепь статора генератора токоограничивающих устройств с сопротивлением, достаточным для снижения

Стратегия отрасли | Распределенная генерация величины ударного электромагнитного момента до допустимых значений. В ряде случаев для предотвращения поломок валопроводов энергетических турбин малых мощностей при КЗ на выводах генератора заводыизготовители предусматривают установку между турбиной и генератором муфты предельного момента, которая позволяет провернуться валу генератора относительно вала турбины при недопустимой величине момента (выбирается по условиям механической прочности турбины). Отключение ГТУ защитой от «помпажа» компрессора Помпаж – это аэродинамический феномен в виде автоколебательного процесса перемещения всей массы воздуха внутри компрессора ГТУ от входа и обратно. При его возникновении резко падает КПД компрессора, возрастает вибрация и динамические напряжения в рабочих лопатках. Защита от «помпажа» компрессора является одной из основных технологических защит ГТУ и не может быть выведена из работы, так как при больших нагрузках может привести к повреждению ГТУ, что обусловлено конструктивными особенностями компрессора. Различные иностранные заводы-изготовители ГТУ устанавливают следующие параметры указанной защиты: сигнализация f = 49 – 49,5 Гц (0 с), аварийное отключение ГТУ f = 47,5 – 48,5 Гц (20 с). Наличие данной технологической защиты накладывает определенные ограничения на применение данных ГТУ для работы в составе энергосистем, так как они не соответствуют требованиям, ведь уставки противоаварийной автоматики выбираются следующими: АЧР1 46,5 – 48,8 Гц (0,3 c), частотной делительной автоматики (ЧДА) 46 – 47,0 Гц (0,3 – 0,5 с). Следовательно, защита от «помпажа» компрессора отключает ГТУ до срабатывания устройств АЧР в сети и до выделения данной электростанции действием ЧДА на сбалансированную нагрузку для обеспечения надежного электроснабжения потребителей в выделенном энергорайоне. Это, в свою очередь, приводит к увеличению дефицита мощности в энергосистеме, утяжеляет процесс ликвидации аварии и вызывает большие последствия для потребителей электрической энергии. Алгоритмы и параметры настройки АРВ На обеспечение устойчивой параллельной работы ГУ и демпферные свойства энергосистемы влияют в первую очередь характеристики и параметры настройки АРВ мощных синхронных генераторов, средств компенсации реактивной мощности на подстанциях системообразующей сети, электропередачи и вставок постоянного тока. Основными устройствами, влияющими на демпферные свойства ЕЭС России, являются системы возбуждения (СВ) и АРВ синхронных генераторов электростанций. В настоящее время на параметры настройки АРВ и СВ оказывает влияние большое число

субъектов (производители АРВ, проектные и пусконаладочные организации, персонал электростанций). При этом разрешения на применение оборудования на территории России и сертификаты соответствия на генерирующее оборудование выдаются уполномоченными организациями без проверки функциональности СВ и АРВ. Ряд АРВ иностранного производства, внедряемых на объектах электроэнергетики России, разработаны в соответствии только с западными стандартами (IEEE 421, МЭК 34-16 и др.) и не соответствуют требованиям ПТЭ, ПУЭ и ГОСТ 21558-2000 «Системы возбуждения турбогенераторов, гидрогенераторов и синхронных компенсаторов. Общие технические условия». Также АРВ, как правило, не содержат ряд основных функций, обеспечивающих эффективное демпфирование низкочастотных колебаний и запасы по динамической устойчивости при нормативных возмущениях (релейная форсировка, блокировка работы системного стабилизатора при возникновении небалансов активной мощности в энергосистеме и др.). В этих условиях возрастает риск невыполнения требований действующих НТД в России, неправильной настройки АРВ и внедрения АРВ с алгоритмами работы, не адаптированными к условиям ЕЭС России, что может привести к нарушениям устойчивости, развитию процессов самораскачивания и, как следствие, угрозы повреждения оборудования, в том числе на электростанциях иных собственников. В ЕЭС России зафиксирован ряд случаев неправильной работы АРВ, приводивших к возникновению аварийных ситуаций. В [3] устанавливаются технические требования к системам возбуждения и АРВ сильного действия синхронных генераторов, порядок взаимодействия субъектов электроэнергетики при выборе типа систем возбуждения и параметров настройки АРВ, порядок и методику проведения сертификационных испытаний АРВ в целях проверки их соответствия требованиям НТД. Выполнение всеми собственниками ГУ указанных требований позволяет обеспечивать устойчивость параллельной работы генерирующего оборудования и является одним из условий своевременного ввода в эксплуатацию систем возбуждения и АРВ синхронных генераторов при строительстве, реконструкции, модернизации и техническом перевооружении генерирующего оборудования электростанций. Безусловно, вышеуказанные вопросы относятся в первую очередь к ГУ, оснащенным АРВ сильного действия (как правило, мощностью более 60 МВт), однако ГУ указанных мощностей применяются и на объектах РГ, а кроме того, установки меньших мощностей в последнее время оснащаются такими АРВ, следовательно, данная проблематика имеет отношение и к объектам РГ. Дополнительно необходимо обратить внимание на то, что иностранные заводы-изготовители ГУ для объектов РГ (ГТУ, ГПУ, ДЭС) в большинстве случаев либо вообще не представляют подробную техническую информацию о СВ, алгоритмах АРВ

ЭНЕРГОНАДЗОР

и выбранных параметрах настройки, либо эта информация является крайне недостаточной для введения параметров АРВ в расчетную модель для выполнения расчетов режимов. В настоящее время количество ГУ на объектах РГ с малоизвестными АРВ не является большим, и, следовательно, они не оказывают существенного влияния на протекание переходных процессов в ЕЭС России, однако при росте их количества в конкретном узле нагрузки (особенно с промышленной нагрузкой) данное влияние может оказаться существенным и проявиться в аварийных режимах с самыми негативными последствиями как для собственников объектов РГ, так и для потребителей электрической энергии. Набросы и сбросы нагрузки на объектах РГ Широкое распространение в последнее время получают газопоршневые генерирующие установки (ГПУ), в которые заложен принцип действия двигателя внутреннего сгорания (ДВС). У мощных двигателей внутреннего сгорания, и дизельных, и газопоршневых, имеется известная особенность, состоящая в том, что скачкообразный наброс активной мощности на генератор, не вызывающий перегрузки генератора, может, тем не менее, приводить к перегреву ДВС и к его отключению технологическими защитами, т.е. быть недопустимым. Такая особенность мощных ДВС связана с тем, что большей отдаваемой мощности (и соответственно большей подаче топлива в двигатель) должно соответствовать увеличение подачи воздуха в двигатель от компрессора. Однако нет технической возможности очень быстро увеличивать скорость вращения компрессора и соответственно его производительность. Это обстоятельство лимитирует величину скачкообразных набросов мощности. В технической документации на ряд ГПУ приводятся графики допустимых набросов мощности. Пример такой зависимости для одной из ГПУ показан на рисунке 2. Графики даны для случая, когда мощность изменяется скачком от значения Р0 до Р0+ΔР. Интервал между набросами мощности тоже ограничивается и должен быть не меньше 1–2 мин. «Класс» ГПУ, учитывая режимы работы нагрузки, определяет заказчик при формировании ТЗ на закупку генерирующего оборудования. При выполнении проектов строительства объектов РГ необходимо учитывать данное обстоятельство, особенно при определении допустимости работы данных ГУ в автономном режиме, что особенно критично для промышленных потребителей, у которых могут осуществляться прямые пуски мощных электродвигателей. Ряд иностранных заводов-изготовителей ГУ не предоставляют в технической документации на ГУ параметры, позволяющие рассчитывать изменения скорости вращения генератора при толчках нагрузки, ссылаясь на то, что математические модели САУ являются их интеллектуальной собственностью. Это усложняет процесс проектирования объектов РГ, так как не позво-

№ 6 (70), июнь, 2015 г.

ляет обеспечить правильность математического моделирования ГУ в расчетных программных комплексах. Однако для корректного выполнения моделирования нет необходимости иметь полную математическую модель регулятора, достаточно получить его внешние характеристики в виде графиков изменений скорости вращения при фиксированных набросах и сбросах электрической нагрузки. Для решения поставленных вопросов представляется целесообразным включать условия по предоставлению указанных графиков в ТТ к закупаемым ГУ. Подходы к решению проблемных вопросов Для комплексного решения вопросов надежной, эффективной и безаварийной работы объектов РГ и электрических сетей представляется целесообразным на первом этапе (до приобретения ГУ) выполнять разработку проекта схемы выдачи мощности электростанции/ГУ, включающую в себя выполнение комплекса технических и схемных решений присоединения электростанции/ГУ к электрическим сетям. На основании проведенных расчетов появляется возможность доказать, что планируемый к подключению объект РГ не создает дополнительных технических проблем в прилегающей электрической сети, либо обозначить возникающие проблемные вопросы и привести основные технические решения, позволяющие их полностью устранить или минимизировать влияние до допустимого уровня. Кроме того, разработка проекта СВМ позволяет оценить возможности обеспечения надежного электроснабжения потребителей от планируемых к приобретению ГУ на объект РГ, при выделении всего энергообъекта или его части на изолированную (автономную) работу. До начала строительства объекта РГ определиться с целями его внедрения и режимами работы с учетом технологии основного производства (при наличии). Правильно составить технические требования (ТТ) к генерирующему оборудованию и технические задания (ТЗ) на закупку данного оборудования с учетом требования об обязательном представлении заводом-изготовителем полной информации о параметрах и характеристиках ГУ для выполнения расчетов при разработке проекта СВМ объекта РГ, а также эксплуатационной документации на русском языке. А также ТЗ на разработку проекта схемы выдачи мощности ГУ в распределительную сеть и/или сеть внутреннего электроснабжения промышленного предприятия. Провести приемку проекта СВМ от проектной организации собственными высококвалифицированными специалистами или независимую экспертизу проекта. Кроме того, необходимо обучение персонала особенностям эксплуатации современных ГТУ, ГПУ, ДЭС отечественного и иностранного производства для обеспечения их безаварийной работы. Э

Стратегия отрасли | Нормотворчество

От декларативности к реальному законодательству Предыдущая версия ныне действующего закона «Об энергосбережении» была абсолютно декларативной, ни к чему никого не обязывающей, практически не работавшей. С 2009 по 2014 год, несмотря на все трудности, при некотором наборе ошибок, было достигнуто достаточно много успешных результатов, которые позволили сказать, что процесс энергосбережения в нашей стране состоялся.

Виталий КОВАЛЬЧУК, референт Департамента промышленности и инфраструктуры Правительства РФ

ПРИ НУЛЕВОМ БЮДЖЕТЕ – БЕЗ ШОКА В конце 2014-го и в начале 2015 года были фактически обнулены федеральные расходы на энергосбережение, во многих регионах в силу объективных причин они также были либо обнулены, либо минимизированы. Минэнерго России в ноябре 2014 года публично отказалось от роли ведущего межведомственного координатора в вопросах энергосбережения, ограничившись только вбросом информации. Таким образом, в 2015 году за энергосбережение у нас уже никто фактически не отвечает, но при этом теоретически все несут ответственность – «по чуть-чуть». Казалось бы, грустная ситуация, но в ней есть важный нюанс. Он заключается в том, что пять лет после принятия ФЗ № 261 не прошли даром. По большой совокупности была создана вся нормативно-правовая база для реализации проектов энергосбережения. Хотя сегодня очень часто приходится слышать разговоры о том, что это невозможно сделать, потому что это не позволяет законодательство, но в рамках нашей огромной страны есть примеры успешной реализации разных типов энергопроектов. Основная проблема сейчас не в том, чтобы разработать новые нормативные акты, а в том, чтобы убрать те нестыковки, которые в них есть. Их наличие понятно, если учесть, что то количество документов, которое принято за последние пять лет в России, некоторые страны Европейского союза принимали с 60-го по 2010 год. Мы же живем по принципу «сделать все быстро». В данное время самый серьезный из вновь готовящихся документов – это законопроект об энергосервисе в ЖКХ, а в основном идет дозачистка, донастройка уже принятых законов и нормативных актов. Но накоплен и отрицательный опыт. И те шишки, те синяки, которые постепенно приходится залечивать, делая выводы о причинах их появления, дали гораздо больше ценной информации. Одним из самых главных достижений этих лет является то, что у нас есть профессиональные игроки коммерческого рынка энергосбережения. Появилась нормальная, понятная классическая рыночная мотивация этой деятельности. Истории, когда энергосбережения делаются для «галочки», для отчетности, до сих пор имеют место быть, но в подавляющем большинстве

случаев энергосбережение делается исходя из нацеленности на результат. Также преодолены барьеры нулевого внебюджетного финансирования. Это одно из ключевых событий последних лет, потому что пока была возможность финансировать этот процесс из бюджета, логика действий для топ-менеджеров предприятий была понятна. Необходимо было взять на себя полномочия и обязательства и, учитывая социальную значимость энергосбережения, продолжать развивать усилия в этом направлении. Тем не менее даже в условиях, когда бюджет был полный, нашлись энтузиасты – рисковые банки, компании, которые начали вкладывать свои собственные деньги, привлекать их на рынки энергосбережения. Таким образом, шок от ситуации, когда поток бюджетных денег вдруг закончился, оказался купирован тем, что уже сложилась практика внебюджетного финансирования процесса энергосбережения. И самое главное – по большому счету сегодня другого варианта нет. У нас значительные жесткие ограничения на внешних рынках технологий и инвестиций, поэтому и единственный серьезный ресурс модернизационных прорывов – это повышение собственной эффективности. И только в этом случае мы можем надеяться, что сохраним национальную и политическую идентичность. Несколько философских мыслей из своего собственного опыта: если человек хочет что-то сделать, он всегда придумает, как это сделать, а если не хочет, он всегда объяснит и обоснует, почему этого нельзя сделать. По долгу службы приходится часто общаться с представителями регионов, в которых все уровни, начиная от совершенно маленьких ресурсов – снабжающих организаций, которые на грани вымирания, и заканчивая крупными структурами, по своим силам решают задачу энергоэффективности. Энергосбережение как банковский бизнес Сегодня, когда целостная государственная система дает сбои по объективным причинам, многое зависит от нас самих. Но органы власти на всех уровнях – федеральном, региональном, муниципальном – неизменно остаются инфраструктурой принятия решений, инструментом

ЭНЕРГОНАДЗОР

Адекватность энергосервисных компаний Довольно часто дискутируется вопрос об адекватности энергосервисных компаний. Хочу проинформировать, что запущен процесс консолидации первичных структур в рам-

№ 6 (70), июнь, 2015 г.

Предприятия газовой отрасли Крупные промышленные и строительные предприятия, предприятия машиностроительного и оборонного комплексов ВКЛЮЧАЯ РАЗРАБОТКУ СХЕМ ОРГАНИЗАЦИОННОСТРУКТУРНЫХ ПРЕОБРАЗОВАНИЙ ПРОИЗВОДСТВ

ОПТИМИЗАЦИЯ РЕЖИМОВ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ И ЭНЕРГООБЕСПЕЧЕНИЯ

Города Котельные

Поселки

ТЭЦ

Жилые районы

Предприятия различных форм собственности: федеральной, муниципальной региональной

Предприятия нефтепереработки, химии и нефтехимии

Административнотерриториальные образования

ДЛЯ КОГО ДЕЛАЮТСЯ ПРОГРАММЫ ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТИ

Большие централизованные источники энергии

создания среды и базы реализации энергосбережения. Есть ряд серьезных наработок, которые в ближайшее время либо будут развиваться, либо уже развиваются и позволят всем получать какие-то бенефиты в качестве системных решений. В последние четыре месяца можно постоянно слышать о том, как сложно в сложившихся экономических условиях получить «дорогие» деньги банков, потому что нужны залоги. Но этот тезис бесспорен только в первом рассмотрении. За исключением нескольких, банки – это такие же коммерческие структуры, которым нужно зарабатывать. По итогам первого квартала текущего года в большинстве своем они убыточны или потенциально убыточны. И давайте посмотрим, есть ли у нас в стране сегодня проекты с доходностью больше 20%? Я могу неофициально утверждать, что нет. Есть проекты с финансовыми потоками, под бюджетные заказы, к примеру. Но с рентабельностью выше 5–7% сейчас очень трудно найти. Если же взять проекты по энергосбережению, то внутренняя норма их доходности – на уровне 25–30%. Это среднестатистический показатель. И дальше возникает очень простая парадигма, когда банки начинают понимать, что энергосбережение для них является одним из возможных, а может быть, потенциально основных источников заработка. Если вы реализуете такие проекты, то фактически создаете себе длинный финансовый поток, что для банка важно. Поэтому ко многим потихоньку приходит понимание, что энергосбережение очень эффективный бизнес, который можно развивать и стимулировать за счет банковского ресурса. Пока что это понимание ограничено, банки создают свои конторы, но я надеюсь, что на следующем этапе они уже смогут предлагать и кредитные продукты, такие прецеденты есть. Притом, как это ни парадоксально, на рынке инициативу проявляют банки второго эшелона. Первая «великая» пятерка пока создает свои энергосервисные подразделения и фактически поддерживает их. Всем известны энергосервисные компании Газпромбанка, Промбанка, Банк Москвы, пытается следовать их примеру и Сбербанк России. И только средний слой банков создает, пусть с оговорками, ограничениями, рыночные продукты. Итак, налицо попытки адаптировать существующие схемы энергосбережения в рыночный формат, которым могут пользоваться малые и средние предприниматели. Банкиры сопротивляются работать с такими заемщиками ровно до тех пор, пока им не объяснишь, что риски можно снять за счет грамотной технической экспертизы проекта.

Спорт Культура Социальная сфера Образование Здравоохранение

ках Российской Ассоциации энергосервисных компаний. Идет качественное усиление руководящего состава ассоциации. В ближайшие 3–4 месяца в нее должна войдет практически каждая уважающая себя энергосервисная компания. Либо у них самих появится желание, либо мы поможем, чтобы у них такое желание появилось. Также часто приходится сталкиваться с недопониманием эффективности проектов энергосбережения, хотя уже имеются сотни примеров их успешной реализации. Но в помощь сомневающимся Аналитический центр при Правительстве Российской Федерации начал практику создания тематических информбюллетеней, которые будут посвящены конкретным ситуациям в сфере энергосбережения. К примеру, энергосервисным проектам по теплу, воде, внутридворовому освещению и другим. Это 40-страничный документ, созданных по методу кейсов. Цель этой инициативы – показать успешные примеры и убедить, что в любом городе можно это сделать, повторить по крайне мере. Информбюллетени будут рассылаться региональным министрам. Мы сейчас в каждом федеральном округе пытаемся найти город, в котором что-то серьезное можно сделать за счет внебюджетного финансирования по данной схеме. Транстерриториальные проекты, к примеру, реализуются полпредством Центрального федерального округа. И еще одна важная деталь выявилась в последний год. Когда мы начали сталкиваться с проблемой нормативно-правового регулирования, выяснилось, что вопросы по большей части состоят в толковании принимаемых документов. Мы сейчас этот процесс запустили, Минстроем России уже подготовлены первые несколько разъяснений. Надеемся, что целый ряд проблем в аналогичном формате разрешат Минфин РФ и Минэкономразвития РФ. Э

Стратегия отрасли | Устойчивая энергетика

Приоритет – финансово жизнеспособным проектам О Российской программе финансирования устойчивой энергетики (RuSEFF) Европейского банка реконструкции и развития (ЕБРР), ее возможностях в нынешних геополитических условиях рассказывает Григорий ЧОРАЯН, заместитель директора RuSEFF. – Григорий Ованесович, давайте начнем с конкретного примера того, как какомулибо российскому предприятию с помощью RuSEFF удалось повысить энергоэффективность, снизить издержки на закупку либо производство энергии. И, таким образом, как раз повысить устойчивость энергетики. – Вы знаете, какую важную роль играет целлюлозно-бумажная промышленность в развитии экономики России. В некоторых областях Севера предприятия данной отрасли являются основными либо единственными работодателями. Крупнейший из них – Архангельский целлюлозно-бумажный комбинат (АЦБК). АЦБК знаком многим россиянам своими школьными тетрадями, ежегодный объем которых – 350 млн. штук. Так как производство целлюлозы является энергоемким, энергозатраты составляют существенную долю в себестоимости продукции предприятия. Для их уменьшения руководство Архангельского комбината решило заменить морально устаревший турбогенератор на более эффективный мощностью в 25 МВт. АЦБК в числе первых компаний Российской Федерации принял добровольное обязательство по снижению выбросов парниковых газов в атмосферу. И новый турбогенератор позволил бы также оказывать благоприятное влияние на экологическую обстановку региона за счет снижения выбросов при сжигании угля. Этот проект требовал, с одной стороны, комфортных условий лизинга, а с другой – проведения независимой технической экспертизы. Эксперты RuSEFF сделали экспертизу, которая показала приемлемые сроки окупаемости инвестиций и благоприятное воздействие на экологию, то есть подтвердили соответствие проекта требованиям программы. В итоге замена неэффективного турбогенератора привела к существенной экономии топлива на производство электроэнергии и позволила компании значительно снизить издержки, тем самым повысив свою конкурентоспособность. – Кем конкретно осуществляется финансирование по данной программе? – Программа была инициирована в свое время Европейским банком реконструкции и развития, который создан в 1991 году для содействия переходу стран Восточной Европы и бывшего СССР на рыночную экономику. А уже через три года ЕБРР начал предоставлять первые кредиты, направленные на

энергосбережение и развитие энергетики, то есть заработала данная программа. SEFF – это абрревиатура программы финансирования устойчивой энергетики. С 2009 года программа действует в России. В настоящий момент ее участниками являются десять российских банков и лизинговых компаний. Среди них – Росбанк, Промсвязьбанк, ТрансКапитал Банк, Азиатско-Тихоокеанский банк и другие. Первоначально ЕБРР предоставлял кредиты через эти банки-партнеры, которые финансировали проекты своих клиентов, направленные на энергосбережение и внедрение новых энергоэффективных технологий. Сегодня в рамках RuSEFF предоставляется комплексная поддержка банкам – в состав ее экспертов входят финансовые инспекторы и маркетологи. Кроме этого, в рамках данной программы мы оказываем техническую поддержку клиентам банков. В первую очередь проводим бесплатную техническую оценку предприятий, выискиваем потенциал наиболее целесообразных мероприятий по внедрению энергосберегающих технологий. – То есть сегодня основные области инвестиции, которые финансируются в рамках данной программы, связаны именно с энергосберегающими проектами?

ЭНЕРГОНАДЗОР

– Приобретение нового энергоэффективного оборудования – это основное направление проектов, которое финансируется в рамках данной программы. Второе важное направление – это модернизация коммерческих зданий, производственных, складских помещений и т.д. Третье – это приобретение специальной техники, в том числе дорожной, строительной, то есть финансируется покупка всего комплекса машин и оборудования. И четвертое направление – это непосредственное предоставление оборотного капитала для производителей энергоэффективных материалов и оборудования. Главный критерий действующей программы – все проекты должны быть финансово жизнеспособны. И в этом мы видим основополагающий подход. Все энергопроекты, которые получили поддержку банков в настоящий момент, финансово жизнеспособны. Мы исходим из того, что внедрением энергоэффективных технологий следует заниматься только в том случае, если они окупаются. Энергоэффективность должна быть самоокупаемой. И этим наша программа отличается от программ многих других европейских стран, где предусмотрена грантовая составляющая. Да, конечно, на время существования грантов проект в этих странах особо успешен. Но, как мы видим на практике, Российская программа финансирования устойчивой энергетики доказала свою жизнеспособность даже в условиях отсутствия внешнего финансирования. Кроме того, еще раз подчеркиваю, что в рамках проекта мы предоставляем бесплатную техническую помощь клиентам, которые заинтересованы во внедрении энергосберегающих технологий и оборудования. Нашими специалистами был разработан список, в который вошли почти 30 категорий – это так называемая лучшая практика машин, оборудования, изоляционных материалов. В настоящий момент в рамках программы профинансировано свыше 1100 проектов, и общий объем финансирования превышает 1/4 млрд. долларов США. Структура нашего портфеля по отраслям такова – значительная доля приходится на строительство, тяжелую и легкую промышленность, торговлю. Но и в других сферах есть достаточное количество примеров внедрения энергосберегающих технологий и оборудования. – Под отсутствием внешней поддержки Российской программы финансирования устойчивой энергетики вы имели в виду изменившиеся геополитические условия? – Как вы знаете, с 2014 года в силу данных причин Европейский банк реконструкции и развития был вынужден принять решение о приостановке нового финансирования в рамках всех программ, которые он реализует на территории Российской Федерации. Это оказало существенное влияние на среду, в которой действует и RuSEFF.

№ 6 (70), июнь, 2015 г.

Существенное влияние на реализацию программы оказали события декабря 2014 года, когда началась резкая девальвация рубля. Это привело к еще более негативному фактору, который вынудил Центральный банк Российской Федерации резко повысить ключевую ставку. И сейчас ставки по кредитам, которые раньше, до кризиса, казались многим неподъемными, становятся еще более высокими. Если с точки зрения девальвации рубля наметилась хоть какая-то коррекция, то со ставками коррекция происходит очень-очень медленно, и, на наш взгляд, это является одним из основных сдерживающих факторов развития всей экономики России в настоящий момент. Но хочется отметить, что даже в таких сложных условиях наши банки-партнеры, среди которых есть и федеральные, и региональные, все равно продолжают финансировать энергоэффективные проекты. Поскольку они поняли, что энергоэффективность действительно является важной составляющей их бизнеса, что энергоэффективные проекты имеют большую устойчивость, большую внутреннюю норму доходности. По нашему портфелю средняя норма доходности по данным проектам колеблется от 25 до 30%. – Таким образом, вы подтверждаете, что, несмотря на сложные экономические условия, в которые поставила нашу страну политика санкций, имеет смысл обращаться за кредитами в банки, участвующие в Российской программе финансирования устойчивой энергетики? – Сейчас актуальны в первую очередь ТрансКапитал Банк, ЮниКредит Банк с их компанией ЮниКредит лизинг. Действительно, сегодня с финансированием есть некоторые известные проблемы. Но хотелось бы подчеркнуть, что Европейский банк реконструкции и развития продолжает оказывать техническую помощь в выработке энергетической оценки предприятий. Если у предприятия есть заинтересованность во внедрении каких-то энергоэффективных технологий, наши эксперты готовы по согласованию с кем-нибудь из наших банков-партнеров выехать на место, провести короткую энергооценку, предложить план мероприятий по повышению энергоэффектвиности, снижению энергоемкости. Эта помощь по-прежнему оказывается в рамках данной программы бесплатно, то есть это продолжает финансироваться ЕБРР. У Европейского банка реконструкции и развития есть еще один проект, который связан с энергоэффективностью в сфере жилищного сектора. Здесь финансируется весь комплекс мероприятий по модернизации жилых помещений. Команда экспертов Российской программы финансирования устойчивой энергетики проводит юридические консультации и подготавливает проектные предложения, оказывает информационную поддержку. В рамках этих проектов выдано свыше трех тысяч кредитов общим объемом почти 2 млрд. рублей. Э

Промышленная политика | От первого лица

Не просто антикризисные меры – стимулы для развития О реализации антикризисных мер, выработанных на основе распоряжения Правительства Российской Федерации от 27 января 2015 года для промпредприятий Свердловской области, рассказывает заместитель министра промышленности и науки Игорь ЗЕЛЕНКИН. Системообразующим предприятиям – пристальное внимание Экономическая ситуация в стране требует незамедлительного осуществления целого комплекса эффективных решений для развития промышленной отрасли. Основные направления по обеспечению стабильного состояния промышленных предприятий Среднего Урала закреплены в антикризисном плане, утвержденном 31 марта 2015 года постановлением правительства Свердловской области № 228-ПП. В рамках данных программных документов министерством промышленности и науки подготовлен перечень системообразующих организаций региона. На текущий момент в него входят 194 организации различных секторов экономики, в том числе 145 промышленных предприятий, локальные проблемы которых пристально рассматриваются. Сегодня адресная работа с предприятиями заключается в решении конкретных проблем, с которыми они сталкиваются в производственнохозяйственной деятельности. В первую очередь проблемы рассматриваются на уровне министерства промышленности и науки, при необходимости мы выносим их на уровень правительства либо губернатора Свердловской области. Такая система взаимодействия позволяет добиться выработки наиболее эффективного решения в короткие сроки. За прошедшие четыре месяца была оказана поддержка более 80 предприятиям через министерство промышленности и науки, более 40 – через региональное правительство и более 20 предприятиям – благодаря поддержке губернатора Свердловской области. Принимаемые меры, в том числе совместно со Свердловским областным союзом промышленников и предпринимателей, Торговопромышленной палатой, Корпорацией развития Среднего Урала, отраслевыми союзами, позволят нам не только избежать серьезных кризисных явлений в промышленности, но и дать стимул для ее дальнейшего развития. Немаловажное направление работы ведомства – обеспечение доступности кредитных ресурсов и увеличение оборотных средств предприятий. Определены такие основные направления решения данной проблемы, как работа с банками, Корпорацией развития Среднего Урала, налоговыми органами, Пенсионным фондом Российской Федерации и Фондом социального

страхования Российской Федерации, поставщиками энергетических ресурсов, государственными корпорациями по отсрочке платежей. Так, к примеру, в результате работы специально созданной нами комиссии из 41 промышленного предприятия, которые имели трудности с получением кредитных средств в Сберегательном банке Российской Федерации, кредитование было одобрено 13-ти, еще по 13 проектам в настоящее время документация дорабатывается. Кроме того, удалось договориться по снижению процентной ставки для некоторых предприятий на несколько пунктов (1–5%). Федеральная поддержка для инициативных Министерством промышленности и торговли Российской Федерации утвержден перечень организаций, оказывающих существенное влияние на отечественные отрасли промышленности и торговли. Сегодня он насчитывает 282 организации, в том числе 20 предприятий из нашего региона. Включение в данный перечень позволяет претендовать на серьезную федеральную поддержку. Одним из важнейших направлений работы Министерства промышленности, науки и технологий Российской Федерации также является содействие промпредприятиям для участия в федеральных программах. Сегодня существует множество видов мер федеральной и региональной поддержки, среди которых – компенсация

ЭНЕРГОНАДЗОР

затрат на проведение НИОКР вплоть до 100% их стоимости, комплексные инвестиционные проекты под 11,5% годовых, компенсация части процентов по кредитам на пополнение оборотных средств. На рассмотрении в Фонде развития промышленности, финансовая поддержка которого будет заключаться в предоставлении 5%-ных займов, от Свердловской области находится 42 проекта промышленных предприятий. В марте региональным министерством промышленности и науки было подготовлено и подписано соглашение с Фондом развития промышленности, прошло обучение специалистов. Это будет способствовать снижению процента отклонения заявок по формальным признакам на этапе их рассмотрения. В этом же месяце принято постановление Правительства Российской Федерации № 214, которым предусмотрены субсидии предприятиям на 2015 год общей суммой в 20 млрд. рублей. Эти средства предназначены на компенсацию процентов по кредитам для пополнения оборотных средств на сумму до 70% от ключевой ставки Центробанка. Первые субсидии уже поступили на счета предприятий. Ориентир – на снижение напряженности на рынке труда Министерство промышленности и науки Свердловской области способствует привлечению предприятий для участия в мероприятиях, направленных на снижение напряженности на рынке труда. Субсидии на условиях софинансирования из федерального бюджета предусмотрены на временную занятость, опережающее профессиональное обучение и стажировку работников организаций, находящихся под риском увольнения. Соответствующая региональная программа представителями министерства промышленности и науки в апреле была защищена в Москве, в результате чего было принято решение о поддержке шести предприятий Свердловской области на общую сумму 179,1 млн. рублей. Среди этих предприятий – Уралвагонзавод, Режевское предприятие «Элтиз», Сухоложский огнеупорный завод. Импортозамещение и кооперация В контуре постоянного внимания остается развитие импортозамещающего потенциала Свердловской области. В настоящее время налажен постоянный прямой диалог с Министерством промышленности и торговли России как федеральным исполнительным органом, ответственным за проведение политики импортозамещения. В федеральный перечень приоритетных и критических видов продукции с точки зрения импортозамещения и национальной безопасности от региона направлено 126 товарных позиций – это 3-е место среди субъектов России. Часть из них уже попали в отраслевой перечень Департамента металлургии, станкостроения и тяжелого машинострое-

№ 6 (70), июнь, 2015 г.

ния Министерства промышленности и торговли Российской Федерации. Мы не позволяем оставлять без внимания инициативы промышленных предприятий Свердловской области. Так, еще порядка шести из них будут рассмотрены на ближайших заседаниях Научно-технического совета при Минпромторге России. Специалисты областного министерства промышленности и науки изучают технологические процессы производства продукции на предприятиях в целях организации импортозамещения, в частности, это сделано для Уралвагонзавода, ЕВРАЗ НТМК, Синарского трубного завода. Для расширения внутриобластной кооперации между крупными компаниями, субъектами среднего и малого предпринимательства практикуется проведение дня открытых дверей – выездов на производственные площадки крупных корпораций и холдингов на территории региона. А также – создание и развитие промышленных кластеров, проведение отраслевых комиссий по импортозамещению при министерстве, создание Информационноаналитического центра. Инициированы подписания соглашений с такими компаниями, как Транснефть и Сургутнефтегаз, прорабатываются вопросы подписания аналогичных документов с Россетью, Росэнергоатомом, РусГидро. Актуализируются соглашения о сотрудничестве с регионами Российской Федерации – на сегодняшний день с 73 из 85 они уже заключены. Готовятся к подписанию соглашения с Кемеровской, Самарской, Оренбургской, Ростовской областями, Республикой Башкортостан и рядом других субъектов Российской Федерации. С этой же целью проводятся выезды в зарубежные страны. Основными направлениями сотрудничества регионов являются взаимная торговля, строительство, транспорт и связь. Э Источник: «Промышленность. Энергетика. ЖКХ» № 129, май 2015 г.

Энергоэффективность | Опыт регионов

Схема слаженных действий АНО «Агентство по энергосбережению Удмуртской Республики» с 2012 года разработаны и находятся в стадии завершения около 20 схем теплоснабжения поселений и городских округов. Столь активное продвижение данного процесса является следствием сложившейся, как и во всей стране, ситуации в системах централизованного теплоснабжения нашего региона.

Алла ПОПОВА, заместитель директора по разработке и мониторингу программ энергоэффективности

Марина КОТОВА, ведущий инженер-энергетик отдела мониторинга и нормирования ТЭР АНО «Агентство по энергосбережению Удмуртской Республики»

Потери на критическом уровне Прежде всего, это низкий уровень загрузки установленных мощностей. По ряду котельных она в несколько раз превышает подключенную нагрузку, что приводит к перерасходу топлива. Налицо неудовлетворительное качество теплоносителей. При этом зачастую на малых котельных водоподготовительное оборудование вообще отсутствует, что приводит к образованию накипи на поверхности нагрева теплообменного оборудования. Низкое качество сетевой и подпиточной вод приводит к коррозионному разрушению внутренней поверхности металла труб тепловой сети. Для систем теплоснабжения небольших населенных пунктов, когда строительство источников теплоснабжения и тепловых сетей рассчитывалось на перспективу, характерна значительная протяженность инженерных сетей в сочетании с малой подключенной нагрузкой. В таких системах теплоснабжения доля даже нормативных тепловых потерь может превышать 30% от отпуска тепловой энергии в сеть. Низкое качество их эксплуатации приводит к повышенному уровню потерь по сравнению с нормативными еще на 20–40%. Это уже критично. Значительны потери при производстве и передаче энергоресурсов ввиду физического и морального износа теплоэнергетического оборудования и систем транспорта и распределения тепловой энергии. Завышены мощности электрооборудования котельных. Также низок уровень автоматизации регулирования режимов работы систем теплоснабжения, что приводит к невозможности поддержания требуемых параметров и режимов теплоснабжения, снижения потребления тепловой энергии за счет погодной компенсации, проведения диагностики работы оборудования и системы в целом, своевременного принятия мер по снижению ущерба при возникновении нештатной ситуации. Электронный тепловодитель Схема теплоснабжения является предпроектным документом, в ходе выполнения которой проводится анализ существующего положения дел на основе динамики показателей работы систем теплоснабжения за предыдущих 5 лет. На ее основе даются обоснования хозяйственной необходимости, экономической целесообразности и экологической возможности строительства новых либо модернизации и реконструкции существующих систем теплоснабжения. Один из основных элементов схемы теплоснабжения – ее электронная модель, создаваемая на базе геоинформационной системы, кото-

рая позволяет отображать инженерные сети на плане поселения с паспортизацией тепловых сетей, потребителей и теплоисточников, определять места дефицита тепловой мощности и пропускной способности тепловых сетей. А также оценивать последствия подключения новых тепловых нагрузок с определением объема требуемых технических мероприятий. В последующем электронная модель дает возможность оперативной разработки перспективных вариантов развития системы теплоснабжения, решения диспетчерских задач, оценки возможности выдачи технических условий на подключение новых потребителей с последующей наладкой теплосетей. При расчете гидравлических режимов и построении пьезометрических графиков важное значение имеют геодезические отметки элементов системы теплоснабжения (здания, ЦТП, котельные, ТЭЦ). Как правило, ни теплоснабжающие организации, ни местные администрации такими данными не располагают. Приблизить гидравлические режимы тепловых сетей к фактическим и более точно определить протяженность трубопроводов с учетом рельефа местности при создании электронной модели позволяет использование публично доступных карт Генштаба 250. При разработке схем теплоснабжения выяснилось, что параметры теплоносителя на входе в здание потребителя отличаются от необходимых для достижения нормативной внутренней температуры. Это является следствием завышенных диаметров трубопроводов и несбалансированности гидравлических сопротивлений смежных участков. Повышенный расход теплоносителя обусловливает повышение температуры внутреннего воздуха у потребителей, что, в свою очередь, вызывает увеличение теплопотерь от здания в атмосферу за счет увеличения разности температур. Одновременно с этим повышенный суммарный расход теплоносителя в совокупности с избыточным перепадом напоров на источнике ведет к излишним затратам электроэнергии и к увеличению потерь и затрат, связанных с транспортировкой тепловой энергии. Созданная электронная модель позволяет в кратчайшие сроки провести балансировку системы методом установки регулирующих устройств и дает возможность отображения качественного состояния потребителей, как по факту введенных исходных данных, так и после установки новых, определенных системой дроссельных устройств. Таким образом, приведение системы к оптимальным режимам работы позволяет повы-

ЭНЕРГОНАДЗОР

пРеДлагаемаЯ моДель пРаВил отРасли теплоснабЖениЯ

Источник: Министерство энергетики Российской Федерации

сить качество теплоснабжения потребителей в сочетании со снижением затрат на топливноэнергетические ресурсы. «СлЕПАЯ» РАЗРАбОТКА НЕЭффЕКТИВНА Но нужно помнить, что это возможно только в случае наличия достоверной исходной информации по технической характеристике и состоянию системы теплоснабжения. Но наработанный опыт АНО «Агентство по энергосбережению Удмуртской Республики» в разработке схем теплоснабжения показал наличие общей для большинства поселений проблемы, которая существенно растягивает сроки выполнения всего комплекса работ, – отсутствие исходной информации. Априори у каждой регулируемой организации, осуществляющей деятельность в сфере теплоснабжения, до 2012 года должно было быть проведено обязательное энергетическое обследование для пользования разработчиков схемы. На деле энергетические обследования на объектах не проводились, документация на оборудование, сооружения и коммуникации, топографические съемки либо утеряна, либо неактуальна. Поэтому для качественной разработки схемы теплоснабжения необходимо буквально по крупицам собирать имеющуюся информацию у собственников котельных, тепловых сетей, обслуживающих организаций (а их

№ 6 (70), июнь, 2015 г.

бывает несколько), администрации поселения. Приходится попутно заниматься обследованием объектов, включая тепловизионную съемку, анализ дымовых газов, качества воды и топлива, замеры диаметров и протяженности участков тепловой трассы и т.д. В итоге более 70% времени уходит на сбор исходных данных. Второй проблемой является непонимание целей и задач разрабатываемой схемы теплоснабжения. Администрации муниципальных образований и поселений воспринимают проводимую работу исключительно как выполнение своей административной функции в части соблюдения законодательства, а теплоснабжающие организации относятся к этой работе скептически, подходя к ней по принципу «мы сами знаем свои проблемы и решаем их по мере финансовой возможности». Таким образом, для сокращения сроков разработки схем теплоснабжения необходима слаженная работа всех заинтересованных лиц – администраций муниципальных образований и поселений, энергосберегающего предприятия и организации-разработчика. При этом заказчик должен заблаговременно провести собственными силами инвентаризацию объектов теплоэнергетического комплекса, в том числе сбор данных по отапливаемым зданиям (площади, схемы подключения, вид и объем тепловой нагрузки), а теплоснабжающая организация – провести энергетическое обследование своего предприятия. Э

Энергоэффективность | Инвестиционные проекты

С модернизацией можно не спешить? Пивоваренная компания «Балтика» является лидером на европейском рынке данной продукции. Но вот уже пять лет этот рынок падает – соответственно сокращаются объемы выпуска, а также – инвестиции, в том числе и на повышение уровня энергоэффективности. Леонид КОЛЧИН, менеджер по аналитике, Пивоваренная компания «Балтика» (Cанкт-Петербург)

«Сделай что-нибудь, что сэкономит…» Если говорить об удельных показателях потребления энергоресурсов при снижении объема выпуска, они должны расти. Однако в 2013–2014 годах при снижении объема удельного потребления энергоресурсов эти показатели падали. Для снижения себестоимости продукции в этих экономических условиях компании пришлось задуматься над иными механизмами. В 2012 году был заключен договор с ЮНИДО (Организация Объединенных Наций по промышленному развитию) о внедрении энергоменеджмента на предприятиях «Балтики». Началось обучение персонала, пересмотр технологических процессов, в основном с использованием телеконференций, вебинаров – с участием как отечественных, так и иностранных экспертов. Проводили аудиты – технологические, процессные, организационные. Рассматривались два основных направления повышения уровня энергоэффективности – инвестиционные проекты и операционный контроль. Тезис о том, что потенциал экономии ресурсов исчерпан, – неверен. Опыт предприятий с новейшей в своем сегменте технологией производства показывает иное – внедрение системы энергоменеджмента за счет операционного контроля, а не за счет инвестиций обеспечивает высокие показатели экономии ресурсопотребления. Приведу такой пример. В 2014 году доля экономии одного из наших филиалов, незначительного потребителя энергоресурсов (3% от общего потребления), составила 30% (12 миллионов

Стоимость инвестиционных ресурсов в России резко и значительно увеличилась, сократились финансовые возможности для модернизации промышленности. Вместе с тем появляются и новые инструменты. Правительство РФ постановлением «Об утверждении программы поддержки инвестиционных проектов, реализуемых на территории Российской Федерации на основе проектного финансирования» № 1044 от 11 октября 2014 года заявило о готовности выделить средства в размере не менее 100 млрд. рублей. Однако, по данным Дирекции по управлению проектами в области энергосбережения и природопользования Сбербанка, из-за опасений невозврата средств, нецелевого их использования и возможного негативного влияния финансовых вливаний на валютно-обменный курс на практике механизм работает медленно, прежде всего, за счет комиссионной процедуры отбора проектов. Планируется доработка постановления, в том числе переход на заявительный принцип отбора проектов.

рублей) от экономии энергоресурсов всей компании. Технологи и энергетики, объединив усилия, добились таких результатов, не инвестируя значительные суммы в новое оборудование. Это говорит о том, что и у других предприятий имеются скрытые резервы для снижения затрат на ТЭР. Тем более что окупаемость снижается, и в текущем году инвестиций будет еще меньше. В структуре себестоимости готовой продукции по управленческому учету энергетические затраты составляют 16%. Мы экономим 5–6% в год, и я думаю, что у нас есть еще процентов 30 задела. А затем надо переходить к изменению технологических цепочек. Основная ценность ISO 50001 и опыта зарубежных стран в том, что они учат смотреть на проблему энергоэффективности под углом «сделай что-нибудь, что сэкономит». Такой подход пока не свойствен ментальности российских специалистов. А следовательно, обучающее и дисциплинирующее воздействие систем энергоменеджмента на отечественных предприятиях необходимо усиливать. И призыв к Минпромторгу РФ об обязательном внедрении этих систем, прежде всего на крупных предприятиях, своевременен. Действия по информационной поддержке этого процесса должны быть проведены незамедлительно, в первую очередь с использованием ресурсов сети Интернет, которыми располагает министерство и профильные органы субъектов России. Крупным предприятиям сложно сформировать конкретную заявку государству на получение финансовой помощи для энергоэффективных проектов, поэтому большинство проблем эффективно решаются внутри, если ставит задачу и организует ее выполнение руководитель соответствующего уровня, вовлекая в ее обсуждение не только энергетиков, технологов, но и финансистов. Если все проекты вписываются в единый перечень с указанием IRR, который объясняет, насколько эффективно вкладываются средства, то при более 50%-й эффективности (быстро окупаемый проект) на него должны найтись деньги. И я согласен с экспертом ЮНИДО Дмитрием Целикановым, утверждающим, что «того финансиста, который скажет, что на быстроокупаемые проекты по ресурсосбережению и повышению энергетической эффективности денег нет, надо увольнять». Но пока энергоэффективные мероприятия на крупных промышленных предприятиях

ЭНЕРГОНАДЗОР

обычно финансируются со стандартных статей управления капитального строительства – на текущую эксплуатацию, ремонт, находящихся под контролем главного инженера, главного технолога. Энергетики заведомо не могут претендовать на эти деньги. Для реализации проектов энергоэффективности нужна отдельная статья расходов под контролем руководителя предприятия, а также – включение показателя экономии затрат на ресурсы в перечень показателей оценки успешности его деятельности.

остаются работать непосредственно в энергетической службе компании. Отбираем лучших, потому что, к сожалению, уровень квалификации специалистов падает из года в год. У нас есть Корпоративный университет «Балтика». Но важно, чтобы инвестиции в обучение специалистов на современном уровне в вузах вкладывало и государство. Однако потребности в квалифицированных кадрах российской промышленности это в целом не решает.

Интеллект и профессионализм вместо инвестиционных проектов Таким образом, в нынешних экономических условиях нужно инвестировать не в железо, а искать потенциал в головах людей. К сожалению, острым является дефицит квалифицированных специалистов в области энергоэффективности, поскольку эта специальность подразумевает наличие широкого спектра знаний и практик. Молодых инженеров – энергетиков, холодильщиков, специалистов по автоматизации котельного оборудования практически нет. Их учат еще на старой материально-технической базе, которая создана в вузах в 70-х годах прошлого века. Программы высшей школы не реагируют с необходимой скоростью на интенсивное обновление техники в целом, энергетики в частности. Еще менее соответствует современным требованиям состав преподавателей. Эта глобальная проблема должна решаться на уровне федеральных органов исполнительной власти. Недопустимо сокращать технические вузы, количество мест на технических специальностях и часы обучения техническим предметам. Ответом на сложившуюся ситуацию стало функционирование корпоративных учебных заведений, создаваемых крупными промышленными предприятиями для целей подготовки и переподготовки собственных кадров. Каждый год на «Балтике» реализуется программа «Смотри в будущее». Приглашаем студентов из университетов для прохождения практики, которые затем часто

Сначала поощрение, потом экономия? Представители промышленных предприятий, системно занимающиеся энергосбережением, заявляют о своей готовности к заключению соглашений с органами власти на проведение мероприятий по модернизации и повышению энергоэффективнсоти. Целевые соглашения могут предусматривать со стороны промышленности достижение конкретных показателей энергоэффективности, а со стороны органов власти – представление экономических стимулов (например, снижение ставок налогов на выбросы, освобождение от налогов на имущество – вновь вводимое энергоэффективное оборудование и др.) Такие соглашения являются начальной стадией введения «белых сертификатов», получивших определенное распространение в мире. Это инструмент достижения целевых показателей экономии ресурсов и последующей реализации на рынке условных единиц полученной экономии. Вряд ли сейчас в России рыночный оборот подтвержденной экономии при потреблении ресурсов является целевым ориентиром. Важнее другое – установление взаимных обязательств власти и бизнеса, когда бизнес экономит, а власть его за это поощряет. Эта конструкция отношений предпочтительнее той, в которой бизнес сначала экономит, а затем долго, затратно и не всегда успешно доказывает органам власти, что имеет право воспользоваться задекларированными мерами и механизмами поощрения. Э

№ 6 (70), июнь, 2015 г.

Энергоэффективность | Оптимизация теплопотребления

Моделирование систем теплоснабжения промышленных предприятий Системы централизованного теплоснабжения (СЦТ) в России представляют собой сложный технологический комплекс, объединяющий в себе источник, систему транспорта и системы потребления теплоты. Их энергоемкость не соответствует современным требованиям, и поэтому необходимы безотлагательные меры по модернизации и повышению эффективности данных систем.

Дмитрий КАРЕВ, заведующий группой по энергоаудиту ЗАО НПО «Техкранэнерго» (Владимир)

Математическая модель СЦТ Основными показателями эффективности работы источника тепловой энергии являются коэффициент полезного действия (КПД), доля расхода теплоты на собственные нужды, удельный расход топлива на 1 ГДж выработанной тепловой энергии, удельный расход электрической энергии, затрачиваемой на передачу 1 ГДж тепловой энергии; величина подпитки СЦТ. Главным показателем эффективности основного элемента источника тепловой энергии – котлоагрегата является коэффициент полезного действия, который определяется по формуле (1): , (1) где qj – потери теплоты в котлоагрегате, %: с уходящими газами q2, с химическим и механическим недожогом топлива q3 и q4, в окружающую среду q5 и потери теплоты с физической теплотой шлака q6. Одним из важнейших показателей эффективности работы источника тепловой энергии является удельный расход топлива на единицу выработанной тепловой энергии. Удельный расход топлива котельной определяется по формуле (2):

, (2)

где tk.a.i.– время работы i-того котла при постоянной нагрузке, ч. Эффективность работы системы транспорта тепловой энергии определяется удельным расходом сетевой воды на единицу присоединенной тепловой нагрузки, удельными величинами потери напора по участкам тепловой сети, потерями тепловой энергии на транспорт теплоты, в том числе через изоляцию и с утечкой сетевой воды. А также – потерями сетевой воды и оптимальностью схемы тепловой сети. За единицу тепловой сети принимается участок, который характеризуется постоянством расхода по длине без учета утечек. Математическую модель участка тепловой сети представляем в виде пяти зависимых параметров: потерь напора на участке, тепловых потерь через изоляционную конструкцию участка, потерь теплоносителя на участке. Потери напора на участке тепловой сети определяются по формуле, м (рисунок 1). Для определения суммарного перепада напоров в системе транспорта тепловой энергии суммируются перепады напоров участков магистрали тепловой сети (5): , (5) где m – количество участков магистрали тепловой сети. Расход теплоносителя в конце участка имеет вид: . (6)

где – удельный расход топлива котлом на единицу выработанной тепловой энергии, кг у.т./ ГДж; Dк.а.i – текущая производительность i-того котла котельной, МВт; Iк.а. – количество котлоагрегатов на источнике тепловой энергии, шт. Выработка котельной в течение времени изменяется, поэтому для определения удельного расхода топлива в расчетный период времени пользуются формулой (3): , (3)

Величина потерь тепловой энергии в результате утечек теплоносителя, кВт, определяется по формуле (7):

, (7) где hж – энтальпия теплоносителя, кДж/кг; hх.в. – энтальпия исходной воды, подаваемой на источник теплоснабжения и используемой для подпитки тепловой сети, кДж/кг. Суммарные потери тепловой энергии теплопередачей через изоляционные конструкции трубопровода определяются по формуле (8):

ЭНЕРГОНАДЗОР

, (8) где q – плотность теплового потока через поверхность одиночного трубопровода, Вт/м2; – коэффициент местных тепловых потерь, учитывающий тепловые потери запорной и другой арматурой, компенсаторами и опорами. Потери тепловой энергии на участке тепловой сети включают потери тепловой энергии теплопередачей через теплоизоляционные конструкции подающего и обратного трубопроводов и тепловые потери с потерями и затратами теплоносителя (9):

, (9) где Qиз.1 – потери тепловой энергии теплопередачей через теплоизоляционные конструкции подающего трубопровода, Вт; Qиз.2 – потери тепловой энергии теплопередачей через теплоизоляционные конструкции обратного трубопровода, Вт; Qут.1 – тепловые потери с потерями и затратами теплоносителя из подающего трубопровода, Вт; Qут.2 – тепловые потери с потерями и затратами теплоносителя из обратного трубопровода, Вт; k1 – коэффициент, учитывающий влияние совместной прокладки подающего и обратного трубопроводов тепловой сети на потери тепловой энергии теплопередачей через

подающий трубопровод; k2 – коэффициент, учитывающий влияние совместной прокладки подающего и обратного трубопроводов тепловой сети на потери тепловой энергии теплопередачей через обратный трубопровод. Оптимальность схемы тепловой сети обеспечивается минимизацией протяженности путей транспорта тепловой энергии к каждому потребителю теплоты. При этом суммарная материальная характеристика тепловой сети M = Σdl, м2, и падение напора на магистрали ΔHΣ, м, также являются минимальными из возможных вариантов. Оптимизация параметров тепловых сетей должна предусматривать выбор оптимального решения по трассировке сети, диаметрам труб и напорам сетевых насосов, размещению и параметрам насосных подкачивающих и дросселирующих подстанций и устройств по трассе с учетом рельефа местности. Математическая модель системы теплопотребления описывается следующими параметрами: расход тепловой энергии на отопление, вентиляцию и кондиционирование, горячее водоснабжение и технологические цели; тепловая инерционность ограждающих конструкций системы теплопотребления, аккумулирующая способность системы теплопотребления, графики суточного и годового изменения объема потребления тепловой энергии.

Рис. 1. ФОРМУЛА 4

где – сумма коэффициентов местных сопротивлений; d’=d–2b – внутренний диаметр трубопровода с учетом зарастания b, м; l, d – длина и внутренний диаметр участка трубопровода, м; kэ – абсолютная эквивалентная шероховатость трубопровода; tж – температура теплоносителя, °С; Мн – массовый расход в начале участка, кг/с; n – доля часовой утечки от объема заполнения участка тепловой сети.

№ 6 (70), июнь, 2015 г.

Энергоэффективность | Оптимизация теплопотребления Потенциал повышения эффективности работы СЦТ Под критерием оптимальности работы схемы централизованного теплоснабжения понимается значение показателей работы ее составляющих частей, которые напрямую влияют на коэффициент полезного действия работы всей системы в целом. Значение критерия оптимальности является достаточным, когда выполняется нестрогое неравенство (10): , (10) где Cопт – затраты на повышение значения критерия оптимальности работы части или всего элемента системы централизованного теплоснабжения; Eопт – эффект от проведения мероприятий по повышению значения критерия оптимальности работы части или всего элемента системы централизованного теплоснабжения; Tсл – остаточный срок службы части или всего элемента системы централизованного теплоснабжения, год. Потенциал оптимизации работы систем централизованного теплоснабжения выражается в количественном показателе повышения энергетической эффективности работы систем производства, транспорта и потребления теплоты. Для расчета количественного показателя повышения энергоэффективности определяется величина ежегодного снижения расходов топливноэнергетических и эксплуатационных ресурсов после реализации предлагаемых мероприятий по энергосбережению по формуле: , (11)

где Ti – стоимость единицы i-ого энергетического ресурса, руб.; ΔРсi – годовое снижение потребления i-ого энергетического ресурса, приведенное к сопоставимым условиям; n – общее количество энергетических ресурсов, объем потребления которых снижается в результате оптимизационных мероприятий по повышению энергоэффективности схемы централизованного теплоснабжения; ΔЗэкспл – величина снижения эксплуатационных затрат, руб.; Заморт – амортизационные отчисления за планируемый период, руб.; Зобсл – годовые затраты на ремонт и обслуживание технических средств, установленных при реализации мероприятий по энергосбережению, руб. При этом потребление энергетических ресурсов рассматривается в базовом (отчетном) и планируемом периодах. Под базовым понимается период, предшествующий началу реализации оптимизационных мероприятий, под планируемым – период, следующий после реализации мероприятий по энергосбережению. В качестве периода чаще всего принимается календарный год. Снижение потребления энергетического ресурса рассчитывается по формуле (12): , (12) где Рбаз – потребление энергетического ресурса в базовом (отчетном) периоде; Рплан – планируемое потребление энергетического ресурса после реализации мероприятий по повышению энергоэффективности; Кс – коэффициент, отражающий влияние изменения внешних условий на объем потребления энергетического ресурса в базовом (отчетном) периоде. Далее необходимо определить суммарную величину капитальных затрат на реализацию предлагаемых мероприятий по энергосбережению и оптимизации работы системы централизованного теплоснабжения: , (13) где Сосн – основные инвестиции в систему теплоснабжения, руб.; Сдоп – дополнительные инвестиции в систему теплоснабжения, руб. В общем виде основные инвестиции в систему теплоснабжения Сосн, руб., определяют по формуле: , (14) где Сстр – дисконтированные инвестиции в строительные конструкции, руб.; Соб – дисконтированные инвестиции в технические средства, включающие затраты на их приобретение и монтаж, руб.; Ссоп – дисконтированные сопутствующие инвестиции, включающие предпроизводственные затраты на предынвестиционные исследования, проектирование и разработку технико-экономического обоснования, нематериальные активы, руб. Дополнительные инвестиции возникают в том случае, когда при реализации энергосберегающих мероприятий применяется оборудование, требующее замены в течение расчетного периода, т. е. у которого T'сл < Тсл, число замен Nзам определяют по формуле:

ЭНЕРГОНАДЗОР

, (15) где Т'сл – срок эксплуатации отдельных технических средств, год. Величина дополнительных инвестиций рассчитывается с учетом расчетной нормы дисконта E по формуле (16): , (16) где t – шаг расчетного периода, год. Для обоснования экономической эффективности определяются следующие критерии: чистый дисконтированный доход; индекс доходности; внутренняя норма доходности; срок окупаемости. Критерии экономической эффективности инвестиционного проекта могут рассчитывать в двух вариантах: – при дисконтировании поступающих доходов в течение расчетного периода – если полученные в результате инвестиций промежуточные доходы используют в качестве оборотных средств (первый вариант); – при капитализации указанных доходов – если полученные в результате инвестиций промежуточные доходы используют в виде «портфельных» инвестиций (второй вариант). Чистый дисконтированный доход (ЧДД, руб.) за расчетный период для первого варианта использования получаемых промежуточных доходов определяют по формуле: . (17) Чистый доход за расчетный период при капитализации поступающих доходов – ЧНД, руб. (второй вариант использования получаемых промежуточных доходов), определяют по формуле: . (18) Инвестиционный проект целесообразен при ЧДД ≥ 0 (ЧНД ≥ 0). При сравнении нескольких проектов экономически наиболее эффективным считают проект с максимальным значением ЧДД (ЧНД). Если ЧДД < 0 (ЧНД < 0), необходимо проанализировать возможность уменьшения нормы дисконта, снижения инвестиций, увеличения годового дохода и факторы, их определяющие. Индекс доходности инвестиций показывает, во сколько раз увеличиваются вложенные средства за расчетный период в сравнении с нормативным увеличением на уровне нормы дисконта. В течение расчетного периода системы теплоснабжения индекс доходности инвестиций ИДД (первый вариант использования получаемых промежуточных доходов) определяют по формуле: . (19)

№ 6 (70), июнь, 2015 г.

Для схемы с капитализацией поступающих доходов (второй вариант) индекс доходности инвестиций ИДН в течение расчетного периода системы теплоснабжения определяют по формуле: . (20) При сравнении нескольких вариантов инвестиционных проектов предпочтителен вариант с максимальной величиной ИДД (ИДН). Срок окупаемости инвестиций с учетом дисконтирования поступающих доходов ТД, год (первый вариант использования получаемых промежуточных доходов), определяют по формуле: , (21) где Т0 – бездисконтный срок окупаемости инвестиций, год: . (22) Срок окупаемости инвестиций при условии капитализации поступающих доходов ТН, год (второй вариант), определяют по формуле: . (23) В случае рассмотрения нескольких вариантов проектов повышения энергетической эффективности работы схемы централизованного теплоснабжения с сопоставимыми показателями экономической эффективности предпочтительным является вариант с наибольшей степенью снижения потребления топливно-энергетических ресурсов. Э

Клуб главных энергетиков | Экономика предприятия

Наша цель – создание энергонезависимого предприятия Если сравнивать показатели ОАО «ЕВРАЗ НТМК» по такому самому главному для предприятия критерию, как энергоемкость производства одной тонны жидкой стали, со среднероссийским и среднеевропейским уровнями, получается соответственно 23,5 ГДж, 30 ГДж и 14,5 ГДж.

2014 году энергозатраты – традиционно значимая часть себестоимости продукции на любом предприятии, в большинстве своем подпадающая под оптимизацию, – составили на НТМК 9,3%. За период с 2010 по 2012 год мы снизили энергоемкость производства стали на 7, 4% – на 1,88 ГДж на тонну. По природному газу снижение составило 56 м3 на тонну выплавленной стали. В денежном эквиваленте это 4,5 доллара на тонну.

Наталья ЛОКТЕЕВА, заместитель главного энергетика ОАО «ЕВРАЗ НТМК» (Нижний Тагил)

Жизненный цикл процесса энергосбережения Это следствие реализации системы энергоменеджмента, разработанной на предприятии. Задачу cертификации мы перед собой не ставили, но были намерены соответствовать уровню международного стандарта ISO 50001. Поэтому в этом году пригласили консалтинговую организацию для того, чтобы проверить нашу систему энергоменеджмента. Результаты проверки показали, что наша деятельность соответствует данному стандарту на 83%. Как правило, традиционно существуют мероприятия разовые, дающие кратковременный результат. Это когда внедряется какое-то конкретное улучшение. И существует система, состоящая из множества циклов – планирования, выполнения, проверки и корректировки, анализа со стороны руководства. Стабильные результаты дает только ее применение. То есть, если руководство занимается энергоменеджментом эпизодически, энергозатраты то снижаются, то вновь повышаются. Если систематический подход к повышению энергоэффективности становится составной частью культуры компании, то снижение идет постоянно. Безусловно, нужны инвестиции, хотя в первые 2–3 года реализуются малозатратные организационные мероприятия. Убедившись, что разовыми акциями достигнем не тех результатов, которые бы нам хотелось получить, начали создавать свою индивидуальную систему энергосбережения. Для того чтобы закрепить структуру энергоменеджмента, создать именно систему, мы какое-то время посвятили разработке системообразующих документов. В 2013 году, в частности, была разработана и утверждена, впервые в нашем холдинге, политика в области повышения энергоэффективности, утвержденная приказом управляющего директора.

В 2014 году для реализации тех мероприятий, которые были задекларированы в политике, утвердили целый набор нормативно-технической документации в области энергоэффективности. Это положение о рациональном использовании энергоресурсов, регламент формирования программы снижения энергозатрат. А также план мероприятий по реализации политики снижения себестоимости энергоемкости продукции, максимальной выработки электроэнергии на объектах собственной генерации, безусловного соблюдения технологической дисциплины, норм расхода и потери энергии и максимального использования топливноэнергетических ресурсов. Создали систему внутренних аудитов, которые вместе с персоналом цехов выполняются по графику, утвержденному техническим директором. Есть документы, описывающие эту процедуру – что должно быть на входе, что на выходе этого процесса, как учитываются результаты энергоаудита. Результатами становятся идеи энергосберегающих мероприятий по устранению мест потери энергоресурсов. Специалист отдела энергосбережения управления главного энергетика НТМК проводит обоснование этих идей и расчет ожидаемого экономического эффекта от мероприятий. Затем на уровне руководителей и специалистов управления главного энергетика и дирекции по инвестиционной деятельности оценивается их инвестиционная привлекательность. Если мероприятия подтверждают свою целесообразность, то вносятся в так называемый банк идей, где делятся по типу затрат на операционные и инвестиционные с капитальными затратами. Потому что подход к планированию средств на их выполнение разный. На сегодняшний день в нашем банке идей более 340 мероприятий. Дальше, если это мероприятие организационного характера, стараемся включить его в программу энергосбережения на текущий год. Если это мероприятие инвестиционного характера, оно попадает в долгосрочную программу на период повышения энергоэффективности. Чтобы не принимать управленческие решения постфактум Результатом системного подхода стало выявление основных направлений и потенциала повышения – это электроэнергия, газ, вода.

ЭНЕРГОНАДЗОР

Наша конечная цель довольно амбициозна – создание автономного энергонезависимого предприятия, то есть обеспечение металлургического производства без закупных электроэнергии и газа со стороны. Когда перед нами, службой энергосбережения, ставили эти цели, мы, скажем мягко, в возможности их достижения немножко сомневались. Но потом, когда просчитали потенциальные эффекты от всего нашего пула мероприятий, поняли, что они реально достижимы. Опять же при вложении определенного объема средств. У нас довольно высокая степень проработки мероприятий и по газу, и по электроэнергии. По водным ресурсам немного хуже, потому что все упирается в приборный учет. Потенциал по его использованию в теплофикации, противопожарной и свежей технической воде. А это, по сути дела, отправная точка всего процесса энергоэффективности, энергосбережения. Нельзя говорить об управлении энергетикой, если отдельные энергопотоки еще не отцифрованы, а тем более о повышении энергоэффективности. Этот постулат очень хорошо подтверждается ситуацией на нашем предприятии. У нас 99,5% энергопотока охвачено приборами учета. Видим, куда пошла электроэнергия, в каких режимах, где потеряли, нерационально использовали. По природному газу: 99,9% потока кокса также контролируется приборами. Продукты разделения воздуха – на 100%. Для того чтобы контролировать все энергопотоки полностью, надо установить еще порядка 861 единицы и автоматизировать 1 250 единиц приборов учета. Автоматизация для нас вопрос тоже принципиальный. Потому что, если прибор учета неавтоматический, вы всегда будете принимать управленческие решения постфактум. Нельзя бегать к счетчику каждые два часа, чтобы выверять показания. В таком случае поздно влиять на ситуацию, перерасход и потери уже случились. Только автоматизированный учет, только информация онлайн даст вам возможность оказывать влияние здесь и сейчас. Результатом обследования явилась программа установки приборов учета энергоресурсов, ориентировочные затраты по которой – 167 млн. рублей. НТМК – предприятие полного металлургического цикла, производство непрерывное, есть проблемы с остановкой технологических агрегатов. С учетом всех этих сложностей период реализации программы составит 4 года. Прогнозная величина экономии энергоресурсов – 5% от текущего уровня потребления. Это управленческий эффект от внедрения системы энергоменеджмента. То есть, когда мы начинаем контролировать энергопотоки, как правило, энергозатраты снижаются на 5%. Два года назад реализован масштабный пилотный проект в конвертерном цехе – установили 250 электросчетчиков и 48 узлов учета природного газа. Планировали, что сэкономим

№ 6 (70), июнь, 2015 г.

5% затрат – по электроэнергии и природному газу. И тогда бы срок окупаемости проекта составил 1,5 года, но он у нас окупился за 8 месяцев. По электроэнергии экономия была меньше 5%, но зато по газу гораздо выше. Мы нашли больше мест возникновения потерь, чем предполагали, и устранили их. При этом, не вкладывая ни рубля свыше того, что запланировали, а только налаживая системный контроль, внося изменения в технологическую цепочку, загрузку агрегатов. В основном это подбор оптимального состава работающего оборудования. Проведя обследование по приборному учету, мы поняли, что не владеем информацией по распределению энергопотока примерно в 1,5 млрд. рублей. То есть энергоресурсы на эту сумму у нас распределяются расчетно-балансовым методом. Причем на первом этапе мы выбрали такие энергопотоки, затратив на установку прибров учета в которых всего лишь 82 млн. рублей, получаем контроль над потоком в 1,3 млрд. рублей. Ноу-хау НТМК Защита этого проекта перед руководством, управляющей компанией у нас заняла месяцев 5–6, и средства наконец были выделены. Но не в полном объеме, всего лишь 28 млн. рублей. Но это уже хорошо, поскольку защищать энергосберегающие мероприятия трудно, у компаний не хватает средств. Как правило, в первую очередь решаются вопросы технического состояния оборудования, сырьевые, расширения и модернизации производства. Но могу поделиться опытом защиты, это можно назвать ноу-хау энергетиков НТМК. Мы с трудом продвигали этот проект до тех пор, пока не вывели коэффициент эффективности установки приборов учета и не познакомили с ним наших акционеров. Посчитали, сколько в рублях тратим на энергопотоки по каждому цеху за год, сколько необходимо средств на установку узлов учета. Поделив одно на другое, получили требуемый коэффициент. Например, в конвертерном цехе, потратив на установку приборов учета 885 тысяч рублей, получаем контроль над энергопотоками в 49 млн. рублей по году, это самый высокий коэффициент эффективности. А в других цехах, с низким уровнем эффективности, например в газовом цехе, потратив 2,8 млн. рублей, получаем контроль над энергопотоками в 6,5 млн. рублей. Понятно, где рациональнее устанавливать приборы учета. Руководство предприятия наметило точку отсчета, и те мероприятия, эффект от которых выше нее, попадают в первый этап программы, реализующийся в этом году. По нашим расчетам, внедрение наиболее эффективных и быстроокупаемых мероприятий позволит снизить потребность ОАО «ЕВРАЗ НТМК» в закупной электроэнергии на 455 ГВт/ час в год, или на 61% от плана закупа 2015 года. При этом затраты нашего топлива, конечно, возрастут, но есть мероприятия по снижению потребления природного газа. Э

Энергетическая инфраструктура

Перспективы развития энергетики РФ

докладе Минэнерго РФ «Итоги работы ТЭК России в 2014 году. Задачи на среднесрочную перспективу» перед отраслью поставлена цель в короткие сроки повысить доступность энергетической инфраструктуры и улучшить показатели электроснабжения потребителей. Их решение должно обеспечить попадание России в 20-ку

стран, занимающих лидирующее положение в мире по срокам и стоимости технологического присоединения к энергосети. В этом документе также показан сравнительный анализ цен на электроэнергию для отечественных и иностранных потребителей. Э

Повышение доступности энергетической инфраструктуры ПОВЫШЕНИЕ ДОСТУПНОСТИ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ ИНФРАСТРУКТУРЫ и улучшение показателей электроснабжения потребителей

И УЛУЧШЕНИЕ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ

Срок подключения, дней

Для потребителей малого и среднего бизнеса (до 150 кВт)

179

DB2013

179 167 162

DB2014

135 DB2015

DB2016

DB2017

DB2018

DB2019

Количество этапов, единиц 10

10 процедур 281 день 5 681 тыс. рублей

5 процедур

2014

281

2012

276

135/195 дней* 360 тыс. рублей**

* При наличии необходимости развития существующей сети ** Расчет для модельного объекта в г. Москве

8 6 5 DB2014

5 DB2015

DB2016

Мероприятия, реализованные на федеральном уровне и оказывающие прямое влияние на рейтинг

1 Введение уведомительного порядка ввода в эксплуатацию ЭПУ заявителей. Сокращение предельных сроков осуществления технологического присоединения для случаев, 2 когда отсутствует необходимость реконструкции существующих объектов инфраструктуры. 938 1852 1852 850 1852 3 Отмена процедуры проверки прибора учета сбытовой организацией. Цены на электроэнергию 361для 321 25российских 345 4 Определение права заявителя на добровольное согласование проектной документации ТП. и зарубежных потребителей* Введение процедуры параллельного заключения договора технологического DB2013 DB2014 DB2015 DB2016 DB2017 DB2018 DB2019 5 присоединения и договора энергоснабжения, что позволило сократить38 процедуру на 30 дней. КПЭ по Дорожной карте DB – рейтинг Doing Buisness Уточнение порядка проверки и приемка прибора учета во время проверки сетевой организации Данные рейтинга Doing Business 6 выполнения заявителем технических условий. Результат по НПА 7 Принят ФЗ о сокращении платы за ТП до 50% с октября 2015 г., до 100% с октября 2017 г. По индикаторам «Стоимость» и «Этапы» технологического присоединения DB2013

DB2017

DB2018

DB2019

Стоимость подключения, % ВВП на душу населения

идет выполнение с опережением установленных контрольных показателей.

Достижение установленного значения индикаторов «Сроки» объективно невозможно до решения вопросов сокращения сроков получения земли и исходно-разрешительной документации для строительства. С УЧЕТОМ УЖЕ ПРИНЯТЫХ РЕШЕНИЙ, В СЛУЧАЕ РЕАЛИЗАЦИИ МЕРОПРИЯТИЙ ПО ТП ЗА 90 ДНЕЙ, РОССИЙСКАЯ ФЕДЕРАЦИЯ ПОПАДАЕТ В 20-КУ СТРАН-ЛИДЕРОВ

Меры на уровне субъектов

1 2 3

Введение МОЭСК в 2013 году программы «5 шагов за 3 визита». Введение МОЭСК в 2014 году программы «3 шага за 2 визита». Запуск ОАО «Россети» портала технологического присоединения в Интернете.

ЦЕНЫ НА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЮ ДЛЯ РОССИЙСКИХ И ЗАРУБЕЖНЫХ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ* руб./кВт•ч

Источник: Министерство энергетики Российской Федерации

население промышленные потребители

4.4 Россия

3.8

Болгария

4.4

США

Эстония

Польша

7.0 5.0

4.5

4.4 3.7

2.6

11.3 8.3

7.7

7.5

7.1 4.8

4.6

10.1

9.0

6.6

3.1 3.0**

14.5

14.3

Франция Финляндия Норвегия

3.8 Швеция

Италия

Германия

Дания

* Предварительная оценка по итогам 2014 года из расчета среднегодовых курсов валют за 2014 год (доллар США – 38,6 руб., евро – 50,41 руб.) ** Одноставочный предельный уровень нерегулируемой цены на э/э и мощность для потребителей первой ценовой категории.

ЭНЕРГОНАДЗОР

Технологии и оборудование | Теплонасосные установки

На повестке дня – коэффицент полезного действия ТЭС Одним из основных ориентиров развития энергетической отрасли в настоящее время является применение энергосберегающих технологий и повышение энергоэффективности на ТЭС. Согласно Энергетической стратегии России на период до 2030 года, в теплоэнергетике основу генерирующих мощностей составят парогазовые (ПГУ) и газотурбинные установки (ГТУ).

арогазовые установки с котламиутилизаторами представляют собой самый распространенный и перспективный тип установок данного типа. Поскольку основным топливом для ПГУ является природный газ, необходим комплекс мер по сокращению расхода топлива на станциях и повышению эффективности его использования. Один из способов реализации поставленной задачи – использование теплонасосных установок (ТНУ) в составе ПГУ-ТЭЦ. Актуальность их применения на ПГУ-ТЭЦ обусловлена несколькими причинами. В России широкое использование ПГУ-ТЭЦ с котлами-утилизаторами вызвано в первую очередь климатическими условиями. С другой стороны, эффективность выработки

электроэнергии (в конденсационных режимах) на данных энергоблоках достигает 55–60%. Однако, в связи с масштабной заменой паросиловых мощностей на парогазовые, бывает ситуация, когда невозможно обеспечить требуемый график теплосети и необходимо использовать дополнительные сторонние источники тепловой мощности. Одним из способов решения проблемы энергосбережения на ПГУ-ТЭЦ является применение теплонасосных установок. Другим важным аспектом внедрения тепловых насосов на ПГУ-ТЭЦ является возможность обеспечения дополнительного отпуска тепловой мощности от энергообъекта, что может быть актуальным в условиях работы ТЭЦ на рынке мощности, когда появляется возможность увеличивать

Валерий БУРОВ, к.т.н., профессор Алексей ДУДОЛИН, к.т.н., доцент Евгения ОЛЕЙНИКОВА, аспирант ФГБОУ ВПО «НИУ «МЭИ» (Москва)

Рис. 1. Принципиальная тепловая схема ПГУ-ТЭЦ с электроприводной ТНУ

1 – компрессор; 2 – газовая турбина; 3 – камера сгорания; 4 – электрогенератор газовой турбины; 5 – электродвигатель дожимного компрессора; 6 – дожимной компрессор; 7 – котел-утилизатор; 8 – деаэратор; 9 – обратная сетевая вода; 10 – паровая турбина; 11 – электрогенератор паровой турбины; 12 – конденсатор; 13 – градирня; 14 – циркуляционный насос; 15 – насос подачи циркуляционной воды в испаритель ТНУ; 16 – вход циркуляционной воды из конденсатора паротурбинной установки; 17 – выход циркуляционной воды; 18 – испаритель ТНУ; 19 – дросселирующее устройство ТНУ; 20 – конденсатор ТНУ; 21 – выход промежуточного теплоносителя; 22 – вход промежуточного теплоносителя; 23 – компрессор ТНУ; 24 – электродвигатель компрессора ТНУ; 25 – сетевые подогреватели; 26 – прямая сетевая вода.

№ 6 (70), июнь, 2015 г.

Технологии и оборудование | Теплонасосные установки конденсационную выработку электроэнергии, а тепло отпускать от ТНУ. В любом случае данные вопросы вызывают интерес и требуют проведение соответствующих исследований. Теплонасосные установки парокомпрессионного типа с электроприводом в схеме ПГУ110Т на базе газовой турбины General Electric 6111FA используются для утилизации низкопотенциальной теплоты циркуляционной воды конденсатора паровой турбины. Расчеты произведены в программной среде Thermoflex компании Thermoflow. Климатические условия Москвы, график теплового потребителя 150/70°С со срезкой на 110°С, характерные температурные точки: +18,7°С, +15°С, +5,4°С, -2,2°С, -25°С. Принципиальная тепловая схема ПГУ-110Т с ТНУ приведена на рисунке 1. На рисунках 2–4 приведены результаты расчета технико-экономических показателей энергоблока для характерных точек. Из полученных зависимостей видно, что при увеличении доли тепловой нагрузки ТНУ в составе ПГУ ТЭЦ КПД электрический брутто (по физическому методу) возрастает, в то время как КПД нетто (по физическому методу) также

имеет положительный тренд кроме расчетной точки, соответствующей температуре наиболее холодной пятидневки для Москвы (-25°С). Коэффициент использования теплоты (КИТТ%) увеличивается при росте доли тепловой нагрузки ТНУ для всех расчетных точек. Очевидно, что большие значения КПД и КИТТ соответствуют режимам в зимний период, в частности – при среднеотопительной температуре окружающей среды. Необходимо отметить, что приведенные показатели соответствуют так называемым мгновенным технико-экономическим показателям ПГУ-110Т с ТНУ. При переходе к годовым технико-экономическим показателям число часов стояния температуры является одним из ключевых факторов оценки эффективности схемы ПГУ-ТЭЦ с ТНУ. В данной работе рассчитаны годовые техникоэкономические показатели с учетом числа часов стояния температуры для характерных точек в определенном интервале согласно годовому разрезу: +15°С, +5,4°С, -2,2°С, -25°С. На рисунке 5 приведены соотношения дополнительного количества тепловой мощности, получаемого от ПГУ-ТЭЦ с ТНУ, и варианта без тепловых

Рис. 2. Зависимость КПД электрического брутто энергоблока от доли тепловой нагрузки ТНУ

Рис. 3. Зависимость КПД электрического нетто энергоблока от доли тепловой нагрузки ТНУ

Рис. 4. Зависимость КИТТ энергоблока от доли тепловой нагрузки ТНУ

Рис. 5. Соотношение тепловой мощности, вырабатываемой ПГУ-110Т в базовом варианте (без ТНУ), и ПГУ-110Т с ТНУ

ЭНЕРГОНАДЗОР

насосов (базового). В отопительных режимах лимитирующим фактором отпуска тепловой мощности является количество низкопотенциальной теплоты источника на ПГУ-ТЭЦ. На рисунке 6 показаны затраты электроэнергии на собственные нужды ввиду наличия электропривода компрессора ТНУ. Значительная доля мощности при режиме, соответствующем температуре окружающей среды -25°С, приводит к значительному снижению КПД энергоблока по отпуску электроэнергии, что проиллюстрировано на рисунке 7. КПД нетто в данном случае соответствует расчетным значениям среднегодовых показателей для характерных периодов стояния температур. В сравнении с мгновенными показателями на рисунке 3 наибольший КПД по отпуску электроэнергии соответствует режиму горячего водоснабжения. В то же время при температуре -25°С использование ТНУ является нецелесо-

Рис. 6. Зависимость расхода электроэнергии на собственные нужды

№ 6 (70), июнь, 2015 г.

образным ввиду малых значений коэффициента преобразования теплового насоса. Среднегодовая тепловая мощность ПГУ-110Т с ТНУ составляет 211 тыс. Гкал. Приведенные результаты являются частным решением задачи повышения экономичности блоков ПГУ-ТЭЦ в определенные периоды года. Важным фактором являются климатические условия конкретного региона, заявленная электрическая мощность энергообъекта, число часов его работы, объемы низкопотенциальной теплоты и назначение теплонасосных установок. Полученные годовые показатели необходимо использовать при финансово-экономической оценке эффективности внедрения ПГУ-ТЭЦ с ТНУ. На данном этапе определяющими факторами решения задачи повышения эффективности энергоблока будут соотношения коэффициента преобразования ТНУ и тарифов для определенного региона. Э

Рис. 7. Относительный прирост КПД нетто ПГУ-110Т с ТНУ

Технологии и оборудование | Теплоэнергетика

Деаэраторы атмосферного давления В последние годы в отечественной теплоэнергетике наметился устойчивый интерес к деаэраторам атмосферного давления большой производительности. В зависимости от схемы и оборудования энергоустановок предложено использовать в качестве теплоносителя пар или «перегретую» относительно температуры насыщения при давлении в деаэраторе воду, что позволяет применять их в схемах теплоснабжения при отсутствии пара на энергетических объектах. Павел ЕГОРОВ, заведующий отделом теплообменного оборудования, к.т.н. Альберт ГИММЕЛЬБЕРГ, заведующий сектором термических деаэраторов Михаил ЧУПРАКОВ, инженер-конструктор I категории Валентин МИХАЙЛОВ, старший научный сотрудник Анна БАЕВА, ведущий конструктор ОАО «Научнопроизводственное объединение по исследованию и проектированию энергетического оборудования им. И.И.Ползунова» (НПО ЦКТИ) (Санкт-Петербург)

спользование их в качестве теплоносителя вместо пара «перегретой» воды позволяет также исключить потери конденсата греющего пара и тем самым повысить экономическую эффективность установки. При этом также учитывается, что в соответствии с новыми требованиями СанПин (2.1.4.2496-09.2009) деаэрация воды в открытых системах теплоснабжения должна проводиться при температуре более 100°С, что препятствует использованию в таких системах вакуумных деаэраторов. В основу создания новых укрупненных деаэраторов атмосферного давления закладывались следующие основные требования – увеличение единичной производительности с целью возможного сокращения их количества в схемах приготовления подпиточной воды крупных систем теплоснабжения, снижение массогабаритных характеристик за счет возможного уменьшения объема деаэраторных баков и высоты деаэраторов, увеличения единичной производительности деаэрационых колонок и др. Кроме того – обеспечение высокой степени удаления из исходной воды кислорода и свободной углекислоты в соответствии с нормами, установленными ГОСТ 16860-88 для деаэраторов атмосферного давления, использование в конструкции деаэрационных колонок низконапорных струйно-капельных ступеней (∆Р<1,5 кгс/см2), позволяющих существенно повысить эффективность процессов тепло- и массообмена в аппарате.

Рис. 1. деаэратор атмосферного давления новой конструкции производительностью 500 т/ч

Для применения в системе подпитки теплосети Юго-Западной ТЭЦ в Санкт-Петербурге потребовалось создание нового укрупненного деаэратора атмосферного давления номинальной производительностью 500 т/ч. При этом, с учетом условий работы ТЭЦ, было принято решение в качестве греющей среды в деаэраторе использовать «перегретую» относительно температуры насыщения при давлении в нем деаэрированную воду с температурой 130–150°С от водогрейных котлов. Была разработана принципиальная тепловая схема деаэрационной установки системы подпитки с применением трех таких деаэраторов. В основу создания укрупненного деаэратора атмосферного давления ДА-500/100 производительностью 500 т/ч были положены следующие технические решения: – в качестве теплоносителя применяется деаэрированная вода, перегретая относительно температуры насыщения при давлении в нем (t=130÷150°С); – одна деаэрационная колонка производительностью 500 т/ч, установленная на деаэраторном баке геометрической емкостью ~100 м3, в конструкции которой используются низконапорное водораспределительное устройство (гидравлическая форсунка) и струйные тарелки; – в водяном объеме деаэраторного бака предусматривается «затопленное» барботажное устройство; – конструкция деаэратора должна обеспечивать заданные гидравлические и тепловые нагрузки, возможность осмотра, очистки и ремонта внутренних рабочих элементов. Принципиальная схема деаэратора атмосферного давления новой конструкции производительностью 500 т/ч представлена на рисунке 2. В деаэраторе применена двухступенчатая схема деаэрации: первая ступень – струйнокапельная (в колонке), вторая ступень – барботажная (в баке). Исходная вода подается в деаэрационную колонку 1 через низконапорное водораспределительное устройство 2, представляющее собой струйную гидравлическую форсунку. Вода, выходя из отверстий форсунки, дробится на струи и капли и поступает на перфорированную тарелку 3. Затем вода струями последовательно стекает с расположенных в колонке перфорированных

ЭНЕРГОНАДЗОР

тарелок и направляется в бак 4. Из бака деаэрированная вода отводится через штуцеры 5. Греющая («перегретая») вода подается в бак через штуцеры 6 (в паровой объем) и 7 (в барботажную ступень). При поступлении в деаэратор греющая вода вскипает. Выделившийся при этом пар обеспечивает эффективную обработку воды в барботажной ступени, вентилирует паровой объем бака и поступает в колонку под нижнюю перфорированную тарелку. Затем пар последовательно проходит каскады струй, стекающих с тарелок и выходящих из форсунки. В струях осуществляется нагрев воды до температуры, близкой к температуре насыщения, удаление основной массы газов и конденсация большей части пара, образовавшегося при вскипании греющей воды. Оставшаяся парогазовая смесь (выпар) отводится из верхней зоны колонки через штуцеры 8. Оставшаяся при вскипании теплоносителя часть воды поступает в водяной объем бака деаэратора и отводится из него вместе с деаэрированной водой. Процесс дегазации завершается в деаэраторном баке, где происходит выделение из воды мельчайших пузырьков газов за счет «отстоя» и обработки в барботажном устройстве. Барботажное устройство состоит из подводящих трубопроводов и перфорированных труб, в которые подается греющая вода. Выходя из отверстий труб, греющая вода вскипает. Выделившийся при этом пар проходит через слой воды в баке, обрабатывая и догревая воду до температуры насыщения, поступает в паровой объем бака и далее в колонку, как было описано выше. Деаэратор снабжен необходимыми штуцерами для присоединения подводящих, отводящих и уравнительных трубопроводов, предохранительных устройств и др. Для выполнения внутреннего осмотра, чистки и ремонта на корпусах бака и колонки предусмотрены люки 9. Использование струйной форсунки в верхней части колонки в качестве низконапорного водораспределительного устройства позволяет создать дополнительную поверхность контакта водяной и паровой фаз для улучшения тепло- и массообмена и тем самым повысить эффективность работы деаэрационной колонки. Применение струйных ступеней в колонке и «затопленного» барботажного устройства в баке позволяет надежно гарантировать необходимые нагрев и деаэрацию воды в заданных режимах работы деаэратора. Проектный срок службы деаэратора в соответствии с требованиями ГОСТ 16860-88 составляет не менее 30 лет.

езультаты проведенных испытаний и данные эксплуатации деаэратора ДА-500/100 на Юго-Западной ТЭЦ показали следующее: – новый деаэратор работает устойчиво, без заметной вибрации и гидравлических ударов в широком диапазоне нагрузок (10–105% от номинальной) и эксплуатационных режимов; – деаэратор удовлетворяет требованиям ГОСТ 16860-88 и ПТЭ;

№ 6 (70), июнь, 2015 г.

Рис. 2. Принципиальная схема деаэратора атмосферного давления новой конструкции производительностью 500 т/ч

1 – деаэрационная колонка; 2 – низконапорное водораспределительное устройство; 3 – перфорированная тарелка; 4 – бак деаэраторный; 5 – штуцеры расходные; 6 – штуцеры подвода греющей воды; 7 - штуцер подвода греющей воды на барботаж; 8 - штуцеры отвода выпара; 9 – люк; 10 – штуцеры отвода пара на гидрозатвор; 11 – штуцеры перелива; 12 – штуцер уравнительный по пару; 13 – штуцер уравнительный по воде; 14 – дренаж; 15 – штуцеры указателя уровня; 16 – штуцер подвода конденсата от охладителя выпара.

– максимальный нагрев воды в деаэраторе при номинальной производительности превышал проектную величину (25°C); – величина содержания кислорода в деаэрированной воде на выходе из деаэратора составляет меньше 10 мкг/кг во всех опытных и эксплуатационных режимах при заданной проектной величине 30 мкг/кг; – значения показателя рН деаэрированной воды на выходе из деаэратора (9,0÷9,5) свидетельствуют о том, что во всех проверенных режимах работы обеспечивается полное удаление свободной углекислоты из деаэрируемой (подпиточной) воды. В 2014 году разработан и принят к изготовлению усовершенствованный деаэратор атмосферного давления номинальной производительностью 510 т/ч (максимальная проектная производительность составляет ~560 т/ч) для строящейся ГТУ-ТЭЦ ЭС-1 Центральной ТЭЦ Санкт-Петербурга. В настоящее время на основании имеющегося опыта создания и освоения укрупненных деаэраторов атмосферного давления в нашем институте выполняется конструктивная проработка серии новых деаэраторов производительностью 600÷1200 т/ч для приготовления подпиточной воды крупных систем теплоснабжения и питательной воды паровых котлов. В деаэраторах применяется схема обработки воды с использованием низконапорных водораспределительных устройств и струйно-капельных ступеней, а также эффективного «затопленного» барботажного устройства. Принятые технические решения гарантируют высокую степень удаления из воды кислорода и свободной углекислоты. В качестве теплоносителя в деаэраторах может использоваться пар или «перегретая» деаэрированная вода с температурой t≥125°С. Э

Консультационный семинар | Плата за НВОС

Плата обязательная и нормированная О расчете платежей за негативное воздействие на окружающую среду, сроках и порядке их предоставления рассказала подписчикам журналов Группы изданий «ТехНАДЗОР» – «Государственный надзор», «ТехНАДЗОР», «ЭНЕРГОНАДЗОР», а также информационной системы «РЕГЛАМЕНТ» на бесплатном семинаре 28 мая 2015 года главный специалист-эксперт Департамента Федеральной службы по надзору в сфере природопользования по Уральскому федеральному округу Яна ДЕРЕВИНСКАЯ. Негативное воздействие ограничено Обязательная оплата негативного воздействия на окружающую среду (НВОС) установлена Федеральным законом «Об охране окружающей среды» № 7 от 10 января 2002 года. Это касается как юридических лиц, так и индивидуальных предпринимателей, деятельность которых оказывает негативное воздействие на окружающую среду. Причем вне зависимости от вида их деятельности – хозяйственной или какой-либо иной, даже если такое воздействие происходит в результате эксплуатации офисного помещения. Плата за негативное воздействие – публичноправовой платеж, являющийся по своей правовой природе фискальным сбором. Согласно Бюджетному кодексу РФ плата за негативное воздействие формирует неналоговые доходы бюджетов разных уровней – 20% вносится в федеральный бюджет, 40% – в бюджет субъекта РФ и 40% – в местный бюджет. Бюджетный кодекс РФ не устанавливает целевое расходование этих финансовых средств, то есть они могут направляться на различные нужды. Порядок определения платы за НВОС утвержден постановлением Правительства РФ «Об утверждении Порядка определения платы и ее предельных размеров за загрязнение окружающей природной среды, размещение отходов, другие виды вредного воздействия» № 632 от 28 августа 1992 года. На сегодняшний день плата за НВОС взимается за выбросы от стационарных и передвижных источников, сбросы в поверхностные и подземные водные объекты и на водосборные площади, а также за размещение отходов производства и потребления... Базовые нормативы платы установлены постановлением Правительства РФ «О нормативах платы за выбросы в атмосферный воздух загрязняющих веществ стационарными и передвижными источниками, сбросы загрязняющих веществ в поверхностные и подземные водные

объекты, в том числе через централизованные системы водоотведения, размещение отходов производства и потребления» № 344 от 12 июня 2003 года с изменениями и дополнениями от 1 июля 2005 года, 8 января 2009 года, 30 апреля, 26 декабря 2013 года и 24 декабря 2014 года. Ранее ежегодно законом о федеральном бюджете на соответствующий год утверждались коэффициенты индексации к базовым нормативам. Но в 2014 году вышло постановление Правительства РФ «О коэффициентах к нормативам платы за выбросы в атмосферный воздух загрязняющих веществ стационарными и передвижными источниками, сбросы загрязняющих веществ в поверхностные и подземные водные объекты, в том числе через централизованные системы водоотведения, размещение отходов производства и потребления» № 1219, в котором установлены коэффициенты индексации уже на три года – 2015–2017. Постановлением Правительства РФ № 632 предусмотрено взимание платы за выбросы и сбросы загрязняющих веществ в пределах установленных нормативов установленных лимитов (временно согласованных выбросов и временно согласованных сбросов) и сверхлимитные выбросы и сбросы. Плата в пределах нормативов (лимитов) взимается в случае наличия у предприятия утвержденного в установленном порядке разрешения на выброс, сброс. При отсутствии разрешения либо превышения утвержденных нормативов (лимитов) расчет ведется по сверхлимитным ставкам, с 25-кратным повышающим коэффициентом к ставке за норматив или 5-кратным повышающим коэффициентом к ставке за лимит.

ЭНЕРГОНАДЗОР

Плата за размещение отходов в пределах установленных лимитов рассчитывается при наличии у предприятия утвержденного проекта нормативов образования отходов и лимитов на их размещение. В случае отсутствия лимита либо превышения объемов размещаемых отходов плата взимается сверхлимитно – с 5-кратным повышающим коэффициентом. Хотелось бы обратить внимание экологов, что процесс согласования нормативноразрешительной документации достаточно длительный. Расчет платы оформляется в соответствии с приказом Ростехнадзора № 182 от 27 марта 2008 года. На сегодняшний день отчетным периодом является квартал. Расчет предоставляется до 20 числа месяца, следующего за отчетным периодом. В те же сроки должна быть произведена полная оплата начисленных платежей. В соответствии со ст. 8.41 КоАП РФ, за несвоевременную оплату предусмотрен административный штраф – для должного лица от 3 до 6 тысяч рублей, для юридического – от 50 до 100 тысяч рублей. Действующим законодательством не предусмотрена отсрочка и рассрочка платы. С 1 января 2015 года были внесены изменения в ст. 8.5 КоАП РФ. Если ранее предусматривались штрафные санкции только за несвоевременную оплату, то теперь – и за несвоевременную сдачу расчета. Встречаемся один раз в год 21 июля 2014 года вышел Закон «О внесении изменений в Федеральный закон «Об охране окружающей среды» и отдельные законодательные акты Российской Федерации» № 219. В соответствии с ним с 1 января 2016 года предоставлять расчет и производить оплату нужно будет один раз в год – до 1 марта года, следующего за отчетным. Этим же законом за несвоевременную оплату предусмотрено начисление пени. Также в соответствии с ФЗ № 219 все предприятия после утверждения соответствующего порядка будут делиться на четыре категории. Предполагается, что предприятия, относящиеся к IV категории, будут освобождены от внесения платы за НВОС. С этого же периода плату за размещение отходов обязано вносить лицо, при осуществлении которым хозяйственной и (или) иной деятельности образовались отходы производства и потребления (при условии их дальнейшего размещения), т.е. платит образователь отходов. С 1 января 2016 года в целях стимулирования юридических лиц и индивидуальных предпринимателей при исчислении платы за негативное воздействие на окружающую среду при размещении отходов к ставкам такой платы будут применяться следующие понижающие коэффициенты: – 0 при размещении отходов V класса опасности добывающей промышленности при рекультивации земель и почвенного покрова; – 0,5 при размещении отходов IV, V классов опасности, которые образовались при утилиза-

№ 6 (70), июнь, 2015 г.

ции ранее размещенных отходов перерабатывающей и добывающей промышленности; – 0,67 при размещении отходов III класса опасности, которые образовались в процессе обезвреживания отходов II класса опасности; – 0,49 при размещении отходов IV класса опасности, которые образовались в процессе обезвреживания отходов III класса опасности; – 0,33 при размещении отходов IV класса опасности, которые образовались в процессе обезвреживания отходов II класса опасности. В настоящее время процедура перечисления платы за негативное воздействие на окружающую среду, установленная Бюджетным кодексом РФ, не предусматривает освобождения от нее, а постановление Правительства РФ № 632 применяется в части, не противоречащей бюджетному законодательству. В условиях отсутствия в действующем природоохранном и бюджетном федеральном законодательстве прямых норм, допускающих уменьшение фактического размера вносимых экологических платежей посредством зачета затрат, понесенных природопользователем на проведение природоохранных мероприятий, уменьшение размера экологических платежей не осуществляется. ФЗ № 219 установлено, что при исчислении платы лица вправе самостоятельно осуществлять в установленном Правительством РФ порядке корректировку ее размера, вычитая из нее затраты на реализацию мероприятий по снижению негативного воздействия на окружающую среду. Загадка федерального законодательства В соответствии с ФЗ «О внесении изменений в Федеральный закон «Об охране окружающей среды» и отдельные законодательные акты Российской Федерации» № 219, из видов негативного воздействия, облагаемых платой, исключаются выбросы от передвижных объектов и сбросы загрязняющих веществ на водосборные площади (ливневка). Но в данном законе имеются технические неточности, а именно: не определен срок, с которого не будет взиматься плата за выбросы от передвижных объектов. В соответствии с ФЗ «Об охране атмосферного воздуха» № 96, данный вид платы исключается с 1 января 2015 года, а в соответствии с ФЗ «Об охране окружающей среды» № 7 – с 1 января 2016 года. Однако в том же ФЗ № 219 указано, что впредь, до приведения законодательных нормативных правовых актов Российской Федерации в соответствие с положениями ФЗ № 7, все иные законодательные и нормативные правовые акты применяются постольку, поскольку они не противоречат ФЗ № 7. Учитывая это, специалисты Департамента Росприроднадзора считают, что на сегодняшний день необходимо продолжать вносить плату за выбросы от передвижных источников. Э

Энергетика и право | Мнение эксперта

Защита монополий или единый отраслевой закон? Энергетическое законодательство России – это самостоятельный пласт норм общего характера и нормативных актов. Его развитие показывает, что цели российского энергетического права заметно отличаются от целей, сложившихся в мировой практике. Базовые законы в угоду ТЭК Энергетический сектор (ТЭК) России исправно и долго обеспечивал почти треть ВВП России. По данным интернет-ресурса Кремля, «в этом и гарантии нашего развития, и сложности нашего развития». Но ситуация меняется, и перспективы ТЭК страны уже не так радужны. Особенности развития энергетического сектора в данный период проявляются и в мировом масштабе. Так, в большинстве прогнозов от мировых энергетических структур энергетика как вид экономической деятельности превращается в политическое условие устойчивого развития всей мировой экономической системы. Но отличие России в том, что в ней сложился, в том числе и по наследству, совершенно недоступный для других стран уровень правового статуса монопольных субъектов. Теперь уже это в основном частные структуры, обеспечивающие производство и сбыт сетевых энергоресурсов (электроэнергия, тепловая энергия, природный газ и др.). В чем причины сложившейся ситуации? Государственное регулирование монопольных структур может развиваться по двум направлениям [1, с.1074]: ориентации исключительно на критерий затрат (тарифный вариант) или поощрения конкуренции при контроле за эффективностью на основе сравнительного анализа (бенчмаркинг). Общепринятое определение термина «Энергетика» (с учетом рыночных представлений) – это «вид экономической деятельности, охватывающий энергетические ресурсы, производство, передачу, преобразование, аккумулирование, распределение и потребление различных видов энергии». Проще говоря – это межотраслевой комплекс от разведки ископаемого топлива до его использования в любом производственном, бытовом процессе. Отсюда следует, что энергетическое законодательство неправо-

Яков ЩЕЛОКОВ, председатель коллегии СРО «Союз «Энергоэффективность», к.т.н. (Екатеринбург)

Табл. 1. Результаты энергобалансов ряда предприятий Коэффициент использования топлива (КИТ), % Предприятие Машиностроение

Энергохозяйство Общезаводские Технологические КИТ по конечной переделы объекты продукции 89

22,5

ЛПК

Металлургия

90,5

Молоко (по Башмакову И.)

66,5

мерно ограничивать защитой интересов только производительно-распределительной части энергетического сектора, которая получила название ТЭК. Основу энергетического права, тем более в России, стране с богатейшим ресурсным потенциалом, должен составлять единый закон об энергетике (энергетическом хозяйстве), отражающий интересы всех сторон, при исключении государственного регулирования только по критерию затрат (тарифный вариант), тем более без развития реальной конкуренции. А также – закон об обеспечении энергией (точнее, сетевыми ресурсами) и нормы конкурентного, договорного права в энергетической сфере [1, стр. 1067]. Можно утверждать, что именно в этом кроется основная причина ситуации, когда в базовые (написанные в угоду ТЭК) законы – «Об энергосбережении…», «О теплоснабжении», «Об электроэнергетике» вносятся регулярно изменения, а также длительные периоды формируются системы соответствующих подзаконных актов. Как бы могло повлиять на этот процесс наличие единых законов об энергетическом хозяйстве? Пример из мирового энергетического права. Общие нормы закона против ограничения конкуренции и специальные нормы закона об энергетическом хозяйстве, относительно не дискриминационного и прозрачного доступа к сетям обеспечивают соблюдение принципов справедливого гражданско-правового обмена при заключении договора. Масштабом для государственного контроля является цена, которая имела бы место в условиях реальной конкуренции (так называемая гипотетическая конкурентная цена) [1, стр.1071]. Здесь следует напомнить, что энергетические, особенно сетевые ресурсы, не являются полноценным рыночным товаром. Грубо говоря, у них нет аналога, который можно приобрести в свободном доступе (на базаре). Более того, нельзя отказаться и от поставщика, что еще страшней. Конечно, иногда удается заменить управляющую компанию, но это всего-навсего замена одного (якобы естественного) монополиста на другого. Поэтому, когда рынок сетевых ресурсов называют свободным, то как минимум умышленно забывают заключить это определение в кавычки. Вряд ли введем здесь кого-то в заблуждение замечанием, что в нашем энергетическом законодательстве нет каких-либо гипотетических ограничений рыночной цены на сетевые энергоресурсы, а

ЭНЕРГОНАДЗОР

процветает исключительно «ориентация на критерий затрат (тарифный вариант)». В доказательство приведем общеизвестные для специалистов, покупателей энергоресурсов, факты. В теплоснабжении… В нашей стране одной из первых законодательных инициатив в области энергетики и экономики стал закон «О государственном регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию в Российской Федерации» № 41 от 14 апреля 1995 года. Суть его определялась так – «государственное регулирование тарифов на электрическую и тепловую энергию (мощность) осуществляется…посредством установления экономически обоснованных тарифов (цен, платы за услуги) на электрическую и тепловую энергию и (или) их предельных уровней». Следует заметить, что речь идет, очевидно, о «предельных уровнях» на год регулирования. Предполагалось, что таким образом будет достигнута основная цель тарифного регулирования – «создание экономических стимулов для обеспечения повышения энергетической эффективности систем тепло- и электроснабжения и использования энергосберегающих технологий в процессах использования тепловой энергии (мощности) и электрической энергии (мощности)». По сути дела, ФЗ № 41 ставил задачу решить проблему обеспечения энергоэффективности, опять же монопольно используя экономические стимулы, посредством установления экономически обоснованных тарифов (цен). Ровно через год был введен ФЗ «Об энергосбережении» № 28 для «регулирования отношений, возникающих в процессе деятельности в области энергосбережения, в целях создания экономических и организационных условий для эффективного использования энергетических ресурсов». В действительности в этом документе не было предусмотрено никаких реальных рычагов для решения этой проблемы, и тем более для организационного воздействия на ее экономическую проекцию в виде ФЗ № 41. В течение истекших лет проблема повышения энергоэффективности в России практически решалась в одной проекции – экономической, в виде тарифного регулирования. В ноябре 2009 года ФЗ «Об энергосбережении…» № 261 подвел итоги процессу тарифного регулирования в стране, в ст. 31 которого предлагается внести ряд изменений в ФЗ № 41. Так, установлена возможность поставки тепловой энергии (мощности) на основании долгосрочных (на срок более чем один год) договоров снабжения тепловой энергией (мощностью) и по ценам, определенным соглашением сторон. Порядок заключения подобных договоров устанавливается Правительством РФ. То есть в законодательстве гипотетически проявится хоть какая-то возможность альтернативы тарифам на энергоресурсы. ФЗ «О теплоснабжении» № 190 от 27 июля 2010 года вообще можно назвать законом о регули-

№ 6 (70), июнь, 2015 г.

ровании тарифов в сфере теплоснабжения. В нем, в частности, есть статья об основаниях и порядке отмены регулирования тарифов в сфере теплоснабжения. Попытаемся разобраться, чем же была вызвана такая необходимость внесения изменений в ФЗ № 41, которые его и отменили? С этой целью, с использованием методов энергетического анализа проведем оценку эффективности «экономического стимулирования» потребителей ТЭР при тарифном регулировании. Воспользуемся результатами разработки энергетических балансов ряда предприятий, с учетом ГОСТ 27322-87 «Энергобаланс промышленного предприятия», проведенными в 2006–2009 годах. Согласно ГОСТ 27322, энергобалансы должны составляться для «оценки фактического состояния использования энергии на предприятии, определения значений потерь топливно-энергетических ресурсов». То есть данный стандарт, введенный еще в пору советской власти, подчеркивает, что экономических измерителей недостаточно для оценки использования фактического состояния режимов энергопотребления на предприятии. Тем не менее в ФЗ № 41 при тарифном регулировании какие-либо элементы методов энергетических балансов (энергетического анализа) не предусматривались. И, наконец, ФЗ № 190, после двадцатилетнего перерыва, заставляет вернуться к составлению топливно-энергетических балансов (ТЭБ), но только для субъектов РФ, муниципальных образований. Насколько ТЭБы регионов и территорий будут объективны без составления ТЭБов предприятий? Результаты анализа ТЭБов показаны в табл.1. Коэффициент использования топлива (КИТ) в расчете по конечной продукции составил от 22,5 до 37%. То есть предприятиям необходимо в 3–4 раза больше топлива, чем требуется непосредственно на производство конечной продукции. Иначе говоря, нет явных свидетельств тому, что экономические стимулы при тарифном регулировании заметно влияют на повышение

Энергетика и право | Мнение эксперта энергетической эффективности у товаропроизводителей. Для оценки КИТ в регулируемых организациях следует обратиться к отчету группы экспертов, выполненному по заказу Всемирного банка [3,4]. Величины полных коэффициентов расхода энергии в ТЭК на единицу энергии, доставленной конечному потребителю, т.у.т/ т.у.т, (КИТ, %): • электроэнергия – 4,94 (20); • тепловая энергия – 2,8 (36); • природный газ – 1,11 (90); • нефтепродукты – 1,16 (86). Потребители и регулируемые организации в части показателей использования электрической и тепловой энергии находятся на уровне в 20–37% от первоначальных объемов потребления. И здесь итоги тарифного регулирования за пятнадцать лет вряд ли можно назвать успешными. Рассмотрим результаты расчетов потенциала энергосбережения для основных видов экономической деятельности. В настоящее время есть две официальные версии потенциала энергосбережения – первоначальная (отечественная, 1998 год) и Всемирного банка (2008 год). Здесь результаты сравнения в целом не в пользу регулируемых организаций, особенно для ЖКХ. Исходя из анализа Минэнерго РФ, причин тому много. Размер платежей населения России за теплоснабжение, к примеру, превысил уровень подобной оплаты населением Европы. Процитируем бывшего зам. министра энергетики РФ Михаила Курбатова: «…Теплоснабжение для нас сейчас является приоритетом, потому что именно в сфере тепла сложилась наихудшая ситуация с инвестированием, с темпами старения оборудования». Основной возможный источник инвестиций, тариф, сильно выше инфляции, повышать нельзя – так чиновник поясняет позицию ведомства. Но есть и регионы, где из-за излишнего популизма региональных чиновников в отношении тарифов на тепло это сделать жизненно необходимо. У тепловой энергии социальная значимость кратно выше, чем у электроэнергии, поскольку на тепло приходится более 50% в структуре платежей граждан за ЖКХ. При этом наш анализ показывает, что в некоторых городах платежи за тепло уже выше, чем у северных соседей в Европе, что вообще недопустимо при том качестве услуг и доходов, которое мы имеем. Единственное решение – это изменение системы регулирования сферы тепла, создающее условия для привлечения долгосрочных инвестиций и мотивации заниматься повыше-

Табл. 2. Динамика потенциала энергосбережения, млн. т.у.т Вид экономической деятельности

2008

110–130

100

ЖКХ

65–75

110

Промышленность

100–125

ТЭК

годы 1998

нием эффективности. Необходимо найти внутренние ресурсы в отрасли, а они точно есть при таком объеме потерь и при таком количестве неэффективных котельных. Надо просто выстроить правильную систему регулирования. Сейчас это все еще возможно. А если мы пропустим еще несколько лет, то нам потом придется принимать беспрецедентные меры по финансированию теплоснабжения за счет средств федерального бюджета, которых на решение этой задачи нет. То есть федеральный орган энергетической власти признал неэффективность государственного регулирования по критерию затрат. Взамен Минэнерго РФ предлагает следующее: «…переход к ценообразованию по методу альтернативной котельной. Альтернативная котельная – это цена для потребителя (это не цена на коллекторах электростанций, не цена теплотрасс, а именно цена для потребителя). Логика в том, что потребитель не должен платить дороже, чем ему обошлось бы тепло в том случае, если бы он купил себе котельную и начал сам ее эксплуатировать. Что здесь важно: решение о переходе к принципу альтернативной котельной не означает немедленного роста тарифов. Это невозможно, тарифы на тепло – это слишком социально чувствительный вопрос. Здесь принцип значительно важнее, чем уровень цен. Например, мы можем определить, что в таком-то городе на уровень альтернативной котельной выходим в 2022 году. Главное, чтобы инвестор понимал долгосрочные правила игры, а государство несло за эти правила ответственность. Тогда с инвестора можно будет требовать ответственность за надежность и качество теплоснабжения». Оказывается, Минэнерго РФ наконец все же предложило для централизованного теплоснабжения в стране масштаб для государственного контроля в виде «ценообразования по методу альтернативной котельной». То есть системы централизованного теплоснабжения будут конкурировать с водогрейной котельной. Это хорошо. Но почему водогрейная котельная у нас, если в Европейском союзе принята Директива по теплофикации (когенерации)? [5]. Более того, в постановлении Правительства РФ № 637 от 29 июля 2013 года в перечне объектов и технологий с высокой энергетической эффективностью нет установок по комбинированному производству тепловой и электрической энергии. В энергетике… Не менее значимые проблемы сейчас сложились и по выполнению требований ФЗ «Об энергосбережении» № 261, особенно в части перехода на комбинированную выработку тепловой и электрической энергии на муниципальном уровне. На сегодняшний день тарифная политика в электроэнергетике регламентируется ФЗ «Об электроэнергетике», постановлением Правительства РФ «О ценообразовании в области регулируемых цен (тарифов) в электроэнергетике» и методическими указаниями по расчету

ЭНЕРГОНАДЗОР

регулируемых ценовых ставок в электроэнергетике, утвержденными ФСТ. Кроме того, косвенно вопросы ценообразования урегулированы Правилами недискриминационного доступа к услугам по передаче электрической энергии, утвержденными постановлением Правительства РФ. Согласно отчету аудиторов Счетной палаты, с 2009 по 2012 год тарифный рост на услуги по передаче электроэнергии в среднем для потребителей увеличился с 1,6 до 3,1 раза. Одной из причин роста суммарного тарифа для потребителей (в среднем на 20%) стала отмена обязательного лицензирования деятельности компаний по передаче электроэнергии, в связи с чем распределительных электросетевых организаций стало слишком много. Эксперты отрасли прогнозируют также дополнительный скачок тарифа для конечного пользователя после отмены перекрестного субсидирования населения. В настоящее время оно позволяет перекладывать часть тарифной нагрузки с населения и потребителей, к нему приравненных, на предприятия, компании и частных предпринимателей. Если обратиться к «Стратегии развития электросетевого комплекса РФ», то оказывается, что динамика развития отрасли и всей экономики привела к возникновению дополнительных задач. И здесь тариф на электроэнергию в России практически исчерпал потенциал роста. Стоимость электроэнергии, получаемой из ЕЭС России, для многих промышленных потребителей приближается к стоимости энергоснабжения от собственных генерирующих мощностей (включая стоимость их строительства), что в том числе приводит к развитию распределенной генерации и уходу потребителей от централизованного энергоснабжения. При этом продолжающееся старение основных фондов отрасли приводит к необходимости значительного увеличения объемов инвестирования в ближайшие годы для удержания уже достигнутых показателей качества и надежности.

№ 6 (70), июнь, 2015 г.

Помимо задач, предусмотренных Энергетической стратегией России на период до 2030 года и Стратегией развития распределительного электросетевого комплекса Российской Федерации, перед электросетевым комплексом стоят следующие приоритеты на долгосрочный период: – обеспечение надежности энергоснабжения потребителей; – обеспечение качества их обслуживания; – развитие инфраструктуры для поддержания роста экономики России; – конкурентоспособные тарифы на электрическую энергию для развития промышленности; – развитие научного и инновационного потенциала электросетевого комплекса, в том числе в целях стимулирования развития смежных отраслей; – привлекательный для инвесторов «возврат на капитал». Как видим, в данной стратегии отсутствует «условие относительно реальной конкуренции (гипотетическая конкурентная цена)». Возможно, это вызвано тем, что, как принято считать, у электроэнергии социальная значимость пока в несколько раз ниже, чем у тепловой энергии? Э Библиографические ссылки: 1. Энергетическое право России и Германии: сравнительно-правовое исследование. Под ред. П.Г. Лахно и Ф.Ю. Зеккера. М.: Издательская группа «Юрист», 2011 г. 2. Щелоков Я.М. Энергетический анализ хозяйственной деятельности. Учебно-методическое издание. Екатеринбург, УрФУ. 2010 г. 3. Башмаков И.А. Российский ресурс энергоэффективности: масштабы, затраты и выгоды// Вопросы экономики. 2009 г. № 2. 4. О роли ТЭЦ в новой энергетической стратегии Европейского союза//Энергетика за рубежом. 2013 г. № 3.

Служба надзора | Результаты проверок Гидротехнические сооружения под прокурорским надзором Ленским управлением Ростехнадзора проведены внеплановые выездные проверки соблюдения требований законодательства в области безопасности гидротехнических сооружений, а также проверки готовности к безопасному пропуску паводковых вод в Республике Саха (Якутия). Внеплановые выездные проверки проводились в отношении семи предприятий (организаций), эксплуатирующих гидротехнические сооружения: ОАО АК «Якутскэнерго», ОАО «Светлинская ГЭС-3», Нерюнгринская ГРЭС ОАО «ДГК», Государственное бюджетное учреждение «Управление по мелиорации земель и сельскохозяйственному водоснабжению Министерства сельского хозяйства и продовольственной политики Республики Саха (Якутия)», администрация муниципального образования город Ленск, администрация муниципального образования Олекминский район и других. По результатам проверок было выявлено и предписано к устранению 67 нарушений нормативно-правовых и нормативнотехнических документов, регламентирующих деятельность по эксплуатации гидротехнических сооружений. За данные нарушения в отношении четырех юридических лиц и трех должностных лиц были возбуждены административные производства по статье 9.2 Кодекса об административных правонарушениях РФ. Информация о состоянии гидротехнических сооружений Республики Саха (Якутия) была направлена в Правительство Республики Саха (Якутия) и прокуратуру Республики Саха (Якутия).

Обзор аварий и несчастных случаев Федеральная служба по экологическому, технологическому и атомному надзору информирует об авариях и несчастных случаях, по которым завершено расследование. Северо-Уральское управление Ростехнадзора Филиал ОАО «Тюменьэнерго» Нижневартовские электрические сети Тюменская область, ХМАО–Югра 22 апреля 2015 года в 01:55 (МСК) действием 1 ст. ЗЗ, 1з. ДЗ с неуспешным АПВ и неуспешным РПВ отключились ВЛ-110 Комета – Лысенковская, 1 и 2 цепь. Действием 1 ст. ЗЗ, 2з. ДЗ с неуспешным АПВ отключились ВЛ-110 Кирьяновская – Лысенковская, 1 и 2 цепь. Причина: повреждение газопровода, принадлежащего ОАО «Славнефть – Мегионнефтегаз», с возгоранием под ВЛ-110 Комета – Лысенковская 1, 2 и ВЛ-110 Кирьяновская – Лысенковская 1, 2.

Энергокомпания «забыла» о безопасности ТЭЦ Межрегиональным технологическим управлением Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору проведена плановая выездная проверка соблюдения требований промышленной безопасности ОАО «Норильско-Таймырская энергетическая компания» (площадка главного корпуса ТЭЦ-3). В ходе проверки выявлено 10 нарушений. В частности, кровля главного корпуса ТЭЦ-3 не обеспечивает надежную защиту технических устройств (котельных агрегатов, газопроводов), имеются следы коррозии. Не проведена экспертиза промышленной безопасности оборудования с истекшим сроком безопасной эксплуатации (сосуды, работающие под давлением, трубопроводы пара и горячей воды). В сведениях, представленных для регистрации в государственном реестре опасных производственных объектов, нет площадки главного корпуса ТЭЦ-3. Не указано обращение опасного вещества аммиак. Не определены безопасные сроки эксплуатации здания для разгрузки химических реагентов химического цеха ТЭЦ-3. По результатам проверки в отношении ОАО «НорильскоТаймырская энергетическая компания» составлен протокол об административном правонарушении по ч. 1 ст. 9.1 КоАП РФ. Требования безопасности в электроэнергетике проигнорированы Юридическое лицо ЗАО «Нерюнгринские районные электрические сети» и 2 должностных лица привлечены к административной ответственности по статье 9.11 Кодекса об административных правонарушениях РФ с назначением наказания в виде штрафа на общую сумму 24 тысячи рублей. Ленским управлением Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору (Ростехнадзор) проведена плановая выездная проверка ЗАО «Нерюнгринские районные электрические сети» с целью контроля соблюдения требований безопасности в электроэнергетике. В ходе проверки выявлено и предписано к устранению 223 нарушения требований нормативно-правовых и нормативнотехнических документов, регламентирующих деятельность в области электроэнергетики. А именно: состояние опор линий электропередачи не соответствует требованиям нормативных документов (имеются наклоны, загнивание древесины), не выполняется очистка трассы ВЛ-10кВ, не вырубается поросль в пролетах опор (высота поросли более 4,5 метра), имеются повреждения строительных конструкций зданий трансформаторных подстанций и так далее. По результатам проверки составлен акт и выдано предписание с указанием конкретных сроков устранения выявленных нарушений. Профилактика детского электротравматизма Нижне-Волжское управление Ростехнадзора направило письма электросетевым организациям с требованием провести профилактическую проверку технического состояния эксплуатируемого электрооборудования и сетей и исключить к ним свободный доступ посторонних лиц. Такая работа проводится Управлением ежегодно в преддверии летних каникул. По статистике в это время года возрастает угроза несчастных случаев в результате пора-

ЭНЕРГОНАДЗОР

жения электротоком, связанных с проникновением детей на объекты электроэнергетики. Специалисты Ростехнадзора обращаются к родителям и учителям с просьбой организовать отдых школьников, чтобы пресечь любые попытки несовершеннолетних приблизиться к трансформаторным подстанциям, распределительным пунктам, воздушным и кабельным линиям электропередачи. А также провести с подростками беседы о смертельной угрозе электрического тока на улице и в быту. К административной ответственности привлечены 60 руководителей Федеральная служба по экологическому, технологическому и атомному надзору провела проверку ОАО «ТГК-1», в ходе которой было выявлено 621 нарушение требований промышленной безопасности и требований в области технического регулирования. Основными нарушениями, выявленными при проверке, являются: – факты эксплуатации технических устройств, применяемых на объектах, за пределами назначенных показателей их эксплуатации (назначенного срока службы или назначенного ресурса) без проведения экспертизы промышленной безопасности или с наличием заключений, не направленных на регистрацию в территориальный орган Ростехнадзора; – эксплуатация опасных производственных объектов без оформления страхового полиса; – ввод в эксплуатацию оборудования, работающего под давлением, без наличия документов, подтверждающих его соответствие требованиям технического регламента Таможенного союза «О безопасности оборудования, работающего под избыточным давлением»; – непроведение аттестации в области промышленной безопасности руководящего состава и инженерно-технического персонала; – допуск работников на некоторых филиалах ОАО «ТГК-1» осуществляется без наличия заключений об отсутствии медицинских противопоказаний, а также без наличия документов,

№ 6 (70), июнь, 2015 г.

подтверждающих их соответствующие квалификационные требования; – неудовлетворительное ведение эксплуатационной документации; – неудовлетворительное качество составления производственных инструкций, несоответствие их требований Федеральным нормам и правилам в области промышленной безопасности; – эксплуатация технических устройств (сосуды, работающие под давлением, трубопроводы пара и горячей воды) с неисправными предохранительными устройствами; – неправильное проведение идентификации опасных производственных объектов и предоставление недостоверных сведений; – множественные нарушения Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности опасных производственных объектов, связанные с безопасной эксплуатацией технических устройств на опасных производственных объектах. В ходе проверки устранено 41 нарушение, остальные включены в предписание Ростехнадзора, с указанием сроков устранения. Так, до 28 августа 2015 года должны быть устранены 168 нарушений, для которых требуется проведение организационно-технических мероприятий по планированию и проведению работ (экспертиза, разработка технологической и проектной документации, ремонт оборудования с приобретением материалов). Кроме того, до 27 июля 2015 года должны быть устранены 36 нарушений, для устранения которых требуется меньший объем затрат времени. До 26 июня – по 368 нарушениям в части уточнения сведений по идентификации ОПО, пересмотра распорядительных документов, должностных и производственных инструкций. По 8 нарушениям проводится подготовка материалов в суд для приостановки эксплуатирующих устройств. Возбуждены дела об административных правонарушениях, ответственность за которые предусмотрена частью 1 ст. 9.1 КоАП РФ, в отношении юридического лица ОАО «ТГК-1» и более 60 должностных лиц.

Административная практика | Арбитраж

Конкурсный управляющий поддержан судом Тринадцатый арбитражный апелляционный суд 13 апреля 2015 года рассмотрел апелляционную жалобу ОАО «МРСК Северо-Запада» на определение Арбитражного суда Мурманской области по иску конкурсного управляющего ОАО «Кольская энергосбытовая компания» Светланы Скворцовой к ОАО «МРСК Северо-Запада» о признании договора уступки прав требования от 19 марта 2013 года № КОЛ 87/366/13 недействительной сделкой и применении последствий ее недействительности в деле о банкротстве ОАО «Кольская энергосбытовая компания».

пределением Арбитражного суда Мурманской области от 12 декабря 2013 года признаны обоснованными требования конкурсного кредитора – ОАО «Межрегионэнергосбыт» – по делу о несостоятельности (банкротстве) ОАО «Колэнергосбыт», а 24 июля 2014 года суд признал общество банкротом. 18 ноября 2014 года принято к производству арбитражного суда заявление конкурсного управляющего Светланы Скворцовой к ОАО «МРСК Северо-Запада» о признании договора уступки прав требования от 19 марта 2013 года № КОЛ 87/366/13 недействительной сделкой и применении последствий ее недействительности в виде возврата «МРСК Северо-Запада» в конкурсную массу ОАО «Колэнергосбыт» денежных средств в размере 87 121 988 рублей 64 коп. К участию в рамках настоящего обособленного спора привлечено ОАО «Оборонэнергосбыт». Определением суда первой инстанции от 27 января 2015 года требования удовлетворены. В апелляционной жалобе ОАО «МРСК СевероЗапада» просило данный судебный акт отменить, указывая на то, что оспариваемая сделка была направлена на передачу права требования, принадлежащего ОАО «Колэнергосбыт», в счет погашения имеющейся задолженности перед ответчиком по договору оказания услуг по передаче электрической энергии. Из материалов дела 19 марта 2013 года между ОАО «Колэнергосбыт» (цедент) и ОАО «МРСК Северо-Запада» (цессионарий) был заключен договор № КОЛ 87/366/13 возмездной уступки права (цессии), согласно которому цедент уступил, а цессионарий принял право требования в свою пользу к ОАО «Оборонэнергосбыт» исполнения им своих обязанностей на общую сумму 87 121 988 рублей 66 коп. по договору поставки электрической энергии (мощности) и обеспечения услуг по передаче электрической энергии № 12 от 1 марта 2010 года. Согласно пункту 3.1 договора цессии стоимость уступаемого права требования составляет 87 121 988 рублей 66 коп. В соответствии с пунктом 2.1 договора цессии цессионарий имеет встречные требования к заявителю (цеденту), возникшие на основании договора № 1 от 1

января 2008 года на оказание услуг по передаче электрической энергии. Пунктом 3.2 договора цессии предусмотрено, что оплата уступаемого права производится путем заключения сторонами соглашения о зачете встречных однородных требований. ОАО «МРСК Северо-Запада» в полном объеме получило со стороны ОАО «Оборонэнергосбыт» исполнение по договору поставки электрической энергии № 12. В силу положений статьи 61.3 ФЗ «О несостоятельности (банкротстве)» № 127 сделка может быть признана недействительной, если влечет или может повлечь за собой оказание предпочтения одному из кредиторов перед другими в отношении удовлетворения требований. В частности, при наличии до ее совершения одного из следующих условий: – обеспечения исполнения обязательства должника или третьего лица перед отдельным кредитором; – изменения очередности удовлетворения требований кредитора по обязательствам; – приведения к удовлетворению требований, срок исполнения которых к моменту не наступил, одних кредиторов при наличии не исполненных в установленный срок обязательств перед другими кредиторами; – оказание отдельному кредитору большего предпочтения в отношении удовлетворении требований, существовавших ранее, чем было бы оказано в случае расчетов с кредиторами в порядке очередности в соответствии с законодательством о несостоятельности (банкротстве). А также если она совершена в течение 6 месяцев до принятия арбитражным судом заявления о признании должника банкротом и имеются условия, предусмотренные аб. 2, 3 п.1 данной статьи, или если установлено, что кредитору или иному лицу, в отношении которого совершена такая сделка, было известно о признаке неплатежеспособности или недостаточности имущества. Как разъяснено в п. 12 постановления Пленума Высшего арбитражного суда РФ «О некоторых вопросах, связанных с применением гл. III.1 ФЗ «О несостоятельности (банкротстве)», если сделка с предпочтением была совершена не ранее чем за 6 месяцев и не позднее чем за

ЭНЕРГОНАДЗОР

один месяц до принятия судом заявления о признании должника банкротом, то в силу п. 3 ст. 61.3 данного закона она может быть признана недействительной при наличии условий, предусмотренных аб. 2, 3 п. 1 ст. 61.3 ФЗ № 127 и иные, соответствующие требованиям этого пункта. Платежи и иные сделки, направленные на исполнение обязательств (предоставление отступного, зачет и т.п.), относятся к случаям, указанным в аб.5 п.1 ст. 61.3 ФЗ № 127. Дело о несостоятельности (банкротстве)» в отношении ОАО «Колэнергосбыт» возбуждено 5 августа 2013 года, следовательно, оспариваемая сделка совершена должником в пределах установленного законом периода подозрительности, а именно менее чем за 5 месяцев. Наблюдательный совет НП «Совет рынка по организации эффективной системы оптовой и розничной торговли электрической энергией и мощностью» решением № 5/2013 от 21 февраля 2013 года лишил ОАО «Колэнергосбыт» статуса субъекта оптового рынка электрической энергии и мощности. Информационное сообщение о лишении ОАО «Колэнергосбыт» статуса гарантирующего поставщика было размещено в сети Интернет и средствах массовой информации. Функции гарантирующего поставщика электроэнергии на территории региона, обслуживаемого ОАО «Колэнергосбыт», перешли к операционной компании Холдинга МРСК – ОАО «МРСК Северо-Запада», являющегося акционером ОАО «Колэнергосбыт» с долей участия в уставном капитале 0,04%, с 1 марта 2013 года. Обязательства перед ответчиком возникли до подачи заявления, оспариваемый договор направлен на оплату долга, образовавшегося до заключения сделки, и также заключен до возбуждения дела о банкротстве. То есть спорная сделка была направлена на прекращение обязательств перед ответчиком. Таким образом, договором № КОЛ 87/366/13 уступки права требования (цессии) от 19 марта 2013 года нарушен приведенный порядок удовлетворения требований кредиторов, поскольку требования ОАО «МРСК СевероЗапада» к ОАО «Колэнергосбыт», фактически удовлетворенные зачетом, относятся к требованиям третьей очереди в соответствии с п. 4 ст.134 ФЗ «О несостоятельности (банкротстве)». В соответствии с п. 8 ст. 142 ФЗ №127, зачет требования, а также погашение требования предоставлением отступного допускается только при условии соблюдения очередности и пропорциональности удовлетворения требований кредиторов. Положение ст. 61.3 распространяется и на отношения, имевшие место до введения процедуры банкротства в пределах периодов подозрительности. Дебиторская задолженность третьего лица – ОАО «Оборонэнергосбыт» в размере 87 121 988 рублей 66 коп. является имуществом должника, подлежащим включению в конкурсную массу, за счет которого производится удовлетворение требований кредиторов, включенных в реестр. Таким образом, договором № КОЛ 87/366/13 уступки права требования (цессии) от 19 марта

№ 6 (70), июнь, 2015 г.

2013 года отдельному кредитору ОАО «Колэнергосбыт» – ОАО «МРСК Северо-Запада» оказано большее предпочтение в отношении удовлетворения требований, чем было бы оказано в случае произведения расчетов в порядке, установленном ФЗ «О несостоятельности (банкротстве)». По состоянию на 19 марта 2013 года у ОАО «Колэнергосбыт» имелась задолженность перед кредиторами третьей очереди помимо долга перед ответчиком, что подтверждается данными бухгалтерского учета ОАО «Колэнергосбыт», реестром требований кредиторов ОАО «Колэнергосбыт». Согласно п. 2 ст. 61.4 закона о банкротстве, сделки по передаче имущества и принятию обязательств или обязанностей, совершаемые в обычной хозяйственной деятельности, осуществляемой должником, не могут быть оспорены на основании п. 1 ст. 61.2, 61.3, если цена имущества, передаваемого по одной или нескольким взаимосвязанным сделкам, или размер принятых обязательств, обязанностей не превышает 1% стоимости активов должника, определяемой на основании его бухгалтерской отчетности за последний отчетный период. По данным бухгалтерского баланса должника по состоянию на 31 декабря 2012 года активы составляли 8 370 270 000 рублей, в котором порядка 80 % – дебиторская задолженность. По оспариваемому договору переданы права на сумму 87 121 988, 66 рубля, что превышает 1%. Таким образом, оспариваемый договор не может быть отнесен к числу сделок, совершаемых в процессе обычной хозяйственной деятельности. На основании изложенного и руководствуясь ст. 269–272 Арбитражного процессуального кодекса РФ, Тринадцатый арбитражный апелляционный суд постановил определение Арбитражного суда Мурманской области от 27 января 2015 года по делу № А42-1874/2013(1н) оставить без изменения, апелляционную жалобу – без удовлетворения. Продолжение следует 16 июля 2015 года в судебном заседании Арбитражного суда Северо-Западного округа состоится рассмотрение кассационной жалобы ОАО «МРСК Северо-Запада» с ходатайством о приостановлении исполнения постановления Тринадцатого арбитражного апелляционного суда по данному делу. Э

обратная Связь | воПроС – ответ

Ответы специалистов Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору на вопросы граждан, поступившие в общественные приемные ее территориальных органов. – Каков порядок переаттестации административно-технического персонала на IV и V группы допуска по электробезопасности в случае, если срок очередной проверки знаний просрочен более чем на шесть месяцев либо более чем на три года? Отвечают специалисты Управления государственного энергетического надзора Ростехнадзора: – В соответствии с требованиями п. 1.4.19 Правил технической эксплуатации электроустановок потребителей, утвержденных приказом Минэнерго России от 13 января 2003 года № 6, первичная проверка знаний проводится у работников, впервые поступивших на работу, связанную с обслуживанием электроустановок. При перерыве в проверке знаний более трех лет необходимо пройти первичную проверку с присвоением II группы по электробезопасности. Согласно п. 1.4.23 Правил внеочередная проверка знаний проводится независимо от срока проведения предыдущей проверки при перерыве в работе в данной должности более шести месяцев. По Приложению № 1 (Примечание № 4) Правил по охране труда при эксплуатации электроустановок, утвержденных приказом Минтруда России от 24 июля 2013 года № 328н, при поступлении на работу (переводе на другой участок, замещении отсутствующего специалиста) при проверке знаний необходимо подтвердить имеющуюся IV или V группу по электробезопасности применительно к оборудованию электроустановок на новом месте работы в комиссии предприятия или Ростехнадзора. – Законны ли требования о постановке на учет в органах Ростехнадзора к трубопроводам пара и горячей воды с параметрами рабочей среды, не превышающей температуру 250°C и давление 1,6 МПа, и условным проходом более 100 мм, распо-

ложенным в пределах производственных помещений предприятий, изготовленным и эксплуатируемым до вступления в действие «Правил устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды» Пб 10-573-03? Отвечают специалисты Приволжского управления Ростехнадзора: – В соответствии с подпунктом «м», п. 215 ФНП «Правил промышленной безопасности опасных производственных объектов, на которых используется оборудование, работающее под избыточным давлением», утвержденных приказом Ростехнадзора № 116 от 25 марта 2014 года, трубопроводы пара и горячей воды, у которых параметры рабочей среды не превышают температуру 250°C и давление 1,6 МПа, не подлежат учету в органах Ростехнадзора. За исключением таких трубопроводов с условным проходом более 100 мм, расположенных в пределах зданий тепловых электростанций, котельных и производственных помещений предприятий, а также трубопроводов тепловых сетей в составе ОПО III класса опасности, имеющих признак опасности, указанный в подпунктах «а» и «б» п. 2 ФНП. – Необходимо ли получение энергопаспорта для предприятия, производящего теплоэнергоресурсы, если совокупные затраты при этом не превышают 10 млн. рублей в год? Отвечают специалисты Управления государственного энергетического надзора Ростехнадзора: – В соответствии с п. 4 ч.1 ст.16 «Об энергосбережении…» № 261 от 23 ноября 2009 года, для таких организаций, даже в случаях использования тепловой энергии для собственных нужд, проведение энергетического обследования является обязательным. Согласно ч. 1.1 ст. 16 ФЗ № 261 организации, совокупные затраты которых на потребление природного газа, мазута, тепловой энергии, угля, электрической энергии, за исключением моторного топлива, менее 50 млн. рублей, вместо последующего энергетического обследования могут предоставлять информацию в Минэнерго России.

ЭНЕРГОНАДЗОР

В КАЖДОМ ВЫПУСКЕ «РЕГЛАМЕНТА» ВЫ НАЙДЕТЕ: • нормативно-правовые документы, регламентирующие деятельность в сфере промышленной, экологической, энергетической, пожарной безопасности и охраны труда; • информацию о проверках предприятий надзорными органами и их результатах; • информацию Ростехнадзора об авариях и несчастных случаях, расследование по которым завершено; • практические разъяснения требований в сфере промышленной, экологической, энергетической безопасности и охраны труда; • материалы судебной практики обжалования предписаний административных органов. ПРЕИМУЩЕСТВА РАБОТЫ С «РЕГЛАМЕНТОМ»: • под рукой всегда будут необходимые нормативные акты; • вы сможете воспользоваться опытом других предприятий; • советы и пояснения опытных специалистов и экспертов избавят вас от многих проблем, связанных с выполнением требований, предъявляемых при проверках экспертами надзорных органов. «РЕГЛАМЕНТ» ПОЗВОЛИТ ВАМ ДЕЙСТВОВАТЬ В СТРОГОМ СООТВЕТСТВИИ С ЗАКОНАМИ РФ, А ЗНАЧИТ: • сэкономить сотни тысяч рублей возможных штрафов; • избежать приостановки производственного процесса; • не подвергать себя риску личной ответственности за нарушения ПБ; • не бояться проверок; • оспорить в суде незаконные предписания надзорных органов. Практическая направленность сборника «РЕГЛАМЕНТ» позволит вам быть уверенными в правильности своих действий, а актуальность предоставляемой в сборнике информации – сберечь ваше время.

ОФОРМИТЬ ПОДПИСКУ НА СБОРНИК «РЕГЛАМЕНТ» МОЖНО: В редакции журнала «ТехНАДЗОР» Отправьте заявку на подписку по факсу +7 (343) 253-89-89 или по e-mail: podpiska@tnadzor.ru Через объединенный каталог «Пресса России» Подписной индекс 82453 Через агентства альтернативной подписки ООО «Урал-Пресс ЗАО «ИД «Экономическая газета» Через интернет На сайте www.tnadzor.ru На сайте www.uralpress.ru

сборник информационно-консультативных материалов

На правах рекламы