en0111 by Denis Y

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

№ 10 (19),ЯНВАРЬ-ФЕВРАЛЬ, № 1 (20), НОЯБРЬ-ДЕКАБРЬ,2011 2010год год

Павел ЛИТВИНОВ, начальник отдела маркетинга и продаж ЗАО «Монитор Электрик»:

«Вложения в создание центра управления окупятся за два–три года». с. 20

Энергетика и законодательство | Официально

Новые нормативные документы по энергетике Правительство РФ • Постановление № 861 «Об утверждении правил недискриминационного доступа к услугам по передаче электрической энергии и оказания этих услуг, правил недискриминационного доступа к услугам по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике и оказания этих услуг, правил недискриминационного доступа к услугам администратора торговой системы оптового рынка и оказания этих услуг и правил технологического присоединения энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, объектов по производству электрической энергии, а также объектов электросетевого хозяйства, принадлежащих сетевым организациям и иным лицам, к электрическим сетям» от 27 декабря 2004 г., редакция № 759 от 24 сентября 2010 г. • Постановление № 768 «О федеральных стандартах оплаты жилого помещения и коммунальных услуг на 2011–2013 годы» от 28 сентября 2010 г. • Постановление № 779 «О внесении изменения в Основы ценообразования в отношении электрической и тепловой энергии в Российской Федерации» от 29 сентября 2010 г. • Постановление № 857 «Об утверждении перечня объектов и технологий, имеющих высокую энергетическую эффективность, осуществление инвестиций в создание которых является основанием для предоставления инвестиционного налогового кредита» от 25 октября 2010 г.

Минэнерго РФ • Приказ № 429 «Об утверждении Порядка определения коэффициентов, применяемых системным оператором для определения объема мощности, фактически поставленной на оптовый рынок электрической энергии (мощности), при невыполнении (частичном невыполнении) поставщиками требований в части готовности генерирующего оборудования к выработке электрической энергии» от 7 сентября 2010 г. • Приказ № 431 «Об утверждении Положения о порядке определения величины спроса на мощность для проведения долгосрочного отбора мощности на конкурентной основе на оптовом рынке электрической энергии (мощности) и порядке определения плановых коэффициентов резервирования мощности в зонах (группах зон)

свободного перетока электрической энергии (мощности)» от 7 сентября 2010 г.

Минпромторг РФ • Приказ № 769 «О категории товаров, которые должны содержать информацию о классе их энергетической эффективности в технической документации, прилагаемой к этим товарам, маркировке и на этикетках, а также о характеристиках товаров с указанием категорий товаров, на которые в соответствии с требованиями Федерального закона «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты РФ» не распространяются требования о включении информации об их энергетической эффективности в техническую документацию, прилагаемую к товарам, маркировку и на этикетку» от 7 сентября 2010 г.

Минрегион РФ • Приказ № 394 «Об утверждении Примерной формы перечня мероприятий для многоквартирного дома (группы многоквартирных домов) как в отношении общего имущества собственников помещений в многоквартирном доме, так и в отношении помещений в многоквартирном доме, проведение которых в большей степени способствует энергосбережению и повышению эффективности использования энергетических ресурсов» от 2 сентября 2010 г.

ФАС РФ • Приказ № 217–э/4 «О внесении изменений в Приказ Федеральной службы по тарифам от 04.12.2009 № 347-э/4 «Об утверждении нормы доходности инвестированного капитала для расчета тарифов на услуги по передаче электрической энергии по Единой национальной (общероссийской) электрической сети» от 1 сентября 2010 г. • Приказ № 221-э/8 «Об утверждении Методических указаний по регулированию тарифов организаций, оказывающих услуги по передаче тепловой энергии с применением метода доходности инвестированного капитала и о внесении изменений и дополнений в Методические указания по регулированию тарифов с применением метода доходности инвестированного капитала, утвержденные Приказом Федеральной службы по тарифам от 26 июня 2008 года № 231-э» от 1 сентября 2010 г. • Приказ № 501 «Об определении зон свободного перетока, в которых конкурентный отбор мощности проводится с использованием предельного размера цены на мощность» от 7 cентября 2010 г. • Приказ № 245-э/3 «О предельных уровнях тарифов на электрическую энергию, поставляемую населению и приравненным к нему категориям потребителей, на 2011 год» от 7 октября 2010 г. • Приказ № 246-э/4 «О предельных уровнях тарифов на электрическую энергию (мощность), поставляемую покупателям на розничных рынках, за исключением электрической энергии (мощности), поставляемой населению и приравненным к нему категориям потребителей, на территориях, не объединенных в ценовые зоны оптового рынка, на 2011 год» от 7 октября 2010 г.

Журнал «ЭНЕРГОНАДЗОР» ежемесячное издание

Директор Артем Кайгородов Шеф-редактор Группы изданий «ТЕХНАДЗОР» Лидия Макарова Коммерческий директор Светлана Пушкарь Главный редактор Екатерина Сидорова Выпускающий редактор Елена Шкребень Бильд редактор Наталья Грачева Дизайн и верстка Дарья Лукманова, Денис Порубов, Мария Шилова Корректор Наталья Майер Коммерческая служба Елена Демидова (руководитель), E-mail: enadzor@tnadzor.ru, podpiska@tnadzor.ru Отдел партнерских отношений Тамара Петелина (руководитель) Отдел продвижения Александра Коростелева (руководитель) E-mail: pr@tnadzor.ru Территориальные представители Вера Еремина (Омск), Сергей Ильин (Казань), Светлана Карсканова (Пермь), Андрей Микитюк (Нижний Новгород), Анна Печенкина (Челябинск), Елена Фетищева (Москва), Сергей Яровенко (Новосибирск) Свидетельство о регистрации ПИ № ТУ 66-00087 от 8 октября 2008 г. выдано Управлением Федеральной службы по надзору в сфере связи и массовых коммуникаций по Свердловской области. Учредитель ООО «ТехНадзор-Регионы» Редакция журнала «ЭНЕРГОНАДЗОР» 141431 Москва, Смоленская пл., 3 Тел. +7 (495) 973-52-65, (495) 662-49-17, Моб. +7 (965) 545-04-64, +7 (963) 611-05-51, 8 (800)-700-35-84 E-mail: moscow@tnadzor.ru 620012 Екатеринбург, пл. Первой пятилетки Тел./факсы (343) 253-16-08, 253-16-09, 379-37-65, 379-37-66 E-mail: еnadzor@bk.ru www.tnadzor.ru Представительство в Казани 420000 Казань Тел. (843) 253-66-93, моб. +7 (903) 305-66-93 E-mail: kazan@tnadzor.ru Представительство в Нижнем Новгороде 606400 Нижегородская обл., г. Балахна, ул. Ленина, 16-13 Тел. +7 (929) 038-38-88 E-mail: mid_nn@mail.ru Представительство в Новосибирске 630112, Новосибирск, ул. Ипподромская, 30-32 Тел. моб.: +7 913-898-99-00 Е-mail: novosib@tnadzor.ru Представительство в Омске 644000, Омск, ул. Туполева, 3а, оф. 56, Тел. +7 (923) 674-17-24 E-mail: omsk@tnadzor.ru Представительство в Перми 614037 Пермь, а/я 1505 Тел. (342) 800-700-35-84, моб. +7 (963) 018-89-93 E-mail: perm@tnadzor.ru Представительство в Челябинске 454000 Челябинск, пл. Революции, 7, оф. 1.14 Тел. (351) 266-69-59, (343) 253-89-89, моб.+7 (922) 169-22-54 Факс (351) 266-66-78 E-mail: 74@tnadzor.ru, sales@tnadzor.ru

От редакции Уважаемые читатели! Рады приветствовать в новом году постоянных читателей и тех, для кого знакомство с журналом «ЭНЕРГОНАДЗОР» только начинается. Несомненно, 2011 год подарит множество «энергетических новшеств», которые, как и раньше, будет оперативно освещаться в журнале «ЭНЕРГОНАДЗОР». В центре внимания январско-февральского номера — ситуация, сложившаяся в топливно-энергетическом комплексе России, и перспективы его развития. Открывает тему Сергей Шматко, министр энергетики РФ, с анализом особенностей ТЭК в 2010–2011 гг. Вопрос обновления энергетической отрасли на основе ее модернизации рассматривает Виктор Молодюк, заместитель председателя Научно-технической коллегии НП «НТС ЕЭС». Продолжает тему Анатолий Богданов, главный специалист управления энергетической эффективности и энергоресурсосбережения ОАО «МРСК Сибири», объяснением, почему задача уменьшения в России энергоемкости ВВП на 40% является недостижимой и чего можно добиться, исходя из энергетических реалий страны. В последние годы в России активно идет процесс проектирования и создания диспетчерских, антикризисных, ситуационных и других центров управления (ЦУ). О том, как наиболее грамотно реализовать важные для отрасли проекты по созданию, расскажет Павел Литвинов, начальник отдела маркетинга и продаж ЗАО «Монитор Электрик». Также в номере — новые нормативные документы по энергетике, вопросы на ответы читателей и информация об интересных российских разработках.

С уважением, Екатерина СИДОРОВА, главный редактор журнала «ЭНЕРГОНАДЗОР»

Подписано в печать 11 февраля 2010 г. Отпечатано в типографии «Домино» Челябинск, ул. Ш. Руставели, 2 Тел.: (351) 254-75-55, 254-33-66 E-mail: cheldomino@mail.ru Заказ № от 11 февраля 2010 г. Тираж 5 000 экз. Редакция не несет ответственности за содержание рекламных материалов. Мнение редакции может не совпадать с мнением авторов.

№ 1 (20), ЯНВАРЬ-ФЕВРАЛЬ, 2011 г.

Содержание

Актуально События, факты, комментарии �� 4 Большая энергетика Итоги года. ТЭК: ситуация и перспективы �� 6 Министр энергетики РФ Сергей Шматко характеризует сложившуюся ситуацию в топливно-энергетическом комплексе Российской Федерации.

Продолжая тему. Модернизация российской энергетики �� 8 Виктор Молодюк, заместитель Председателя Научно-технической коллегии НП «НТС ЕЭС», представляет основные направления модернизации энергетики и выдвигает предложения по предотвращению рисков их невыполнения.

Точка зрения. Двойственная форма энергии �� 11 Из-за двойственной формы представления энергии задача уменьшения энергоемкости ВВП на 40% является недостижимой. Для устранения двойственности представления поставленной задачи необходимо не столько снижать потери энергии, сколько сдерживать прирост анергии, — утверждает Анатолий Богданов, главный специалист управления энергетической эффективности и энергоресурсосбережения ОАО «МРСК Сибири».

Энергетика и СРО Первые шаги. Чего ждать? �� 14 Российская система саморегулирования, в том числе в области энергетических обследований, находится лишь в начале своего становления, порождая больше вопросов и задач, чем давая ответов. Никита Загускин, председатель Совета СРО НП «БалтЭнергоЭффект», анализирует выявленные в функционировании саморегулируемых организаций проблемы и рассматривает возможные перспективы их развития.

Промышленная энергетика Стратегия. Центры управления: от А до Я �� 16 В последние годы в России активно идет процесс проектирования и создания диспетчерских, антикризисных, ситуационных и других центров управления. Не обошел этот процесс стороной и крупные энергетические компании и объединения. О том, как наиболее грамотно реализовать важные для отрасли проекты по созданию центров управления, рассказывает Павел Литвинов, начальник отдела маркетинга и продаж ЗАО «Монитор Электрик».

ЭНЕРГОНАДЗОР

Энергетика и ЖКХ Малозатратное решение. Выгодная ликвидации перетопов �� 19 Малозатратных предложений по сокращению расхода тепла в существующем жилом фонде, в частности в домах с элеваторным присоединением систем отопления — единицы. Одно из них представлено в статье Владимира Ильина, директора НП «Группа Тепло».

Электрооборудование Трансформаторы напряжения. Поверка по упрощенной схеме �� 22 Сергей Бардинский предлагает способ упрощенной поверки трансформатора напряжения. В основу данного метода положено определение соответствия трансформатора нужному классу точности без определения реальных погрешностей.

Технологии и оборудование Метод. Оценка теплового состояния �� 24 Анатолий Власов и Евгений Мухин рассматривают метод тепловизионной диагностики на основе анализа теплового поля и детального учета конструкционных особенностей машин.

Теплоэнергетика Тенденция. «Раскулачивание» должников �� 27 О методах взыскания долгов перед поставщиками тепла и горячей воды рассказывает Димитриос Сомовидис.

Энергетика и законодательство Зарубежная практика. Международная стандартизация ремонтных работ �� 28 Международная электротехническая комиссия силами технического комитета по производству ремонтных работ под напряжением (ПРН) продолжает развивать нормативную базу в области ПРН. О деятельности этого профильного комитета — в материале российских экспертов, участвующих в его работе.

Энергетика и право Анализ. Новеллы закона «О теплоснабжении» �� 30 Федеральный закон №190-ФЗ «О теплоснабжении» от 27 июля 2010 года внес большое количество изменений как в систему регулирования (управления) теплоэнергетикой, так и в структуру договорных отношений. В новеллах закона №190-ФЗ разбирался Иван Елисеев, руководитель практики «Энергетика и право» группы правовых компаний «ИНТЕЛЛЕКТ-С».

Энергоэффективность и нормирование Энергосбережение в строительстве. Энергодизайн для энергоэффективности �� 32 В последние несколько лет строительная отрасль находится под влиянием изменившегося подхода в части потребления энергетических ресурсов, комфорта зданий и заботы об экологии. О принципах энергетического дизайна — важной составляющей нового подхода — сообщает Алексей Пирогов, начальник отдела энергоэффективных зданий ГБУ СО «Институт энергосбережения».

Управление. Технические основы энергоменеджмента �� 34 Как известно, основой для функционирования системы эффективного управления потреблением энергии служит информация, получаемая с помощью мониторинга энергопотребления. Общие принципы построения системы мониторинга — в статье Владимира Бабича, директора Энерготехнической компании «Джоуль».

Разработка. Считай, экономь, плати �� 36 Для обеспечения поквартирного оперативного регулирования и учета потребления энергоресурсов в зданиях и диспетчеризации данных по их потреблению разработана система индивидуального учета тепло- и энергоресурсов.

Обратная связь Вопрос — ответ �� 38 Бизнес-предложение Справочник предприятий �� 40 № 1 (20), ЯНВАРЬ-ФЕВРАЛЬ, 2011 г.

Актуально | События, факты, комментарии ПРАВИТЕЛЬСТВО РФ

Утверждены требования к энергопаспортам. Правительство РФ утвердило требования, которым согласно закону «Об энергосбережении…» должны отвечать энергетические паспорта, составленные по результатам добровольных и обязательных энергообследований. Сбор данных будет осуществляться Министерством энергетики РФ на основе информации, предоставленной от саморегулируемых организаций в области энергетического обследования. Минэнерго также будет осуществлять регистрацию, анализ и формирование электронной базы энергопаспортов. Данные энергетических паспортов будут систематизироваться, в частности, по таким показателям как оснащенность приборами учета, объемы использования энергоресурса, энергоэффективность, величина потерь, использование вторичных энергоресурсов, перечень энергосберегающих мероприятий. Полученные по результатам анализа данных энергопаспортов сведения будут размещены в государственной информационной системе в области энергосбережения и повышения энергоэффективности.

гетической стратегии», «Центр энергосберегающих технологий Республики Татарстан», «Институт мониторинга бюджетной сферы» и более 30 ведущих экспертов по направлениям Программы. Основная цель Госпрограммы — снижение энергоемкости ВВП РФ на 13,5%, что в совокупности с другими факторами позволит обеспечить решение задачи по снижению энергоемкости ВВП на 40% в 2007–2020 гг. Кроме того, Программа должна обеспечить годовую экономию первичной энергии в объеме не менее 100 млн. тонн условного топлива (т.у.т.) (к 2016 году) и 195 млн. т.у.т. к окончанию реализации Программы (конец 2020 года). Запланирована следующая экономия за весь срок реализации Программы: природного газа — 330 млрд. кубометров, электроэнергии — 630 млрд. кВт ч, теплоэнергии — 1550 млн. Гкал, нефтепродуктов — 17 млн. тонн. Программа также предусматривает: • снижение доли энергетических издержек, нагрузки по оплате услуг энергоснабжения на бюджетную систему, вредных выбросов, в том числе выбросов парниковых газов; • повышение конкурентоспособности и финансовой устойчивости российской экономики; • обеспечение населения качественными энергетическими услугами по доступным ценам. На выполнение Госпрограммы планируется затратить 70 млрд. рублей из федерального бюджета, 625 млрд. рублей — из средств местных бюджетов и 8,8 трлн. рублей — из внебюджетных источников. АТОМНАЯ ЭНЕРГЕТИКА В Ленинградской области начнется строительство пункта захоронения радиоактивных отходов. В городе Сосновый Бор в 2013 г. начнется строительство пункта захоронения радиоактивных отходов низкого и среднего уровня активности, основанного на принципе многоуровневой защиты окружающей среды, населения и персонала. Он представляет собой подземный туннель диаметром 14,2 м на глубине 60–70 м. Постэксплуатационный период пункта составляет не менее 500 лет. Объем инвестиций в реализацию проекта оценивается в 6,1 млрд. руб.

МИНЭНЕРГО Утверждена разработанная Минэнерго России госпрограмма «Энергосбережение и повышение энергетической эффективности на период до 2020 года». Основными разработчиками Госпрограммы стали: Министерство энергетики РФ, ЗАО «Агентство по прогнозированию балансов в электроэнергетике» и ООО «Центр по эффективному использованию энергии». В работе также приняли участие представители ряда организаций, включая ФГУ «Российское энергетическое агентство», ГУ «Институт энер-

ЭНЕРГОНАДЗОР

Пункт разместится в районе действующих объектов государственной корпорации «Росатом» с возможностью использования имеющейся инфраструктуры. Объект будет рассчитан на прием 50 тыс. куб. м отходов в течение 6–10 лет эксплуатации с возможностью дальнейшего расширения. Основными поставщиками отходов выступят Ленинградское отделение филиала «Северо-Западный территориальный округ» ФГУП «РосРАО», Ленинградская АЭС, ЛАЭС-2 и другие областные предприятия.

не выходя из офиса заказать «Фиксированную цену на электроэнергию» — это удобный инструмент для фиксации цены на срок от квартала до года, который гарантирует предприятию независимость от ежемесячного колебания цены, уверенность в планировании бюджета и минимизацию бухгалтерских и налоговых рисков. МИРОВАЯ ЭНЕРГЕТИКА

САЯНО-ШУШЕНСКАЯ ГЭС Гидроагрегат № 3 успешно прошел период подконтрольной эксплуатации. Включение в сеть ГА № 3 — четвертого восстановленного после аварии гидроагрегата станции — состоялось 22 декабря 2010 года после получения необходимых согласований и разрешений. После завершения комплексного опробования работы в сети 28 декабря 2010 года гидроагрегат № 3 был поставлен под нагрузку в режиме подконтрольной эксплуатации. Результаты эксплуатационных испытаний подтвердили соответствие параметров оборудования, всех технологических систем и конструкций агрегата проектным решениям и техническим нормам. Запуском ГА № 3 завершен первый этап реконструкции Саяно-Шушенской ГЭС. В 2011 году ОАО «РусГидро» начинает работы по реализации второго этапа восстановления станции. На СШГЭС в 2011–2013 году будут установлены шесть новых гидроагрегатов. Турбины будут оснащены более эффективной системой технологических защит. Срок службы этого оборудования увеличится до 40 лет, при этом максимальный КПД новых турбин составит 96,6%. НОУ-ХАУ Открылся единственный в России интернетмагазин по продаже электроэнергии. 18 января начал работу Интернет-портал продаж http://promo.ies-garant.ru, на котором организациям Оренбургской области, Удмуртской Республики, Свердловской области, Республики Коми и Кировской области предоставляется возможность в онлайн-режиме заказать энергоэффективные продукты, помогающие существенно сэкономить затраты на энергоресурсы. На представленном сайте удобно не только заранее рассчитать получаемую экономию от использования услуг «ЕЭС.Гарант» и оценить свою выгоду, но и ознакомиться с самыми быстрыми и эффективными современными способами энергосбережения. Также есть возможность

№ 1 (20), ЯНВАРЬ-ФЕВРАЛЬ, 2011 г.

В Испании открыты три новых ветропарка. Компания Enel Green Power ввела в эксплуатацию три новых ветряных электростанции в Испании общей мощностью 96 МВт. После выхода на проектную мощность, три электростанции будут производить около 260 млн кВт/ч в год, что соответствует потреблению более 95 тыс. домовладений. Благодаря новым станциям общая установленная мощность ветрогенерации на Иберийском полуострове достигнет 1,38 тыс. МВт. МИРОВАЯ ЭНЕРГЕТИКА На самой высокой в Иране плотине введен в эксплуатацию второй энергоблок. На самой высокой в Иране бетонной плотине «Карун 4» введен в эксплуатацию второй энергоблок мощностью 250 МВт. Всего ГЭС «Карун 4» включает в себя 4 энергоблока. Запланировано, что третий и четвертый энергоблоки будут введены в эксплуатацию к 20 марта 2011 г. В проект по строительству плотины и электростанции «Карун 4» вложено 1,2 трлн. туманов (около 1,2 млрд. долларов). На данный момент в приплотинном водохранилище собрано более 1,7 млрд. куб. м воды.

Большая энергетика | Итоги года • утверждение инвестиционных программ компаний с государственным участием, стимулирование их выполнения; • обеспечение всестороннего контроля инвестиционного процесса. Задачи долгосрочного планирования потребовали корректировки Генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики до 2020 г. с учетом перспективы до 2030 г. Была также утверждена Схема и программа развития Единой энергетической системы России до 2015 г. В развитие Генеральной схемы, по поручению Правительства, Министерством энергетики РФ начата разработка Программы модернизации электроэнергетики России на период до 2030 г., которая будет внесена в Правительство до конца марта 2011 г. Генеральная схема детализируется через схемы и программы развития субъектов РФ.

Изменения

ТЭК: ситуация и перспективы Отрасли топливно-энергетического комплекса играют важную роль в социально-экономических процессах современной России. После кризисного 2009, в 2010 году был отмечен рост основных показателей отраслей ТЭК. Электроэнергетический сектор

Сергей ШМАТКО, министр энергетики Российской Федерации

Прошел суровые испытания продолжительными зимними морозами и небывалой летней жарой. По сравнению с 2009 г. рост планового потребления электроэнергии в 2010 г. оценивается в 4% (в европейской части России, на Урале) и в 3% (в Сибири). Ключевыми факторами роста стали восстановление экономики после финансового кризиса и аномальные погодноклиматические условия в европейской части страны. С 2010 г. прогнозируется ежегодное увеличение электропотребления на 2–2,3%. Поступательное развитие экономики страны напрямую связано со стабильным развитием электроэнергетики и ее своевременной модернизацией, что, в свою очередь, должно быть обеспечено качественным инвестиционным процессом. Министерство энергетики РФ формирует предпосылки для этого через: • долгосрочное планирование развития отрасли на федеральном и региональном уровнях;

С 2010 г. вступило в силу Постановление Правительства, в соответствии с которым Министерство энергетики РФ утверждает инвестиционные программы всех государственных энергокомпаний и согласовывает инвестиционные программы всех частных ОГК/ТГК, предполагающих ввод генерирующих объектов мощностью свыше 50 МВт и линий электропередач напряжением 220 кВ и выше. Разработанный в Минэнерго совместно с Советом рынка механизм Договоров на поставку мощностей предусматривает серьезные финансовые санкции за срыв сроков работы над Программой. Тем самым удалось добиться того, что компании, получившие активы в процессе реформирования РАО ЕЭС, стали более ответственными субъектами хозяйствования. С ними были подписаны юридически обязывающие документы. Кроме того, в 2010 г. Правительством одобрен разработанный Министерством энергетики РФ комплекс мер по контролю реализации инвестиционных программ субъектов электроэнергетики. С 2011 г. будут введены единые ключевые показатели эффективности по инвестиционной деятельности, выполнение которых на ежеквартальной основе будет контролироваться Минэнерго. В случае их невыполнения, доля материального стимулирования, приходящаяся на соответствующие показатели, выплачиваться не будет. В целях контроля за выполнением графиков вводов мощностей Минэнерго совместно с Системным оператором проводит регулярные проверки хода строительства энергетических объектов. В 2011 г. будут проверены все 87 энергообъектов, планируемых к вводу в 2013 г. В 2010 г. Правительством приняты основные нормативно-правовые акты, регламентирующие работу долгосрочного рынка мощности. Рынок призван обеспечить стимулы для строительства новых мощностей генерирующих компаний. Таким образом, инвестиционный процесс в отрасли обеспечивается как административными (в первую очередь, в части контроля), так и рыночными методами.

ЭНЕРГОНАДЗОР

Формирование цен на электроэнергию

Добыча нефти и газа в России (2006–2010 гг.)*

С января 2011 г. уровень либерализации в отрасли составит 100% для генерирующих компаний. Для населения цены по-прежнему будут регулируемыми. Госрегулирование сохраняется в так называемых неценовых зонах (Дальневосточном регионе, Архангельской и Калининградской областях, Республике Коми), а также на Северном Кавказе. Ожидается, что в 2011 г. цены вырастут не более чем на 4–6% на оптовом рынке для разных регионов. В соответствии с утвержденным прогнозом социально-экономического развития страны, рост цен для конечных потребителей составит не более 15%. Очевидно, что сбалансированное движение вперед при таких ориентирах –– непростая задача. С одной стороны –– переход к рыночным методам ценообразования, с другой — необходимость защиты населения и промышленности от резких изменений ценовой конъюнктуры. С этой целью Минэнерго и Правительством РФ были разработаны различные механизмы, позволяющие, в том числе, осуществлять так называемое ценовое сглаживание в режиме текущего времени, в случае, если будут установлены незапланированные или значительные скачки в ценах в тех или иных регионах.

Нефтяной сектор С начала года (январь–сентябрь) суммарный объем добычи нефти увеличился в сравнении с аналогичным периодом прошлого года на 2,4% и достиг 420,2 млн. т, что является одним из рекордных показателей в новейшей истории России. По итогам октября 2010 г. среднесуточная добыча нефти достигла максимального значения за последние два десятилетия — 1 400,9 тыс. тонн. В 2010 г. Правительством РФ разработан и в целом одобрен ряд программных документов в сфере нефтегазового комплекса. В том числе комплексный план по развитию производства сжиженного природного газа на полуострове Ямал. План включает строительство в 2012–2018 гг. завода по сжижению, мощностью 15 млн. тонн в год с возможностью увеличения до 30–50 млн. тонн в год. Идет второй этап строительства нефтепровода ВСТО. Намечаются мероприятия по строительству международного нефтепровода Бургас–Александруполис проектной мощностью 35 млн. тонн нефти в год, и завершение строительства нефтепровода БТС-2 пропускной способностью до 30 млн. тонн с последующим увеличением до 50 млн. тонн. Кроме того, в Минэнерго России готовятся предложения по изменению системы налогообложения нефтяной отрасли, адаптивной как к изменяющимся макроэкономическим параметрам, так и к различным условиям освоения месторождений Восточной Сибири, Северного Каспия, а также шельфовых месторождений. Концепция новой системы налогообложения нефтяной отрасли будет представлена для утверждения на заседании Правительственной комиссии по вопросам топливно-энергетического комплекса, воспроизводства минерально-

№ 1 (20), ЯНВАРЬ-ФЕВРАЛЬ, 2011 г.

* Подготовлено на основе открытых источников сырьевой базы и повышения энергетической эффективности экономики в I квартале 2011 г.

Газовый сектор Объем добычи газа в 2010 г. (январь-октябрь) вырос на 15% по сравнению с аналогичным периодом 2009 г. и составил 527,5 млрд. м3. В 2010 г. началось строительство морского участка газопровода «Северный поток». Первые поставки по нему ожидаются в конце 2011 г. Это оптимизирует экспортные поставки, а также позволит заместить экспорт российского газа через территории стран-транзитеров. В 2010 году в переговорах по организации поставок российского газа в Китай по западному коридору (газопровод «Алтай») в объеме до 30 млрд. кубов газа в год и по восточному коридору — до 38 млрд. кубов газа в год был достигнут значительный прогресс: в сентябре подписаны «Расширенные основные условия поставок газа из России в Китай». Подписание экспортных контрактов на поставку газа по «западному» и «восточному» маршрутам планируется в июне 2011 г.

Инвестиционный процесс в отрасли

обеспечивается как административными, так и рыночными методами

В ОЗП 2009–2010 гг. в 10 регионах РФ был пройден исторический максимум потребления электроэнергии (в декабре потреблено более 17 000 МВт мощности); уровень потребления приближен к 1990 г. –– 150 ГВт. В конце ноября 2010 г. были отмечены рекордные цифры потребления в ОЗП 2009–2010 гг. Это наглядно показывает, перед какими вызовами стоит современная российская энергетика. ТЭК сохраняет доминирование в объеме ВВП (30%); доля ТЭК в налоговых поступлениях с учетом таможенных платежей составила 40,4%, в экспорте –– 67,2%.

Большая энергетика | Мнение

Модернизация российской энергетики «Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики до 2020 года» не может быть выполнена без перевода электроэнергетики на новый технологический уровень. Обновление отрасли на основе ее модернизации следует понимать как изменение конструкции эксплуатируемого энергетического оборудования в соответствии с современными требованиями, а также как техническое перевооружение и реконструкция действующих мощностей.

Политика государства, направленная на отказ от управления развитием тепловой генерации, оказалась неправильной

Развитие когенерации Наиболее экономичный способ выработки энергии — одновременная выработка тепловой и электрической энергии (когенерация). В США доля когенерации достигает 80%, в странах Европы — 50–80%, в России доля когенерации в выработке тепла составляет лишь 31%. Важное направление развития тепло- и электроснабжения — создание децентрализованных муниципальных и коммерческих тепловых и электрических газотурбинных станций небольшой мощности со сроком окупаемости 2–3 года. Резерв мощности при переводе котельных на ГТУ-ТЭЦ составляет до 90 млн. кВт. Помимо получения дополнительной электроэнергии модернизация котельных позволит перейти от централизованной к распределенной системе энергоснабжения. При этом только за счет снижения потерь при передаче тепловой энергии будет получено дополнительно 10% тепловой и электрической энергии. Стоимость производства теплоэнергии снизится в 1,5 раза. Главный барьер на пути развития когенерации — ведомственная разобщенность крупной и муниципальной энергетики. При этом ведущая роль в решении этой задачи принадлежит территориальным генерирующим компаниям. Необходимо возложить на Минэнерго России функции координатора развития как «большой», так и муниципальной энергетики.

Модернизация ЕЭС России Виктор МОЛОДЮК, заместитель Председателя Научно-технической коллегии НП «НТС ЕЭС» (Москва), академик АЭН РАН, доктор технических наук, профессор

В настоящее время одним из ключевых направлений развития электроэнергетики является создание интеллектуальных электроэнергетических систем, оснащенных адаптивной автоматической системой оптимального управления процессами генерации, передачи, распределения и потребления электроэнергии, которая функционирует в темпе протекания технологического процесса. При этом под интеллектуальностью следует понимать способность к самооргани-

зации и самонастройке энергосистемы в соответствии с заранее определенными критериями оптимальности функционирования. Однако в настоящее время отсутствует генеральный проектировщик ИЭЭС. Координировать такую важную работу должна Российская академия наук, которая объединит все научно-исследовательские институты и центры, проектно-изыскательские институты и высшие учебные заведения для совместной деятельности по созданию Smart Grid. Модернизация централизованной системы противоаварийного управления должна повысить надежность параллельной работы энергосистем, снизить величину системных ограничений, повысить пропускную способность сети и оптимизировать планы ремонта генерирующего и электросетевого оборудования. Модернизация ЕЭС России невозможна без проведения единой политики ее развития. Все субъекты ЕЭС России при проектировании своего развития должны получать технические требования по обеспечению надежности и устойчивости энергосистем у генерального проектировщика. Однако в настоящее время отсутствует генеральный проектировщик ЕЭС России, функции которого раньше выполнял институт «Энергосетьпроект». Поэтому для повышения надежности и эффективности функционирования ЕЭС России, а также для проведения единой технической политики ее развития России целесообразно восстановить статус генерального проектировщика ЕНЭС, возложив эти функции на ОАО «Институт «Энергосетьпроект».

Продление ресурса работы и ремонт оборудования Формирование современной ремонтносервисной инфраструктуры — важнейшая составляющая модернизации. Одно из главных направлений в этой области — воссоздание крупных ремонтно-сервисных компаний, способных выпол-

ЭНЕРГОНАДЗОР

нять комплексные капитальные и средние ремонты и модернизацию оборудования электростанций, подстанций и ЛЭП с гарантийным и послегарантийным техническим обслуживанием по прямым договорам с производителем оборудования. Необходимо также выработать отраслевые критерии и методы определения степени износа оборудования с последующей разработкой мер по выводу его из эксплуатации и продлению ресурса. Кроме того, необходимо воссоздать полноценную информационноаналитическую систему в электроэнергетике.

Сохранение и развитие отечественного энергомашиностроения Основную долю установленного энергетического оборудования в нашей стране составляет отечественное оборудование. Имевшийся в отечественном энергомашиностроении потенциал в значительной мере утрачен. Политика государства, направленная на отказ от управления развитием тепловой генерации, оказалась неправильной. Сократились разработки перспективного отечественного оборудования. С расформированием РАО «ЕЭС России» исчез единый заказчик на продукцию машиностроительной отрасли. Широкое использование зарубежного оборудования грозит потерей энергетической безопасности страны. Основная проблема — обеспечение отечественным энергомашиностроением потребности российской энергетики в газовых турбинах (сейчас обеспечивается лишь 20–25% потребности). Этот дефицит может быть покрыт только при условии ускоренного развития производственных мощностей отечественных предприятий.

Создание энергоблока на суперкритические параметры пара, производство оборудования для него и замещение им импорта зарубежного оборудования избавит Россию от финансовых потерь и создаст условия для дальнейшего развития отечественной науки и техники, технологий производства наукоемкой продукции и энергетического машиностроения в целом.

Проблема технического регулирования В настоящее время отсутствует нормативная база государственного технического регулирования, которая во исполнение федерального закона «О техничес-ком регулировании» должна была быть разработана уже к 2010 г. Нормативным актом, имеющим силу закона для всех объектов электроэнергетики, определен технический регламент (ТР). Направления деятельности, по которым должны быть приняты ТР, указаны в федеральном законе «Об электроэнергетике», однако ни одного ТР до сих пор не принято, а разрабатываемые ТР рассматривают только проблемы технической и технологической безопасности. Необходимо срочно разработать нормативную правовую базу государственного регулирования электроэнергетики, в том числе и по вопросам эксплуатации энергетического оборудования, включая деятельность по ремонту и модернизации.

Создание энергоблока на суперкритические параметры пара, производство оборудования для него и замещение им импорта зарубежного избавит

Россию

от финансовых потерь

Развитие научной школы Модернизация российской энергетики невозможна без обеспечения опережающего развития научно-исследовательских и опытноконструкторских работ (НИОКР) и формирования

необходимая модернизация энергетики по отраслям Тепловая энергетика Тепловая газовая энергетика Освоение новых экологически чистых и высокоэффективных ПГУ с высоким КПД. Перевод ТЭС, использующих газ, на парогазовые технологии, поднимет их КПД до 52–56%. Замена паровых турбин на ПГУ на крупных электростанциях позволит либо на 30–40 % сэкономить газ, либо увеличить электрическую мощность в стране более чем на 50 ГВт.

Создание эффективной отечественной ГТУ мощностью 300–350 МВт. Организацию этой работы должно взять на себя государство, поскольку частные энергетические компании не стремятся вкладывать средства в масштабные проекты с длительным сроком окупаемости. Однако на создание такой ГТУ потребуется несколько лет и значительные финансовые средства, а ПГУ нужно вводить уже сейчас. В этих условиях необходимо сотрудничество с зарубежными компаниями — производителями ГТУ. Формой сотрудничества может быть покупка лицензии одним из энергомашиностроительных заводов или создание совместного предприятия на территории России. Базой такого сотрудничества может стать Ленинградский металлический завод (ЛМЗ) ОАО «Силовые машины», который в настоящее время приобрел лицензию у «Сименса» на производство ГТУ-260.

№ 1 (20), ЯНВАРЬ-ФЕВРАЛЬ, 2011 г.

Тепловая угольная энергетика Энергетика на чистых угольных технологиях должна базироваться на унификации оборудования угольных электростанций. Стандартизация и обогащение углей — необходимое условие перехода к чистым угольным технологиям.

Гидроэнергетика

Разработка и внедрение: • эффективного гидротурбинного оборудования, отвечающего современным экологическим требованиям; • накопителей электроэнергии большой мощности для выравнивания графиков нагрузок электростанций на основе ВИЭ; • интеллектуальных Сооружение головного диагностических систем для энергоблока мощностью обеспечения надежности и 660 МВт безопасности гидротехнических на суперкритические сооружений и оборудования; параметры пара. • новых технологий и Это создаст условия для существенного повышения материалов для строительства высоконапорных плотин; экономичности при • новых технологических расширении и техническом решений ГАЭС, включая перевооружении, подземные варианты прежде всего, угольных компоновки их основных электростанций. элементов. Демонстрационной установкой новой технологии должен стать третий энергоблок Нижневартовской ГРЭС.

Атомная энергетика Создание серийных атомных энергоблоков нового поколения (типового проекта АЭС-2006 и проекта прототипа коммерческого энергоблока БН-П4).

Формирование новой технологической базы атомной энергетики на основе замкнутого топливного цикла с реакторными установками на быстрых нейтронах. Демонтаж 9 энергоблоков единичной мощностью 12– 1000 МВт на 4 АЭС общей мощностью 3,75 ГВт. Ввод 14 энергоблоков единичной мощностью 800–1150 МВт на 8 АЭС общей мощностью 15,35 ГВт.

Большая энергетика | Мнение единого координационного плана НИОКР, суммирующего все планы НИОКР энергетических компаний под руководством и в соответствии с заданными Минэнерго России приоритетами развития. Необходимо восстановить централизацию средств НИОКР законодательно либо постановлением Правительства РФ. Стоящие перед энергетикой ответственные задачи модернизации и инновационного развития требуют скоординированных действий различных направлений академической и прикладной науки, инжиниринговых компаний. Отсутствует коммерциализация научных идей и разработок, наблюдается разобщенность инжиниринговых структур, готовых продвигать инновации на рынок, и неготовность рынка к внедрению инноваций. Сегодня в условиях формирующихся рыночных отношений с приходом новых собственников и появлением дополнительных финансовых ресурсов важно найти эффективные способы и механизмы стимулирования научных исследований, создания и внедрения новых технических решений. В качестве важных направлений НИОКР целесо-образно установить следующие: • разработка и освоение серийного производства отечественных одновальных теплофикационных модульных ПГУ мощностью 40, 100 и 170 МВт; отечественных высокоэффективных газовых турбин мощностью 300–350 МВт; создание на их основе высокоэффективных конденсацион-

ВэйстТэк 2011 31 мая � 3 июня Москва МВЦ "Крокус Экспо"

ных парогазовых установок мощностью 500–1000 МВт на природном газе с КПД выше 60%. Первый объект внедрения — Нижневартовская ГРЭС, блоки № 5, 6; • разработка типовых модульных когенерационных ПГУ мощностью 100 и 170 МВт с КПД 53– 55% на ТЭЦ. Первые объекты внедрения — ТЭЦ-9 «Мосэнерго» (расширение) и ГТЭС «Щербинка» (новое строительство); • создание экологически чистых угольных конденсационных энергоблоков на суперсверхкритические параметры пара с КПД 43–46% мощностью 660–800 МВт. Объект внедрения — Петровская ГРЭС (новое строительство, г. Шатура Московской области), 4000 МВт; • разработка отечественных энергоблоков с газификацией угольного топлива мощностью 200–250 МВт с использованием синтез-газа в парогазовом цикле (ПГЦ ВЦГ), создание демонстрационного объекта на площадке строительства Ново-Тульской ТЭЦ на базе газотурбинной установки типа ГТД-110. • создание ПГУ с внутрицикловой газификацией твердого топлива большой мощности (460–600 МВт) с установкой головного образца на Северо-Сосьвинской ГРЭС мощностью 1200–1350 МВт с использованием бурых углей СевероСосьвинского месторождения в рамках реализуемой федеральной целевой программы «Урал Промышленный — Урал Полярный» на базе ГТУ отечественного производства мощностью 300– 350 МВт.

ВэйстТэк�2011 7�й международный форум по управлению отходами, природоохранным технологиям и возобновляемой энергетике

Более подробная информация о выставке на сайте www.waste�tech.ru

ЭНЕРГОНАДЗОР

Большая энергетика | Точка зрения

Двойственная форма энергии Перед российскими энергетиками стоит задача уменьшения энергоемкости ВВП на 40%. Однако из-за двойственной формы представления энергии, эта казалось бы корректная цель в условиях глубочайшего перекрестного субсидирования электро- и теплоэнергетики страны является недостижимой.

ля устранения двойственности представления поставленной задачи необходимо не столько снижать потери энергии, сколько сдерживать прирост анергии. Однако для понимания сути технологического перекрестного субсидирования из-за двойственности энергии, недостаточно знания теории. Необходим опыт личного расчета топливного баланса комбинированного производства энергии на ТЭЦ на основе анализа первичных данных испытаний паровых турбин. Этим владеет лишь небольшое количество ученых и специалистов, которые, к тому же, напрямую не обеспечивают интересы электроэнергетики. Комиссией, выбранной научным совещанием Энергетического института АН СССР и секцией теплофикации московского научно инженерного технического общества, 14 января 1950 года при-

нято историческое, но ошибочное решение: «… методы распределения экономии топлива при комбинированном процессе выработки тепла и электроэнергии между этими видами полученной энергии не могут вытекать из законов термодинамики…» [1]. На наш взгляд, они не только могут, но и должны вытекать из упомянутых законов. Для осознания верности нашего мнения необходимо взглянуть на технологию комбинированного процесса выработки энергии с позиции комбинированного потребления с обязательным соблюдением основного принципа энергетики — неразрывности процесса производства и потребления энергии. Именно неисполнение принципа «неразрывности во времени и пространстве» является главной причиной 10 видов наличия перекрестного субсидирования в энергетике.

Александр БОГДАНОВ, главный специалист управления энергетической эффективности и энергоресурсосбережения ОАО «МРСК Сибири» (Красноярск)

Сравнение анергии при транспорте электрической энергии по линиям передач и анергии при транспорте тепловой энергии по тепловым сетям Электрические сети «Омскэнерго» МРСК-Сибири

Тепловые сети города Омска (условно принято от турбин ТЭЦ)

Транспорт энергии по сетям

9 164 млн. кВт ч/год

8 496 055 Гкал/год

Потери (в виде энергии)

795 млн. кВт ч/год

1 705 378 Гкал/год

Потери (в виде энергии), %

8,68

20,07

Потери (в виде потерь первичного топлива — анергии), %

24,7

10,8

Прогноз потерь энергии и анергии по линиям электропередач Сибирского федерального округа Потери энергии, % 2010 г.

2015 г.

2020 г.

Табл. 2

Рост анергии, % 2010 г.

2015 г.

2020 г.

Алтай

25,8

21,4

17,6

73,5

61,1

50,2

Бурятия

15,4

16,0

15,0

43,9

45,6

42,8

Тыва

38,5

39,1

39,5

109,8

111,3

112,5

Хакассия

3,0

2,9

8,5

8,2

Алтайский край

14,7

14,0

13,0

42,0

39,9

37,1

Забайкальский край

10,6

10,2

9,7

30,3

29,0

27,6

Красноярский край

9,0

7,4

6,8

25,8

21,0

19,5

Иркутская область

8,9

8,4

7,9

25,4

24,0

22,5

Кемеровская область

9,9

10,1

28,2

28,7

Новосибирская область

13,5

12,9

11,3

38,4

36,7

32,2

Омская область

12,3

11,5

10,7

35,0

32,7

30,4

Томская область

13,5

14,2

10,8

38,5

40,3

30,9

Сибирский федеральный округ

10,0

9,3

8,8

28,5

26,6

25,0

№ 1 (20), ЯНВАРЬ-ФЕВРАЛЬ, 2011 г.

Табл. 1

Большая энергетика | Точка зрения Наглядные примеры превращения энергии в анергию: • энергия «чистой» электрической энергии, топлива: 100% энергии = 100% эксергии + 0% анергии; • энергия в виде топлива для производства электроэнергии: 330% энергии = 100% эксергии + 230% анергии; • энергия отработанного пара турбины с температурой 40 °C: 100% энергии = 7% эксергии + 93% анергии; • энергия отработанного пара турбины с температурой 80 °C: 100% энергии = 35% эксергии + 65% анергии.

Именно понятие «анергия»

Для продолжения анализа сложившейся ситуации, необходимо отметить, что понятие «энергосбережение» и «энергоресурсосбережение» в экономике энергетики — это не синонимы. Понятие «энергосбережение» не означает реального энергоресурсосбережения в виде экономии первичного источника энергии — топлива — в целом для общества. В качестве примера противоречивости целей достижения экономии энергии и сбережения первичного топлива, необходимо рассмотреть потери энергии и потери топлива для компенсации потерь энергии в тепловых сетях от ТЭЦ. Электростанция отдает тепло отработанного пара турбин либо через тепловые сети (для отопления населения), либо путем выброса его через градирни в окружающую среду. Тепловая энергия (но не мощность), отпускаемая станцией с температурой 40°С, не должна содержать

адекватно отражает смысл термина

«энергоемкость ВВП»

топливной составляющей и должна отпускаться бесплатно при условии наличия круглогодичного потребителя низкотемпературного тепла. 7%, указанные в таблице 3, — это затраты топлива, необходимые на дальний транспорт с сетевой водой. Таким подходом, адекватно потерям первичного топлива, необходимо оценивать энергетические потоки на рынке тепловой и электрической энергии. Именно понятие «анергия» адекватно отражает смысл термина «энергоемкость ВВП» и показывает прирост потери первичного топлива при потреблении любого вида. Привычное же для всех понятие «энергия», напротив, неадекватно отражает затраты первичного топлива, особенно при производстве энергии ТЭЦ, и вносит недопустимые 3–4-х кратные искажения при анализе экономичности использования топлива сложной теплоэнергетической системы. Это отмечали многие ученые. Так, доктор технических наук А.И. Андрющенко с 50-х годов XX века отстаивает методы анализа работоспособности острого пара (эксергетический метод). В одной из последних статей он в очередной раз настаивает на недопустимости применения существующих методов анализа в экономике энергетики: «...удельные расходы топлива на ТЭЦ не являются объективными показателями совершенства ТЭЦ, их применение для формирования тарифов тормозит развитие теплофикации городов и приводит к перерасходу топлива...». [2] Авторы книги «Эксергия» Я. Шаргут и Р. Петелла, отметили фундаментальное противоречие в формировании макроэкономической

Табл. 3

Баланс энергии, эксергии и анергии в зависимости от класса эффективности производства энергии Класс эффективности производства энергии

Характеристики класса

КПД

КПД, %

Удельный расход топлива на отпущенную электроэнергию, гут/КВт ч

Удельный расход условного топлива на отпущенную тепловую энергию, кгут/Гкал

405

—

Старые ГРЭС, ТЭЦ низкого давления 90 ата, работающие в конденсационном режиме

350

—

Современная угольная ГРЭС, ТЭЦ в конденсационном режиме, атомные ТЭС

285

313

—

Современная газовая ГРЭС 240 ата

255

210

—

Современная парогазовая установка

170

157

—

Комбинированная энергия обычной ТЭЦ, любая мини ТЭЦ, ГЭС

128

—

165

Котельная газовая, пеллеты

116

154

—

Тепло от тепловых насосов с использованием аккумулированного тепла в грунте

190

—

Комбинированное тепло ТЭЦ с температурой 140 °С

285

—

Тепло ТЭЦ с температурой до 80 °С

1400

—

Сбросное тепло ТЭЦ с температурой до 40 °С, сбросное тепло охлаждения силовых трансформаторов

Пример

Энергия потребителю, %

100%

Эксергия первичного топлива, % 330

Примечание. Теоретический эквивалент: 100% = 122,9 гут/кВт ч, либо = 142,9 кгут/Гкал

ЭНЕРГОНАДЗОР

Рост энергоемкости ВВП при спаде теплофикации России Отпуск тепловой энергии с коллекторов ТЭС Тепловая нагрузка выбыла или замещается котельными и электрическими подогревами Отпуск электрической энергии с мини-ТЭС

Причины роста энергоемкости производства электрической и тепловой энергии России: 1. Искусственное законодательное и нормативное разделение технологически «неразрывной энергетики» на федеральную «электроэнергетику» и региональную «теплоэнергетику» 2. Переход к модели ОРЭ с общим пулом выработки электроэнергии электростанциями, без адекватного нормативного учета 3. Прекращение развития тепловых сетей

Источник — информационная база данных ЗАО «АПБЭ» модели развития экономики энергетики общества: «Нетрудно убедиться, что эксергетическая экономика не соответствовала классической экономике. Следует только уяснить себе, что источниками эксергии, поддерживающими ход промышленных процессов, служат природные богатства. Таким образом, эксергетическая экономика реализовала бы промышленные процессы под углом зрения экономики природных богатств. Классическая же экономика ставит перед собой задачу экономии человеческого труда». [4] Автор научно-популярной книги «Потоки энергии и эксергии» Е.И.Янковский обратил внимание на недопустимость применения экономического анализа сложных энергетических систем, основанного на замыкающих затратах. «…Как производить реконструкцию действующих энергетических предприятий, которую нужно обосновывать экономически? Какие цены на топливо здесь применять? Тарифы, по которым делают расчеты сами предприятия, различаются, не на несколько процентов, а в 3–4 раза. Почти такое же различие будет и в приведенных затратах…». [5] Доктор технических наук В. М. Бродянский в «Письме в редакцию» журнала «Теплоэнергетика» написал: «Дискуссия о распределении затрат и расхода топлива на ТЭЦ между электроэнергией и теплом тянется уже много лет. По существу, это один из участков общего фронта борьбы между административно-чиновничьей системой управления народного хозяйства и управлением, основанном на научной базе и учете законов экономики. Так называемый «физический метод» вообще не может обсуждаться как нечто, имеющее хотя бы самое слабое научное обоснование. Это типичное порождение эпохи, когда нужно было во что бы то ни стало показать, что мы «впереди планеты всей». [3]

№ 1 (20), ЯНВАРЬ-ФЕВРАЛЬ, 2011 г.

В качестве яркого примера неадекватности анализа энергоемкости приведем сравнение потерь энергии и прирост анергии (затрат первичного топлива) по тепловым сетям города Омска и электрическим сетям «Омскэнерго» (табл. 1). Литература 1. Вопросы определения КПД теплоэлектростанций (сборник статей) под общей редакцией академика Винтера. Госэнергоиздат. Москва, Ленинград 1953 г. С. 116. 2. Андрющенко А.И. О разделении расхода топлива и формирования тарифов на ТЭЦ// А.И. Андрющенко//Теплоэнергетика. — 2004. — № 8. 3. Бродянский В.М. «Письмо в редакцию» журнал Теплоэнергетика №9 1992 г. с.62-63 4. Шаргут Я., Петелла Р. «Эксергия» перевод с польского под редакцией В.М.Бродянского. Энергия Москва 1968. (с. 248) 5. Янтовский Е.И. «Потоки энергии и эксергии» Москва «Наука» 1988 г. 144 с.

Понятие «энергосбережение» не означает реального энергоресурсосбережения в виде экономии первичного источника энергии топлива

— в целом

—

для общества

Эксергия и анергия Эксергия и анергия — уникальные качественные и количественные показатели энергии, которые восстанавливают логический смысл применения законов термодинамики в формировании энергосберегающей политики Российской энергетики. Эксергия — высококачественный вид энергии, такой как: электроэнергия, энергия органического топлива, механическая энергия ротора турбины, световая энергия, потенциальная энергия водяного потока перед плотиной ГЭС и т. д. Анергия — непревращаемая часть низкокачественной энергии, перешедшая в тепло окружающей среды, например: тепло сгоревшей спички, тепло океана, энергия водяного потока после плотины ГЭС и т. д. Анергия подчиняется закону сохранения энергии. Закона сохранения эксергии не существует. В конечном итоге, при неизменном количестве энергии, все виды «чистой», работоспособной, высококачественной, легко превращаемой эксергии трансформируются в низкокачественную неиспользуемую анергию — тепло окружающей среды.

Энергетика и СРО | Первые шаги

Чего ждать? Саморегулируемые организации в области энергетического обследования, обеспечивая содействие своим членам, и одновременно осуществляя контроль за их деятельностью, способны выполнить качественную работу по энергетическому обследованию и противостоять недобросовестным энергоаудиторам. Но это — в перспективе. Пока же система саморегулирования находится лишь в начале своего становления, порождая больше вопросов и задач, чем давая ответов.

настоящее время в России создано и зарегистрировано в Минэнерго 43 саморегулируемых организации из разных регионов. Однако регионального принципа закрепления энергоаудиторов в СРО нет: в московских и петербургских объединениях состоят организации из различных регионов России. Поэтому не стоит удивляться, что почти 50% саморегулируемых организаций находятся в Москве, а более 16% — в Санкт-Петербурге.

Бюджетные организации Никита ЗАГУСКИН, председатель Совета СРО НП «БалтЭнергоЭффект» (Санкт-Петербург)

Безусловно, важнейшей составляющей проводимого энергообследования является не сам энергетический паспорт как табличная форма, а рекомендации по энергосбережению, которые должен выполнить заказчик энергообследования. Здесь необходимо остановиться на возможных проблемах для бюджетных организаций. Первая: оценка стоимости энергетического обследования.

На сегодняшний день можно предложить десяток подходов к определению «вопроса цены», но ни один из них нельзя назвать корректным и научно обоснованным. Более того, многие энергоаудиторы склонны считать, что рынок будет определять стоимость услуг и договорную цену. Но дело в том, что бюджетным организациям средства закладываются в бюджет органом исполнительной власти города. В данном случае чиновник, работающий в профильном комитете и не являющийся специалистом в деле энергоаудита, будет брать данные «с потолка». В итоге руководитель госучреждения будет ограничен в средствах и не сможет найти качественного энергоаудитора. Более того, возможна ситуация, когда ему предложат услуги так называемые «левые» энергоаудиторы, которые за весьма скромные деньги оформят энергетический паспорт. При этом они даже могут не выезжать на объект для его обследования. Однако такой паспорт де-юре окажется документом неофициальным, направлять его будет некуда, а организация, потратив бюджетные средства, не будет числиться в информационной базе как прошедшая энергообследование. Вторая проблема для бюджетников, как это ни парадоксально, достижение реальной экономии энергоресурсов при внедрении энергосберегающих мероприятий. Известно, что с 2010 года бюджетные организации должны снижать потребление энергоресурсов на 3% ежегодно, а за пятилетний период сэкономить 15% энергоресурсов. Допустим, что на основании проведенного энергообследования и реализации энергосберегающих мероприятий сразу же будет достигнута годовая экономия в 20%. Но в следующем году госучреждение получит энергоресурсов на 20% меньше и вряд ли получит компенсацию за те мероприятия, на которые были затрачены средства. Данное обстоятельство не позволит реализовать идею создания государственно-частного партнерства для госучреждений, а именно осуществления энергосервисных контрактов.

Промышленные предприятия Следует отметить запоздалую реакцию на вступление в СРО со стороны промышленных предприятий, энергосберегающий потенциал которых значителен. По оценкам экспертов, 90% санкт-петербургских предприятий подпадают под обязательное энергетическое обследование. Спрашивается: зачем руководству компании приглашать энергоаудитора со стороны (пусть даже компетентного и профессионально подготовленного), который долго будет разбираться в технологии производства и энергетике предприятия, если энергоаудит можно осуществить собственными силами? Закон позволяет это сделать. Необходимо выполнить лишь одно условие: стать членом саморегулируемой организации. Собственная служба главного энергетика, зная все особенности технологического процесса, наличие генерирующих мощностей, графики нагрузок и энергопотребления, может сама обеспечить экономию энергоресурсов и значительную выгоду.

ЖКХ Существенные резервы по повышению энергоэффективности сосредоточены в системе ЖКХ. В

ЭНЕРГОНАДЗОР

В условиях становления системы саморегулирования требуется не столько помогать

СРО,

сколько не мешать им работать

Каждое здание многоквартирного дома должно иметь на фасаде табличку с указанием класса энергоэффективности соответствии с Законом многоквартирные дома не подпадают под обязательное энергетическое обследование. Однако, каждое такое здание должно иметь на фасаде табличку с указанием класса своей энергетической эффективности. А для определения класса необходимо осуществить энергообследование. Более того, собственники помещений в многоквартирном доме в дальнейшем будут вносить меньшую плату за коммунальные услуги. Реально же у руководителей управляющих компаний и ТСЖ присутствует не только непонимание, но и своего рода боязнь осуществлять энергетическое обследование здания. При таком положении дел саморегулируемым организациям и их членам необходимо более активно заниматься информированием руководителей бюджетных организаций, управляющих компаний и ТСЖ об основных положениях Закона, приказов Минэнерго, Региональной программы города по энергосбережению, о структуре энергетического паспорта и порядке осуществления энергоаудита. Такой «ликбез» в области энергосбережения крайне необходим, так как еще не все энергетики ясно представляют себе все особенности энергетического обследования.

Перспективы СРО Необходимо дальнейшее совершенствование законодательной, нормативно-правовой и научнометодической базы в области саморегулирования. Однако не хотелось бы и «перебора» в этом вопросе.

№ 1 (20), ЯНВАРЬ-ФЕВРАЛЬ, 2011 г.

Зная проблемы и трудности, с которыми столкнулись строительные и проектные СРО, в частности то, что «правила игры» менялись «на ходу», необходимо не повторить этот печальный опыт. В условиях становления системы саморегулирования требуется не столько помогать СРО, сколько не мешать им работать. Затем, не ранее чем через год, на основании анализа ситуации можно разработать предложения и провести их широкое обсуждение. Только так, совместными усилиями, можно улучшить нормативную и методическую базу. Также следует обратить внимание на региональные и муниципальные программы по энергосбережению. Их анализ показывает, что период до 2020 г. разбивается на 2 этапа: 2010–2015 гг. и 2016–2020 гг. На рис. 1 и 2 приведены данные по экономии затрат на энергоресурсы в Санкт-Петербурге, из которых видно, что основная доля (более 60%) по энергосбережению достигается на втором этапе. Для Ленинградской области разрыв между первым и вторым этапом еще более разителен: 22% и 78%. Энергетики отчетливо представляют, что быстрый эффект можно получить с самого начала проведения энергосберегающих мероприятий, когда потенциал еще не исчерпан. В дальнейшем каждый дополнительный процент экономии достигается большим трудом. Возможно, при составлении программ планировалось привлечение внебюджетных инвестиций и за счет государственно-частного партнерства получить значительную экономию энергоресурсов.

Технологии и оборудование | Стратегия

Центры управления: от А до Я В последние годы в России активно идет процесс проектирования и создания диспетчерских, антикризисных, ситуационных и других центров управления. Этот процесс не обошел стороной и крупные энергетические компании и объединения. О том, как наиболее грамотно реализовать важные для отрасли проекты по созданию центров управления, рассказывает Павел ЛИТВИНОВ, начальник отдела маркетинга и продаж ЗАО «Монитор Электрик».

Нужно отделять консерватизм, с которым надо бороться,

от опыта, который лучше включить в новую технологию работы

— Лиц, принимающих решения в организации, условно можно разделить на две категории: «технологический» и «финансовый» менеджмент. Стратегических противоречий между этими ветвями управления нет — обе призваны обеспечить устойчивое развитие предприятия, рост его прибыли и минимизацию рисков. Однако последние двадцать лет роль представителей второй категории в принятии решений неуклонно возрастает и тактически инженерный корпус зачастую проигрывает финансистам. Расходы на ремонт оборудования могут казаться напрасной тратой средств, но только до первой серьезной аварии, затраты на ликвидацию последствий которой «перечеркнут» многолетнюю «экономию» на ремонтах. Тем не менее, учитывая указанную особенность российского менеджмента, необходимо говорить не только о технологических преимуществах диспетчерского центра, но и о финансовой составляющей. Так, технологическому менеджменту, представленному, например, главным инженером, специальные доводы для создания или модернизации автоматизированных систем диспетчеризации не нужны. Повышение управляемости энергетических объектов и снижение технологических рисков — более чем достаточные основания. Поэтому остановимся подробнее на оценке окупаемости проекта. Можно предположить, что вложения в центр управления, окупятся за два-три года за счет новых возможностей контроля и оптимизации операционных издержек, снижения количества и минимизации последствий аварийных ситуаций, улучшения имиджа компании и, как следствие, увеличения ее стоимости.

Следует отметить, что диспетчерский, ситуационный и антикризисный цент-ры концептуально похожи — это тесный сплав таких компонентов, как концепция управления, команда и персонал, программно-аппаратный комплекс, инфраструктура, помещения и инженерные сети (см. рис.). Расположение элементов указывает на связи между ними — чем элементы ближе друг к другу, тем связь теснее. Выбор вариантов и принятие решений по каждой из составляющих существенно влияет на остальные, особенно если стоит задача оптимизации. Необходимость использования системного подхода к проектированию контрольного центра совершенно очевидна. Заказчик берет на себя роль координатора работы подрядных и субподрядных организаций. — С чего начинается построение автоматизированных систем диспетчеризации? — Прозвучит банально, но начинать необходимо с создания концепции управления. В первую очередь, необходимо ответить на такие вопросы: существует ли модель объекта управления; какие управляющие воздействия и на основе какой информации должны формироваться; какова технология и процедура принятия, распространения и контроля выполнения решений. Если диспетчерских центров несколько, то необходимо выбрать модель управления — классическую иерархическую, при которой на каждом уровне управления производится свертка и агрегация информации, или набирающую популярность сетецентрическую. Для того, чтобы сделать обоснованный выбор, обратитесь за советом к научным и исследовательским организациям, отраслевым институтам. Не обязательно на-

ЭНЕРГОНАДЗОР

чинать глубокие и долгие исследования. Достаточные для практики результаты можно получить довольно быстро, согласно принципу Парето. Отталкиваясь от концепции планируемого центра управления, одновременно со «строительными работами» необходимо отбирать и обучать будущую команду. Важно позаботиться об обеспечении преемственности и облегчении адаптации новых сотрудников. Будьте готовы к преодолению неизбежного сопротивления переменам. Лучшая стратегия поведения на этом этапе — быть терпеливым и последовательным. Нужно внимательно отделять консерватизм, с которым надо бороться, от опыта, который лучше всего формализовать и включить в новую технологию работы.

Без специализированСистемный подход к проектированию центра управления

ного программного обеспечения и поддерживающей его инфраструктуры современный центр управления любого уровня и назначения не может существовать

— Ядро автоматизированной системы — это программно-аппаратный комплекс (ПАК). На чем должен основываться выбор оптимального ПАК для конкретного предприятия? — Программно-аппаратные комплексы — зачастую самая дорогая составляющая центра управления, а потому самая сложная для выбора и внедрения. В современных условиях программно-аппаратный комплекс — это не просто система, которая автоматизирует, т.е. делает более эффективным процесс, который существовал и работал до автоматизации; это сам процесс. Другими словами, без специализированного программного обеспечения и поддерживающей его инфраструктуры современный центр управления любого уровня и назначения не может существовать. Программно-аппаратные комплексы можно разделить на три категории: человекомашинный интерфейс и обработка телеинформации (АСУ ТП, SCADA и HMI системы), технологический блок (в электроэнергетике это EMS-, DMS-, NMS-приложения); финансовоэкономический блок (MES, MMS приложения и разнообразные шлюзы в ERP). Выбор необходимого набора приложений или комплексного решения определяется задачами. Желательно проверять возможность интеграции, как уже с работающими приложениями, так и с программным обеспечением других поставщиков. Необходимым условием второго

является поддержка группы международных стандартов CIM (Common Information Model). — Лучше предпочесть отечественные или зарубежные разработки? — На современном рынке представлено значительное количество программных продуктов. К сожалению, большинство комплексных решений предлагают зарубежные компании, выбор в пользу которых отрицательным образом сказывается на сроках реализации и окупаемости проекта. Поэтому при выборе программного обеспечения принимайте во внимание существующие и перспективные разработки российских компаний. По отдельным критериям российские разработки уступают зарубежным, однако в последние годы ситуация меняется к лучшему. Очевидно, что чем чаще будут внедряться отечественные решения, тем больше средств

Направления действий, в которых возможна гармонизация сотрудничества путем приложения совместных усилий Разработчики

Заказчики

Разработки на уровне мировых стандартов

Поддержка отечественных разработчиков

Развитие наукоемких технологий

Финансирование НИОКР

Приобретение новых компетенций

Поддержка центров компетенций

Сокращение сроков разработки

Сокращение сроков внедрения

Стабильное планомерное развитие продуктов и расширение их функциональности

Заключение долгосрочных партнерских соглашений

№ 1 (20), ЯНВАРЬ-ФЕВРАЛЬ, 2011 г.

Технологии и оборудование | Стратегия При выборе программного обеспечения принимайте во внимание существующие и перспективные разработки российских компаний

разработчики смогут направить на развитие и совершенствование продуктов. Как знать, может быть именно ваш выбор поможет переломить ситуацию и сборная команда разработчиков России откроет счет уверенных побед в конкурентной борьбе. — Еще одна немаловажная составляющая автоматизированной системы — инфраструктура. Каковы ее элементы? — Ключевые элементы инфраструктуры — это системы отображения информации, системы телемеханики и связи, сетевое и серверное оборудование, СУБД, хранилища данных, системы протоколирования событий и действий персонала. Видеостены, составленные из видеокубов, или — все реже — мозаичные щиты исторически являются своеобразной визитной карточкой любого крупного центра управления. Целесообразность использования и требуемые характеристики такого дорогого, как в приобретении, так и в эксплуатации элемента инфраструктуры как видеостена, необходимо оценить на этапе проектирования с учетом других вариантов. Например, набирающие популярность блоки из трех и даже шести мониторов высокого разрешения могут стать хорошей альтернативой в части выводимого объема информации. Но следует иметь ввиду, что в ряде случаев даже самые совершенные индивидуальные системы отображения не смогут заменить видеостену — например, когда требуется совместная работа по принятию решений на основе максимально полной и гарантированно одинаковой информации. Каналы и оборудование линий связи, конверторы протоколов, серверы телемеханики, устройства телеуправления, телефонная и видео-конференцсвязь — это одновременно и входящий информационный поток и исходящий поток решений. Часто значительная часть этих элементов инфраструктуры уже существует и стоит только задача их интеграции с новыми компонентами. Сетевое и серверное оборудование, СУБД, хранилища данных, системы протоколирования — обычно это неотъемлемая часть автоматизированной

системы. Они приобретаются, настраиваются и эксплуатируются вместе с системой. — Каковы критерии выбора помещения для расположения центра управления? — Здание, внутри которого находится помещение центра управления, должно использовать инженерные решения, направленные на обеспечение необходимой живучести: бесперебойное энергопитание, автоматическое пожаротушение, кондиционирование и вентиляция, охрана и видеонаблюдение. Многократное резервирование и дублирование всех систем не лучший и уж тем более не самый дешевый вариант решения задачи надежности. Более правильным и экономически целесообразным уже на этапе разработки концепции представляется прогнозирование степени «деградации» функций диспетчерского центра и продумывание способов минимизации последствий. Это может быть, например, перераспределение выполняемых функций управления в сторону критически важных, отказ от выполнения части функций или их делегирование на выше- или нижестоящий уровень управления, переключение на резервный центр управления и др. — Павел Васильевич, многое в теме построения диспетчерского центра стало понятно. Остается невыясненным важный вопрос: за какой период времени можно создать диспетчерский центр? — Оптимально и вполне реально уложиться в 1–1,5 года, включая этап проектирования, который занимает примерно 6 месяцев. Очень важно вписаться в обозримые временные рамки создания и окупаемости. Горизонт планирования — 5 лет. В заключение хочу напомнить про существование эргономики, снижающей вероятность ошибок и повышающей производительность труда, и дизайна. Надеюсь, что вы создадите технически совершенный и красивый диспетчерский центр, которым будете по праву гордиться и приглашать в него гостей.

ЭНЕРГОНАДЗОР

Энергетика и ЖКХ | Малозатратное решение

Выгодная ликвидация перетопов Проблемы энергосбережения в жилищно-коммунальном хозяйстве обсуждаются на самом высоком уровне, предлагаются десятки технических решений по сокращению расхода тепла на отопление жилых и общественных зданий, но все они либо требуют больших затрат на модернизацию существующих зданий и себя не окупают, либо применимы при новом строительстве. Малозатратных предложений по сокращению расхода тепла в существующем жилом фонде, в частности в домах с элеваторным присоединением систем отопления — единицы. Существующая ситуация

Владимир ИЛЬИН, директор НП «Группа Тепло» (Москва), заслуженный энергетик России

В России принята централизованная система теплоснабжения. Максимальная температура в тепловых сетях может достигать 130–150°С, минимальная должна быть ниже 70–80°С. Системы отопления в домах допускают максимальную температуру 95 (105)°С, минимальную — 18÷20°С. Для снижения температуры большинство зданий подключается к тепловым сетям через смесительные устройства — элеваторные узлы. Системы отопления зданий гидравлически очень неустойчивы и требуют постоянного по величине расхода воды. Изменение расхода ведет к гидравлической разрегулировке системы — теплоноситель прекращает поступать в отдельные стояки и отопление подключенных к ним квартир прекращается. Отсюда следует, что регулировать (сокращать) подачу тепла на отопление зданий в целом можно только изменением температуры теплоносителя. Для ликвидации перетопов внедряется схема, при которой элеватор заменяется на два центробежных насоса с электроприводом и систему автоматики с двумя регулирующими клапанами. Схема позволяет ликвидировать перетопы, но имеет ряд недостатков: • высокая стоимость; при существующем тарифе схема не окупается; • зависимость от наличия электроэнергии; при длительном отключении подачи электроэнергии система отопления может замерзнуть.

№ 1 (20), ЯНВАРЬ-ФЕВРАЛЬ, 2011 г.

Регулируемый элеваторный узел Предлагаемое техническое решение — регулируемый элеваторный узел — позволяет полностью ликвидировать перетопы, но при этом сохраняет все достоинства элеваторного узла не вносит возмущений в работу системы отопления и требует минимальных затрат на внедрение и обслуживание (рис. 1). Схема включает в себя существующие на вводе в здание элеватор и регулятор располагаемого напора перед элеватором. Дополнительное оборудование: перемычка, параллельная элеватору, насос с регулируемым электроприводом, обратный клапан, контроллер управляющий работой системы, датчики температуры (рис. 2). При соблюдении температурного графика на вводе в здание насос отключен и элеватор работает в штатном режиме. Обратный клапан предотвращает перетекание теплоносителя из подающего теплопровода в обратный. При завышении температуры на отопление относительно графика включается подмешивающий насос и, постепенно наращивая обороты, выходит в режим подмеса обратной воды в подающую, снижая температуру перед элеватором и приводя температуру Т3 в соответствие с отопительным графиком. Одновременно прикрывается регулятор располагаемого напора, сокращая расход воды из теплосети. Суммарный расход воды через сопло элеватора и расход воды в системе отопления остаются постоянными. При пропадании электроэнергии подмешивающий насос отключается, и элеватор работает в штатном режиме. Автоматического регулирования при этом не происходит, но аварийный режим исключается. При модернизации существующего элеваторного узла система может быть дополнена теплосчетчиком с устройством сбора и передачи данных по каналам сотовой связи, позволяющим контролировать и управлять работой системы с диспетчерского пункта.

Энергетика и ЖКХ | Малозатратное решение Полученные характеристики элеваторного узла позволяют вручную управлять подачей тепла в систему отопления

Испытания К началу периода весеннего перетопа регулируемый элеватор был установлен на системе отопления шестиэтажного здания с расчетной отопительной нагрузкой 0,67 Гкал/ч. В неавтоматизированном режиме были сняты тепловые и гидравлические характеристики системы отопления с элеватором (рис. 3, 4). Как следует из рис. 4, изменяя частоту вращения подмешивающего насоса (частоту электросети f), мы можем менять температуру перед элеватором от Ттс до Т4, при этом меняется температура в системе отопления ТОТ от расчетной (Ттс) до минимальной Т4 (соответственно заданному коэффициенту смешения). По такому же принципу меняется расход тепла на отопление от расчетного (для Ттс) до нуля.

а)

б)

Температуры:

Т1 — в теплосети; Т '1 — перед элеватором;

Т3 — в системе отопления; Тнв — наружного воздуха.

Рис. 1. График регулирования температуры отопления: а) для жилых домов, б) для административных зданий

В зависимости от частоты вращения насоса, расход сетевой воды уменьшается от расчетного до нуля, расход подмешиваемой воды увеличивается от нуля до Gсет, располагаемый напор и расход воды в системе отопления остаются постоянными, гидравлической разрегулировки в системе отопления не происходит. Полученные характеристики элеваторного узла позволяют с учетом инерционности объекта вручную управлять подачей тепла в систему отопления. Достаточно в режиме срезки при постоянной температуре сетевой воды заранее построить график зависимости температуры смешанной воды от частоты вращения насоса для данного объекта и, зная прогноз на сутки, заранее, при помощи задатчика, выставлять частотный преобразователь на заданную частоту, эквивалентную расчетной температуре Тот. Эту операцию необходимо повторять 1–2 раза в сутки, при этом следует учитывать, что выставленная температура будет несколько изменяться за счет постепенного изменения температуры обратной воды (при снижении выставленной частоты она увеличится, при увеличении частоты — уменьшится на несколько градусов). В начале апреля 2010 года система отопления административного здания была переведена в автоматический режим. Характеристики здания: • расчетная нагрузка на отопление — 0,66 Гкал/ч; • расход воды на отопление — 26,5 м3/ч; • расход сетевой воды на отопление — 8,3 м3/ч; • гидравлическое сопротивление — 2,0 м в.ст.; • система подключена через элеватор № 5, диаметр сопла 10,5 мм, расчетный напор перед элеватором — 28,7 м в.ст.

УСПД — устройство сбора и передачи данных; Gр — расчетный расход; Тнв — датчик температуры наружного воздуха; Т3 — датчик температуры в системе отопления; G1 — расход воды из теплосети; Т1 — температура в теплосети; РПД — регулятор располагаемого напора перед элеватором; Р1 — давление подающей теплосети; Т'1 — температура перед элеватором; G'1 — суммарный расход воды через сопло элеватора; Эл-р — элеватор; ОК — обратный клапан; ПН — насос; ЧРП — регулируемый электропривод; G3 — расход воды в системе отопления; Т4 — температура в обратном трубопроводе системы отопления; G4нас — режим подмеса обратной воды; Gподмеса — расход подмеса. Рис. 2. Схема регулируемого элеваторного узла

ЭНЕРГОНАДЗОР

1, 5 — исходный режим; 2, 4 — зоны регулирования; 3 — зона нулевого расхода тепла; G3 — расход смешанной воды на отопление; G4 эл — подмес элеватора; G1 — расход сетевой воды на отопление; G4 нас — подмес обратной воды через насос; f — частота электрического тока.

При пропадании электроэнергии подмешивающий насос отключается, и элеватор работает в штатном режиме

Рис. 3. Гидравлические испытания регулируемого элеватора Использованное оборудование: • моноблочный насос малошумный, тип КМ 40-32-/180а/2-5,7 G=8,8 м3/ч , H=40 м в.ст., N=2,2 KW; • регулятор перепада давления, РА-М, Кv=16 м3/ч, Δ Ррег=1,0÷4,0кгс/см2; • преобразователь частоты FR-Д740-080-ЕС, мощность 3 кВт; • регулирующий прибор «ЭЛТЕКО». Задачи испытаний: • проверка работоспособности автоматизированной системы отпуска тепла; • регулирование температуры воды на отопление в период срезки температурного графика tот = f(Tнв); • поддержание стабильного расхода воды в системе отопления во всем диапазоне регулирования. Условия испытаний: температура наружного воздуха менялась от -5 до +15 °С; температура сетевой воды стабильна: 70÷75 °С Автоматизированная система регулирования отработала весь месяц и показала высокую надежность и стабильность работы. При низких ночных температурах система автоматически отключалась, элеватор работал в штатном режиме. При повышении температуры наружного воздуха система включалась и выходила в режим поддержания температурного графика. При температуре выше +15 °С подача сетевой воды на здание прекращалась.

Экономическая эффективность Расчетная: • затраты на оборудование регулируемого элеваторного узла для жилого здания на 200 квартир, расчетная отопительная нагрузка которого 0,5 Гкал/ч, составляют 200 тыс. руб.

• сокращение расхода тепла на отопление — 10% от годового (125 Гкал или 148,75 тыс. руб.); • срок окупаемости — 1,3 отопительных сезона; • для административно-общественных зданий такой же мощности, как в описанном выше, дополнительная экономия за счет снижения расхода тепла в нерабочее время равна 15% (190 Гкал, или 245,10 тыс. руб.). • расчетный срок окупаемости — 0,8 отопительного сезона (осень, половина весны). Фактическая. Согласно счетам, выставленным теплоснабжающей организацией в марте 2010 г., расход тепла на ЦТП составил 210 Гкал, в апреле — 90 Гкал. Из них по 35 Гкал было израсходовано на горячее водоснабжение, следовательно, на отопление в марте потрачено 175 Гкал, в апреле — 55 Гкал. Подающая температура в теплосети в марте составляла 93,05 °С, в апреле — 73,3 °С. Расчетный перепад температур на отопление (Т1 – Т1) для Т1=93 °С составляет 13 °С, для Т1=73 °С – 8 °С. Расход теплоносителя в системе отопления не менялся. Следовательно, при отсутствии автоматического регулирования расход тепла в апреле должен составить:

Q апр

Q мар Т мар

* Т апр

175 * 8 107,6 Гкал 13

Фактически расход был равен 55 Гкал. Таким образом, за счет регулирования расхода тепла на отопление сэкономлено 107,6–55 = 52,6 Гкал, что при тарифе 1291 руб./Гкал составило 67,9 тыс. руб. На оборудование автоматизированного элеваторного узла было затрачено 100 тыс. руб., поэтому на данном объекте система окупит себя за 2 месяца работы или за один отопительный сезон (весна+осень).

f — частота электросети, Гц; Ттс — температура в теплосети, оС; Qот — расчетный расход тепла (для Ттс = 72 оС) в нерегулируемой системе, Гкал/ч; ΔQэкон

— сокращение расхода тепла на отопление, Гкал/ч;

Тэл — температура смешанной воды перед элеватором, оС; Тот — температура поступающая в систему отопления, оС; Qот рег — расход тепла в системе отопления, Гкал/ч. Рис. 4. Тепловые характеристики системы отопления с регулируемым элеватором

№ 1 (20), ЯНВАРЬ-ФЕВРАЛЬ, 2011 г.

Электрооборудование | Трансформаторы напряжения

Поверка по упрощенной схеме На предприятиях-производителях трансформаторов напряжения (ТН) производятся приемносдаточные испытания продукции, в числе которых определяются погрешности ТН, отправляемых заказчикам. Определение реальных погрешностей каждого трансформатора производится в специально оборудованной лаборатории с использованием сложной и дорогой аппаратуры. Сергей БАРДИНСКИЙ, доцент ГУАП (Санкт-Петербург), кандидат технических наук

втором предлагается способ упрощенной поверки, в основу которого положено определение соответствия трансформатора напряжения нужному классу точности без определения реальных погрешностей. Принципиальная схема поверки в однофазном варианте представлена на рис. 1. К высоковольтной цепи Л выводами 1-2 подключены испытуемый (Т) и эталонный (Тэ) трансформаторы. Одноименные вторичные выводы обоих Т (например 4-4) соединены между собой, а другие (например 3-3) соединены через вольтметр V, который измеряет векторную разность вторичных напряжений обоих Т. На рис. 2 представлена векторная диаграмма, поясняющая сущность предлагаемого способа

поверки ТН. Векторы U2 и Uэ в процентах от номинального вторичного напряжения соответствуют вторичным напряжениям обоих ТН, а вектор ΔU — разности этих векторов. Окружность с центром в конце вектора Uэ имеет радиус равный ΔU=fmax%, где fmax% — класс точности ТН. Если конец вектора U2 лежит на окружности в точках «a», или «b», то абсолютная погрешность f% равна классу точности ТН. В остальных точках окружности и внутри нее погрешность по напряжению меньше. Отсюда следует, что если измеренное значение ΔU в процентах от вторичного напряжения меньше класса точности ТН, то его погрешность по напряжению меньше допустимой для данного класса. Максимальная угловая погрешность, как это следует из рис. 2, будет в точке «c» касания окружности линией, проведенной из точки «o». Величина угловой погрешности δ в этой точке может быть вычислена достаточно точно благодаря малости угла по формуле: δmax=60* arctg (ΔU/100)=60*(fmax%/100), минут. Таким образом, измерив ΔU, можно установить соответствие испытанного ТН необходимому классу. Для проведения испытания ненужно использовать сложную аппаратуру, достаточно иметь кроме однофазного эталонного трансформатора только вольтметр с пределом измерений в несколько вольт. Особо следует остановиться на учете собственной погрешности f эталонного трансформатора. Его погрешность должна быть известна, она приводится в паспорте на трансформатор. Эту погрешность следует прибавлять с учетом знака к величине класса ТН и измеренное ΔU далее сравнивать со скорректированной величиной класса.

Рис. 1. Принципиальная схема поверки трансформатора в однофазном варианте

Рис. 2. Диаграмма, поясняющая сущность предлагаемого способа поверки трансформатора

рганизации, использующие трансформаторы напряжения для подключения различной аппаратуры, например, счетчиков потребляемой электроэнергии, заинтересованы в стабильности класса точности ТН в процессе его эксплуатации. Погрешности трансформатора напряжения, находящегося в эксплуатации, зависят не только от класса точности, который обеспечивается заводом-изготовителем, но и от исправности самого ТН, и от нарушения правил его эксплуатации (случайное превышение нагрузки во вторичных цепях, плохое состояние контактов, превышение допустимого сопротивления соединительных проводов и др.). Для того чтобы учесть все случайные факторы, которые могут повлиять на погрешности трансформаторов напряжения, целесообразно проводить поверку на месте установки и при работе ТН. Однако в этом случае необходимо использовать указанную выше сложную аппаратуру, что обычно довольно затруднительно.

1 3

Тэ

2 4

Uэ

а ∆U

ЭНЕРГОНАДЗОР

№ 1 (20), ЯНВАРЬ-ФЕВРАЛЬ, 2011 г.

Технологии и оборудование | Метод

Оценка теплового состояния В отечественной практике тепловизионная диагностика электрических машин развита недостаточно. При тепловизионном контроле, например, двигателей, основное внимание уделяется обнаружению нарушенных контактных соединений или визуализации теплового поля на поверхности машины. В то же время имеются предпосылки для совершенствования метода тепловизионной диагностики на основе анализа теплового поля и детального учета конструкционных особенностей машин. Анатолий ВЛАСОВ, профессор Мурманского государственного технического университета (МГТУ), доктор технических наук Евгений МУХИН, аспирант МГТУ

частности, по данным тепловизионных испытаний может быть рассчитана температура обмоток, некоторые части которых, например, лобовых, доступны для тепловизионного анализа [2]. Рассмотрим предпосылки для создания тепловой модели машины, на основе которой с помощью тепловизионной диагностики возможен расчет тепловых потоков от корпуса машины. Нами полагается, что распределение температуры на поверхности станины электрической машины характеризуется тепловыми потоками, распространяющимися радиально от обмоток в пазах статора. На рис. 2 приведено изображение (а) и термограмма (б) асинхронного двигателя (АИР 80 А4 У3 IP54). Видно, что ребристая поверхность корпуса двигателя (а) характеризуется анизотропией температурного поля (б) в направлениях осей Х, Y. В частности, анализ распределения температуры на участке поверхности, выделенной прямоугольником KBCE, показывает, что температура поверхности станины

изменяется в пределах 74 … 84,4 °С при температуре среды t0 = 20 °C. На термограмме (рис. 2б) и гистограмме (рис. 3а) выделена область LNSOPR, условно характеризующая расположение сердечника статора (длина корпуса станины l = 160 мм, сердечника статора l' = 80 мм). Анализ изменения температуры поверхности (рис. 3) по линейным участкам FM (вдоль ребер по оси Y) показывает, что наибольшие температуры (до 84 °С) характерны для поверхности станины, непосредственно примыкающей к поверхности сердечника статора (между точками RS) (рис. 3а). В диапазоне области АD (поперек ребер по оси X) наибольшие температуры tмакс наблюдаются между ребрами, наименьшие tмин — на торце ребра. При анализе тепловой модели (рис. 4) машины учитывается ее форма, материалы, геометрические размеры. В процессе тепловизионных испытаний производится анализ теплового поля поверхности машины с помощью камеры. Обработка термограмм позволяет получить и анализировать гистограммы

ЭНЕРГОНАДЗОР

распределения температуры в любой области поверхности.

ассмотрим алгоритм расчета плотности теплового потока qs, подходящего к несущей стенке толщиной δст (6 мм) с ребрами высотой l (18 мм), толщиной δ (3 мм), расстоянием между ребрами s (8,5 мм), периметром u, площадью поперечного сечения f, коэффициентом теплопроводности λ (130 Вт/мК) ребер станины. Принимается, что коэффициент теплоотдачи α различных точек поверхности одинаков и не зависит от температуры поверхности ребра. Для детализации процесса следует учитывать влияние теплового потока, который распространяется в промежутке между ребрами параллельно поверхности стенки и направлен вдоль оси х (под основание ребра). При решении уравнения теплопроводности получено [3] выражение для оценки плотности теплового потока qs, подходящего к внутренней поверхности станины: qs = αϑмакс(Bi1/2thN +Bicт1/2thNcт)/(Bi + Bicт1/2thNcт), (1) где: коэффициенты Био равны: Вi = αδ/2λ; Вiст = αδcт/2λ; характеристические размеры: Ncт =(s/2)(α/λδcт)1/2; N = l(2α/λδст)1/2. По мере распространения теплового потока (ось r) от основания ребра к его окончанию температура поверхности ребра уменьшается от значения t1 до tl. Для каждой точки поверхности можно оценить температуру t(x, y, r) и рассчитать превышение ϑ(x, y, r) температуры:

а)

ϑ(x, y, r) = t(x, y, r) – t0, (2) в частности, ϑ1 = t1–t0; ϑl = tl – t0; ∆tl = t1 – tl. Распространение теплового потока через ребро описывается соотношением: ϑl = ϑ1/ch(ml), (3) где m = (αu/λрf )0,5. От нагретых обмоток к локальным участкам поверхности станины подходит тепловой поток с плотностью qs(r), величина которого в различных сечениях конструкции цилиндрической формы определяется радиусом r. Поэтому нами произведен учет значения линейной плотности qL потока, не зависимого от величины r и определяемого соотношением: qL = πDн1qs = 2πr н1qs, (4) где Dн1, rн1 — внешний диаметр и радиус сердечника статора (Dн1 = 132 мм). Полный тепловой поток, проходящий через боковую поверхность станины, оценивается суммированием локальных потоков от отдельных участков. При распространении тепла через спинку статора (hc = 8,8 мм; λc = 45 Вт/мК) и воздушный зазор (δз ≈ 0,02 мм; λв = 0,026 Вт/мК) выполняются соотношения: qL = π(tмакс –tз)/RLст = πϑcт/RLст=π(tз – tст)/RLз =

Одно из достоинств методики — визуальная локализация местоположения мест перегрева поверхности

= πϑз/RLз = π(tп –tст)/RLс = πϑс/RLс, (5) где: tз, tст, tп — температуры на внутренней поверхности основания станины, внешней поверхности сердечника статора, поверхности паза с обмоткой;

б)

Рис. 1. Фотография (а) и термограмма (б) асинхронного двигателя

а)

б)

Рис. 2. Фотография (а) и термограмма (б) двигателя типа А4

а)

б)

Рис. 3. Гистограммы температур участка FM (а) и участка AD (б) поверхности двигателя

№ 1 (20), ЯНВАРЬ-ФЕВРАЛЬ, 2011 г.

Рис. 4. Схематическое изображение статора, корпуса и ребер машины

сердечника

1 — ребра станины, 2— основания станины, 3 — воздушный зазор между станиной и спинкой сердечника статора, 4 — спинки статора, 5 — пазы с обмоткой в сердечнике статора, 6 — тепловое поле поверхности машины.

Технологии и оборудование | Метод Распределение температуры на поверхности станины электрической машины характеризуется тепловыми потоками,

распространяющимися радиально от обмоток в пазах статора

ϑcт, ϑз, ϑc — превышения температуры на основании станины, воздушном зазоре, спинке сердечника статора; RLст, RLз, RLс — линейные термические сопротивления отдельных слоев: основания станины: RLст = (l/2λ)ln(Dн1+ 2δз + 2δcт)/(Dн1+2δз); воздушного зазора: RLз = (l/2λв)ln(Dн1+2δз)/Dн1; (6) спинки сердечника статора: RLс = (l/2λс)lnDн1/(Dн1 – 2hc). Значения температуры tмакс и tмин в точках поверхности определяются в процессе тепловизионных испытаний (рис. 3б). Эксперимент показывает, что различие между tмах (между ребрами) и t1 (в основании ребра) не превышает долей градуса вследствие высокого значения λ (алюминиевый сплав), так что можно полагать: tмакс ≈ t1, tмин ≈ tl. Оценивая значения tмакс и tмин в процессе испытаний, можно рассчитать отношение ϑмaкс/ ϑмин, величину ch(mh), экспериментальные значения mэксп, коэффициента теплоотдачи αэксп на поверхности ребер в исследуемой области поверхности: αэксп = mэксп2λf/u, значения Вi, Вiст, N, Ncт. Окончательно, на основе соотношения (1), рассчитывается тепловой поток qs, подходящий к основанию станины. Рассмотрим результаты расчета температуры обмоток статора двигателя АИР 80 А4 У3 IP54. Анализ термограммы (рис. 2б) и гистограммы (рис. 3б), показывает, что в области участка поверхности, выделенной линией АD, наблюдается локальный перегрев поверхности, характеризуемый максимальными значениями tмакс = 84,4 °С между ребрами при tмин = 78 °C на конце ребра (∆tl = 6,4 °C). Получено, что в наиболее нагретой области поверхности величина плотности теплового потока достигает значения: qsмакс|AD ≈ 27 558 Вт/м2. Для поверхности, характеризуемой средней температурой tср= 80,6 °С (∆tl ≈ 2 °C), расчетное значение среднего теплового потока qsсред ≈ 8432 Вт/м2.

На основе локальных значений теплового потока qs, qL рассчитана величина суммарного потока Pср, определяемого джоулевскими Рм1 потерями в обмотках и магнитными потерями Рс1 в спинке сердечника статора: Рср ≈ 602 Вт, Рм1 ≈ 374 Вт, Рс1 ≈ 228 Вт. Оценка температуры обмотки, расположенной в пазах сердечника статора, производится методом тепловых сопротивлений [4]. В частности, при исследуемом режиме работы двигателя расчетное значение температуры сердечника на уровне паза статора в области максимальных тепловых потоков достигает величины tпрасч ≈ 125 °С, в то время как измеренное с помощью термопары значение температуры обмотки tпэксп ≈ 119 °С. Экспериментально наблюдаемое распределение температуры поверхности по длине FM ребристой поверхности станины (рис. 3а) объясняется процессом теплопроводности станины в направлении оси Y и может быть рассчитано теоретически или c помощью метода электротепловой аналогии [4]. Достоинством методики оценки теплового состояния электродвигателей на основе количественной термографии является визуальная локализация местоположения мест перегрева поверхности, обусловленных особенностями распространения тепла, оценка наибольших значений температуры обмоток в процессе эксплуатации. Литература 1. Власов А.Б. Дистанционная оценка величины тепловых потоков оборудования на основе тепловизионной диагностики // Электротехника, 2006, № 4, 45-49. 2. Власов А.Б. Модели и методы термографической диагностики объектов энергетики. — М.: Колос, 2006. — 280 с. 3. Ройзен Л.И, Дулькин И.Н. Тепловой расчет оребренных поверхностей / под ред. В.Г. Фастовского, М.: Энергия, 1977. — 256 с. 4. Сипайлов Г.А., Д.И.Санников, В.А. Жадан. Тепловые, гидравлические и аэродинамические расчеты в электрических машинах. М.: Выс. шк. 1989. — 239 с.

ЭНЕРГОНАДЗОР

Теплоэнергетика | Тенденция

«Раскулачивание» должников В России в 2010 г. задолженность перед поставщиками тепла и горячей воды достигла 75 млрд. рублей. В условиях повышенной инфляции и нестабильности экономики такое положение может быть очень опасным, так как ведет к повышению финансовых рисков. В связи с этим некоторые компании обращаются за помощью к профессионалам — коллекторским агентствам, — у которых существуют разработанные методы взыскания долгов. Взыскание с физических лиц При работе с тепловыми долгами физических лиц телефонные и выездные модели взыскания применяются комбинированно, с минимальными временным интервалом между стадиями. Это вызвано, прежде всего, спецификой должников — более низким уровнем дистанционной контактности и готовности решать долговую проблему после первичного информирования о наличии долга. Одна из особенностей долгов за потребленные энергоресурсы в целом, и в частности теплового долга, — его мнимая «необязательность». То есть в структуре должников доля сознательно злостных, многолетних неплательщиков относительно невелика. Большую часть составляют должники с позицией «разберусь с этой мелочью позже». В итоге платеж не осуществляется, неплатежи накапливаются и в результате формируется значительная сумма, выплата которой становится проблематичной для бюджета задолжавшего домохозяйства. При столкновении такого должника с требованиями представителей специализированного долгового агентства реакция зачастую бывает близкой к панической и, порой, неадекватной. Шокирует, с одной стороны, величина задолженности, до этого находившаяся на периферии сознания должника, с другой — необходимость данную задолженность погасить или хотя бы минимизировать в короткие сроки. Невероятным образом законные требования о погашении долга в сознании должника трансформируются в «наезд». Таким образом, при выстраивании работы с должником важным является обеспечение максимально спокойной, «рабочей» реакции по результатам первого контакта, поскольку только изначально рабочий график взаимодействия обеспечивает быстрое, низкозатратное и взаимоприемлемое решение проблемы.

Взыскание с юридических лиц Правила работы с должниками – юридическими лицами варьируются в зависимости от типа должника. Схема взаимодействия с потребителями – представителями других юридических лиц укладывается в классическую схему, поскольку в ее рамках задействованы стандартные технологические и

№ 1 (20), ЯНВАРЬ-ФЕВРАЛЬ, 2011 г.

правовые механизмы, позволяющие контролировать возможность отключения потребителя от тепла, что обеспечивает высокий «договорной» потенциал. Наиболее сложная категория — управляющие компании в сфере ЖКХ. Как правило, при работе с ними коллектор сталкивается с двумя проблемами. Первая — сознательная политика по задержке платежей со стороны управляющей компании при общем высоком уровне сбора платежей со стороны бытовых потребителей. В данном случае в рамках переговорного процесса ставится вопрос о субсидиарной ответственности учредителей исполнителя услуг. Необходимо учитывать высокий потенциал указанного рычага воздействия, поскольку до сих пор широко распространена практика намеренного банкротства компаний, с последующей регистрацией нового юридического лица с теми же учредителями. При этом дополнительная ответственность учредителей, намеренно повлиявших на сложившуюся ситуацию в правоприменительной практике практически отсутствует, в то время как доказательная база злого умысла весьма обширна. Вторая — низкая платежная дисциплина бытовых потребителей, не позволяющая управляющей компании осуществлять платежи. В рамках подобной схемы реализуются варианты трехстороннего соглашения между ресурсоснабжающей организацией, должником и коллекторским агентством, на основании которого должник – исполнитель коммунальных услуг передает должников – бытовых потребителей в работу коллекторскому агентству. При этом взысканные в рамках соглашения платежи поступают на счет поставщика ресурсов напрямую, после чего происходит списание задолженности управляющей компании на величину суммы поступивших платежей.

Димитриос СОМОВИДИС, управляющий партнер КА «Morgan&Stout» (Москва)

Доля проблемных долгов от общего объема (по оценке ресурсоснабжающих организаций на 1 сентября 2010 г.) Сектор Население УК ЖКХ и ТСЖ Бюджетные организации Промышленные потребители Другие юридические лица Оптовые потребители – перепродавцы

Доля, % 4 59 6 3 6 22

Энергетика и законодательство | Зарубежная практика

Международная стандартизация ремонтных работ Технология производства ремонтных работ под напряжением (ПРН) активно внедряется в российских сетях в ситуации практически полного отсутствия соответствующей нормативнотехнической документации. Что касается других государств, то за рубежом основной комплекс необходимых документов в данной области уже создан, но Международная электротехническая комиссия продолжает развитие нормативной базы. Комитет по ПРН Технический комитет по ПРН, 78-й комитет, — один из активно работающих — занимается проблемами безопасности производства ремонтных работ под напряжением. В комитете работают пять групп: • РГ 1 — «Терминология и символика»; • РГ 11 — «Техническая поддержка»; • РГ 12 — «Инструменты и оборудование»; • РГ 13 — «Средства защиты»; • РГ 14 — «Диагностическое оборудование». В каждой группе собирается до нескольких проектных или ревизионных команд (всего их 19), каждая из которых ведет разработку нового или пересмотр действующего стандарта. Рассмотрим результаты деятельности каждой группы.

«Терминология и символика»

Александр ОВСЯННИКОВ, директор Новосибирской СПБ, доктор технических наук, профессор Евгений ФРОЛКИН, генеральный директор ОАО «Электросетьсервис ЕНЭС» (Москва)

Группа РГ 1 завершает работу над словарем терминов, в котором приведено около двух сотен специальных слов по тематике ПРН на восьми языках, включая русский. Базовые термины изложены в МЭК 651, а частные — в МЭК 60743. Термины и их определения доступны на сайте МЭК в разделах ELECTROPEDIA и глоссарий.

«Техническая поддержка» В группе РГ 11 пересматривается базовый в тематике ПРН стандарт МЭК 61472 «Минимальные расстояния приближения». В нем изложена методика расчета минимальных изоляционных расстояний между ремонтником, находящимся под потенциалом, и заземленными предметами. В новой редакции стандарта, последнее обсуждение которой состоялось в июне 2010 года, по предложению итальянских экспертов введены поправки на степень дефектности полимерных изоляторов, если таковые будут висеть в зоне производства работ под напряжением. Предложение базировалось на результатах испытаний на электрическую прочность целых изоляторов и изоляторов с искусственными дефектами. Была предложена простая линейная зависимость, связывающая минимальную прочность и относительную длину поврежденной части полимерного изолятора. На основе этой зависимости предложено ввести новый коэффициент влияния дефектных полимерных изоляторов на минимально допустимое расстояние. Вопрос о том, как определить размер дефекта, повис в воздухе. Сегодня ни тепловизионный, ни ультрафиолетовый методы контроля не дают на-

Из истории МЭК Международная электротехническая комиссия (МЭК) была создана в 1906 г. по решению электротехнического конгресса в 1904 г. (Сент-Луис, США) для разработки международных стандартов в электротехнике. Ее первым президентом был лорд Кельвин. Сегодня в состав МЭК входят более 170 технических комитетов из 76 стран. Это 1 100 действующих групп, в которых на добровольной основе работают более 9 000 экспертов. Ежегодный объем выпуска новых и пересмотра действующих стандартов превышает 500 наименований.

ЭНЕРГОНАДЗОР

Технология создания стандарта Черновая работа экспертами ведется самостоятельно, обмен мнениями производится по каналам электронной почты, на веб-конференциях и очных встречах рабочих групп. Итоги работы групп подводятся на пленарных заседаниях комитетов, на них же принимаются базовые решения по дальнейшей работе. Работа над стандартом начинается с разработки первой редакции CD (Committee Draft) и рассылки его всем национальным комитетам. Далее идет сбор и анализ отзывов, выпуск последующих редакций (вплоть до 9) и окончательное голосование (CDV). Если консенсус в дискуссиях не достигается, то выпускается не стандарт, а технический отчет, который может быть позднее положен в основу будущего стандарта. Как правило, срок разработки нового стандарта — 2,5 года.

Американские и канадские специалисты зачастую не могут достигнуть консенсуса с европейскими экспертами

дежных результатов, а проверка распределения напряженности поля вдоль полимерных изоляторов трудоемка, не дает полной гарантии и сама является работой под напряжением. Было решено дождаться рекомендаций рабочей группы СИГРЭ, которая сейчас занимается решением этого вопроса. Далее, на рассмотрение экспертов группы было несколько предложений, касающихся учета: • особенностей технологий производства работ под напряжением с применением вертолетов (порекомендовано американскими специалистами); • перенапряжений, распространяющихся по проводам воздушных линий от удаленных грозовых фронтов (предложено российскими экспертами). Эти идеи будут обсуждены на следующем заседании группы. Также вынесена на рассмотрение поправка о запрете ПРН на восходе солнца, когда имеет место так называемая точка росы и пик биологической активности птиц. Поверхность изоляторов на ремонтируемой воздушной линии отпотевает, токи утечки по ним увеличиваются, и вероятность дугового перекрытия изолирующей подвески резко возрастает. Даже если перекрытие произойдет не в зоне производства работ под напряжением, все равно возникнут перенапряжения опасной величины. Поправка была поддержана немецким экспертом, а затем и другими членами группы. Еще одно предложение российских экспертов касалось применения специальных линейных разрядников на основе ОПН, предназначенных для защиты персонала от дуговых перекрытий. В тех случаях, когда минимальное расстояние по воздуху обеспечить невозможно, а ремонт выполнить необходимо, данное предложение видится безальтернативным. Оно поможет решить вопрос о производстве работ под напряжением на «проблемных» опорах существующих и будущих компактных воздушных линий со сближенными фазными проводами. Требования к линейным разрядникам будут обсуждаться на следующем заседании группы РГ 11.

«Инструменты и оборудование» Группой РГ 12 завершена разработка востребованного стандарта по изолирующим канатам, пересмотрены и приняты в новых редакциях стандарты по изолирующим накладкам, коврикам и лестницам, а также трубкам с пенным

№ 1 (20), ЯНВАРЬ-ФЕВРАЛЬ, 2011 г.

наполнителем, изолирующим штангам и их навесным головкам.

«Средства защиты» Основные дискуссии развернулись относительно требования к сохранению свойств экранирующей одежды после 10-кратной стирки. В крупных компаниях, к примеру, Канады и Америки, работодатель берет на себя расходы по стирке токопроводящей одежды, а методы стирки контролируются в части влияния на характеристики одежды. Однако в результате опроса выяснилось, что в Германии и в Италии работники стирают одежду на дому, в Финляндии и Франции используются и централизованный, и домашний способы стирки. В Китае рабочие не стирают токопроводящую одежду вообще, потому что боятся, что она может потерять токопроводящие свойства, а в России стирают только внутренние «вкладыши». В связи с этим было принято решение ввести единые требования для всех стран мира.

«Диагностическое оборудование» Группа РГ 14 в 2010 году особое внимание уделила указателям напряжения классов напряжения до 750 кВ и указателям проверки совпадения фаз на напряжение до 36 кВ переменного тока. В итоге разработаны проекты стандартов на указатели напряжения резистивного типа, двухполюсные указатели напряжения и «фазоуказатели». По емкостным указателям напряжения выявилось огромное многообразие типов, конструктивных исполнений и методов испытаний указателей, производимых различными фирмами. В дискуссиях обнаружились столь глубокие расхождения мнений, что было признано целесообразным выпустить не проект стандарта, а технический отчет и отразить в нем картину рынка для широкого публичного обсуждения сложившейся на данном этапе ситуации. Некоторые противоречия имеют «межконтинентальный» характер. Американские и канадские специалисты зачастую не могут достигнуть консенсуса с европейскими экспертами. Глобальное противостояние между стандартами МЭК и стандартами американского Института инженеров по электротехнике и электронике (IEEE) решено преодолеть уже в ближайшем будущем. Стандарты будут согласовываться обеими сторонами и выпускаться под двумя эмблемами.

Энергетика и право | Анализ

Новеллы закона «О теплоснабжении»

Федеральный закон №190-ФЗ «О теплоснабжении» от 27 июля 2010 года (далее закон № 190-ФЗ или Закон) внес большое количество изменений как в систему регулирования (управления) теплоэнергетикой, так и в структуру договорных отношений. Какие же новеллы нового закона являются наиболее важными? Иван ЕЛИСЕЕВ, руководитель практики «Энергетика и право» группы правовых компаний «ИНТЕЛЛЕКТ-С» (Екатеринбург)

Точки над «i» в вопросе «С кем работает потребитель» Последний должен урегулировать отношения по теплоснабжению своих объектов только с одной организацией — теплоснабжающей. Согласно Закону, теплоснабжающая организация — это владелец источника тепловой энергии и/или тепловых сетей, который выработанную или приобретенную тепловую энергию поставляет потребителю. Отныне потребителя не должно заботить урегулирование отношений с теплосетевыми организациями, занимающимися исключительно транспортировкой энергии, по передаче теплоэнергии до своих объектов — это обязанность теплоснабжающей организации, с которой заключен договор теплоснабжения.

Последствия этого нововведения для потребителя следующие: он больше не должен заключать трехсторонний договор (с владельцем источника тепла и с владельцем сетей одновременно) или два договора — на поставку и на передачу энергии, что практиковалось и практикуется по настоящий момент. Ответственность за надежность и качество снабжения потребителя несет только один субъект — теплоснабжающая организация. Однако есть нюанс: если до вступления в силу Закона потребитель уже заключил трехсторонний договор, то он вынужден работать по нему до момента заключения договора энергоснабжения.

Новые договорные конструкции, опосредующие оборот тепловой энергии Раньше все договорные отношения приходилось полностью вписывать в существующий параграф 6 главы 30 ГК РФ. Закон прямо выделил самостоятельные договоры: • об оказании услуг по передаче тепловой энергии (заключается только между теплоснабжающей и теплосетевой организациями); • на поставку тепловой энергии (заключается между теплоснабжающими организациями для поставки энергии потребителям; либо между теплоснабжающими организациями друг с другом; либо между теплоснабжающими и теплосетевыми организациями для компенсации потерь энергии в тепловых сетях).

Таким образом, документ принципиально важен как для развития систем теплоснабжения соответствующего поселения, так и для определения обязательств субъектов теплоэнергетики.

ЭНЕРГОНАДЗОР

Главный вопрос, который следует задать для определения природы этих отношений, такой: какие конструкции ГК РФ распространятся на данные договоры? Например, если договор поставки тепловой энергии — самостоятельный вид договора купли-продажи, отличный от договора энергоснабжения, а договор на оказание услуг по передаче — самостоятельный вид договора возмездного оказания услуг, также отличный от договора энергоснабжения, то нормы об ответственности поставщика или исполнителя услуг будут общие, как для любого предпринимателя (возмещай реальный ущерб и упущенную выгоду или отвечай даже при отсутствии вины)?

Новый порядок подключения к тепловым сетям Отсутствие возможности подключить объект к тепловой сети не является теперь безусловным основанием для отказа от выдачи технических условий и заключения договора на подключение. Для теплоснабжающей или теплосетевой организации это означает необходимость инициировать процесс изменения схемы теплоснабжения муниципалитета1 и корректировки своей инвестиционной программы. Если изменение невозможно — реализовать иные варианты подключения при их наличии. В качестве иного варианта Закон предусматривает, в том числе, перераспределение мощности между уже присоединенным потребителем, который снизил свое потребление тепловой энергии, в пользу другого. В этом случае плата за подключение к сетям теплоснабжения рассчитывается индивидуально и не включает в себя расходы на развитие существующих сетей теплоснабжающей или теплосетевой организации. Самое важное: Закон четко определил, что плата за подключение — исключительно регулируемая. Согласно действующему на настоящий момент п.14 Правил заключения и исполнения публичных договоров на подключение к системам коммунальной инфраструктуры, плата по ним в ряде случаев может определяться по соглашению сторон. Всеми перечисленными положениями, за исключением возможности изменения схемы теплоснабжения2, можно воспользоваться с 2011 года.

Решена проблема отношений «абонентсубабонент» Если быть точнее, в соответствии с формулировками закона № 190-ФЗ, проблема отношений «потребитель-потребитель». Если раньше положение потребителя, запитанного от сетей другого потребителя, зависело как от воли этого другого потребителя, так и от воли теплоснабжающей организации, то сейчас субабонент, вне зависимости от согласия основного потребителя, вправе заключить договор теплоснаб2 3

жения с теплоснабжающей организацией, даже более того — понудить к заключению договора. По такому договору, согласно ст. 2 Закона, теплоснабжающая организация обязана отвечать за поставку тепловой энергии не до точки присоединения основного потребителя, а до точки присоединения субабонента к сетям основного потребителя. В случае заключения указанного договора, основной потребитель не вправе препятствовать перетоку тепловой энергии субабоненту по своим сетям. Однако если он хочет получить справедливую компенсацию за свои услуги, то должен обратиться в регулирующий орган для установления тарифа на передачу тепловой энергии.

Ответственность за надежность и качество снабжения потребителя несет только один субъект

—

теплоснабжающая организация

Судьба бесхозяйных объектов теплоэнергетики Согласно федеральному закону «Об электроэнергетике» за бесхозяйный объект отвечает тот, к кому объект присоединен, то по закону № 190-ФЗ за него будет отвечать либо организация, которую определит орган местного самоуправления и от которой запитан объект, либо единая теплоснабжающая организация3.

Возможность свободного ценообразования на тепловую энергию Это допускается в следующих случаях: • если сторона по договору — потребитель, владелец объекта, введенного в эксплуатацию в 2010 году; срок договора — более 1 года; при этом заключение таких договоров не должно приводить к повышению тарифов для потребителей; кроме того, существует возможность снабжения таких потребителей у соответствующей теплоснабжающей организации; • отмены регулирования тарифов соответствующим органом исполнительной власти субъекта Российской Федерации; • повышения производимой мощности источников тепловой энергии и/или пропускной способности сетей за счет любых источников, кроме платы за подключение, тарифов в сфере теплоснабжения и бюджетных средств; в этом случае допускается, в том числе, и свободное ценообразование на услуги по передаче энергии, однако регулирующий орган субъекта должен согласовать величину прироста. *** В заключение хотелось бы отметить в целом положительную направленность изменений, закрепленных в законе № 190-ФЗ, в частности для потребителей тепловой энергии. Однако Закон преподнес и ряд изменений, которые вряд ли порадуют последних: например, введение платы за поддержание резервной мощности в том случае, если потребитель не потребляет энергию, но и не отключается от сети. При этом такая плата для большинства потребителей будет нерегулируемая, что само по себе принципиально опасно для них.

По Закону схемы должны появиться до конца 2011 года. По статусу — это аналог Гарантирующего поставщика в электроэнергетике. Эта организация должна заключать со всеми договор теплоснабжения.

№ 1 (20), ЯНВАРЬ-ФЕВРАЛЬ, 2011 г.

Энергоэффективность и нормирование | Энергосбережение в строительстве

ЭНЕРГО

дизайн для эффективности

В последние несколько лет строительная отрасль находится под влиянием изменившегося подхода в части потребления энергетических ресурсов, комфорта зданий и заботы об экологии. Государство поддерживает такие изменения и в значительной мере выступает их инициатором. Алексей ПИРОГОВ, начальник отдела энергоэффективных зданий ГБУ СО «Институт энергосбережения»

частности, были приняты такие важные документы, как Федеральные законы № 261-ФЗ «Об энергосбережении…» от 23 ноября 2009 г., № 190-ФЗ «О теплоснабжении» от 27 июля 2010 г., а также нормативный документ № 384-ФЗ «Технический регламент о безопасности зданий и сооружений» от 30 декабря 2009 г. Во исполнение закона № 261-ФЗ был выпущен приказ Минрегионразвития РФ № 262 «О требованиях к энергетической эффективности зданий, строений, сооружений» от 28 мая 2010 г., предусматривающий поэтапное существенное снижение энергопотребления зданий. В частности, он предписывает указывать в задании на проектирование класс энергетической эффективности В («высокий») и устанавливает процент снижения нормируемого удельного потребления энергии по отношению к базовому уровню. Таким образом, энергопотребление зданий к 2020 году должно быть снижено на 40%. Эта цифра не случайна. Именно такой критерий устанавливается Указом Президента РФ № 889 «О некоторых мерах по повышению энергетической и экологической эффективности российской экономики» от 4 июня 2008 г. Несмотря на предлагаемые приказом мероприятия по повышению энергетической эффективности зданий, очевидно, что для достижения поставленной цели традиционный подход к проектированию, строительству и даже к эксплуатации зданий должен существенно измениться. Один из вариантов достижения поставленной цели — переход к энергетическому дизайну (в зарубежной практике широко распространен термин, не имеющий прямой аналогии в русском языке, — «sustainable architecture», дословно — устойчивая архитектура). Идея использовать количество энергии в качестве меры стоимости объекта была предложена еще в 1983 году академиком В. И. Вернадским. Однако она не нашла своевременного применения в России, поэтому энергетический дизайн является для нашей строительной отрасли инновационным подходом, предлагающим принятие за основу критерия эффективности — потребление энергии1 при строительстве, эксплуатации и утилизации здания при обеспечении гарантированного комфорта человека в этом здании и безопасности для окружающей среды.

Именно энергоэффективные здания позволяют обеспечить необходимый баланс между температурой внутренних поверхностей, температурой и влажностью воздуха, тепловым излучением, естественным и искусственным освещением, скоростью движения воздушных масс и количеством свежего воздуха в помещении. Это достигается за счет грамотного планирования здания, применения ограждающих конструкций (стен, окон, дверей и т. д.) с повышенной тепловой защитой и минимальной величиной «мостиков холода», современной вентиляции с возвратом тепла в помещение, пассивных систем в здании. Под энергоэффективными зданиями следует понимать: ■ дома ультранизкого потребления энергии (<30 кВт•ч/(м2•год) на отопление); ■ энергопассивные (<15 кВт•ч/(м2•год) на отопление). Благодаря минимальным потерям тепла в энергопассивном здании возможно вообще обойтись без классической системы отопления. Для обогрева здания в зимнее время достаточно тепловых выделений от находящихся в нем людей, электроприборов и поступающей через оконные проемы солнечной энергии. Подогревать необходимо будет только подаваемый в помещение уличный воздух (именно на эту цель и расходуются те самые 15 кВт•ч/(м2•год). Для сравнения: в соответствии со СНИП 23-02 потребление тепловой энергии жилых домов в г. Екатеринбурге в зависимости от этажности может варьироваться от 120 (12 этажей и выше) до 240 кВт•ч/(м2•год) (1 этаж). Важно отметить, что потребление энергетических ресурсов строительным объектом рассматривается на протяжении всего его жизненного цикла, начиная с производства строительных материалов и заканчивая утилизацией выработавшего свой ресурс здания. Подобный подход подкреплен международным стандартом ISO 14044-2007 «Environmental management. Life cycle assessment. Requirements and guidelines» и основанным на нем ГОСТ Р ИСО 14044-2007 «Экологический менеджмент. Оценка жизненного цикла. Требования и рекомендации». Следствием снижения потребления энергии при производстве строительных материалов, в процессе строительства, эксплуатации и утилизации зда-

Здесь и далее под энергопотреблением будем понимать потребление тепловой, электрической энергии, газа и воды. 1

ЭНЕРГОНАДЗОР

Рис. 1

Энергетическая

Рис. 2

концепция позволяет добиться синергетического эффекта от работы систем отопления, вентиляции,

кондиционирования, пассивных и других систем

Лето

Зима

Энергетическая концепция общественного здания: летом (рис. 1) и зимой (рис. 2) ния является уменьшение потребления первичного топлива (нефть, газ, уголь и др.) в глобальном масштабе и соответственно снижение негативного влияния на окружающую среду в виде уменьшения эмиссии парниковых газов и других вредных веществ.

ак же выглядит применение принципов энергетического дизайна на практике? Прежде всего, это создание энергетической концепции здания, в которой отражается взаимодействие его основных элементов и систем, а также раскрывается то, как здание в дальнейшем будет освещаться, отапливаться и вентилироваться в разные сезоны года (зимой, летом и в межсезонье). При создании энергетической концепции большое значение имеет форма здания, его ориентация в пространстве и функциональное назначение. Рассмотрим схематично представленную на рис. 1 и 2 энергетическую концепцию общественного здания (для зимнего и летнего периодов (Institute of Building Services and Energy Design, Braunschweig — здание Немецко-Казахского Университета, г. Алма-Аты). В летнее время (рис. 1) в данном примере в ряде помещений используется естественное проветривание в сочетании с потолочным охлаждением, для работы которого используется холод грунта, а в некоторых помещениях — приточно-вытяжная механическая вентиляция. Для защиты от перегрева установлена наружная фиксированная солнцезащита на фасаде. В дневное время освещение используется только естественное. Для нужд электро- и горячего водоснабжения предусматриваются фотогальванические панели и солнечные коллекторы на крыше здания. В зимнее время (рис. 2) для отопления используется теп-

№ 1 (20), ЯНВАРЬ-ФЕВРАЛЬ, 2011 г.

ло земли, подаваемое с применением теплового насоса в напольные отопительные приборы. Для вентиляции применяется централизованная приточно-вытяжная система с возвратом тепла. Для обеспечения достаточной освещенности рабочих мест в случае надобности по сигналу датчика освещенности включается необходимое количество светильников, начиная от дальней от окна стены. Для энергоснабжения используются фотогальванические элементы на крыше. Энергетическая концепция позволяет добиться синергетического эффекта от работы систем отопления, вентиляции, кондиционирования, пассивных и других систем. В качестве примера несогласованной работы можно привести конференц-зал в одном из современных екатеринбургских отелей. В зимнее время в зале, полностью заполненном людьми, на полную мощность работала вентиляция, были приоткрыты окна, система отопления продолжала работать в том же режиме, как и в пустующем зале. Менее чем через час в зале стало слишком жарко (26°С) и некомфортно. Кроме того, владелец здания при этом несет ненужные затраты на отопление и вентиляцию. Значение энергетической концепции сложно переоценить при передаче здания в эксплуатацию, обучении персонала управляющей компании и служащих или жильцов этого здания. Подводя итог, отмечу, что применение принципов энергетического дизайна позволяет не только получить здание с низким уровнем потребления энергии и прекрасным микроклиматом, но и в большинстве случаев добиться этого без существенного увеличения стоимости здания за счет минимизации или полного отказа от систем отопления и кондиционирования, снижения стоимости подключения к сетям.

Энергоэффективность и нормирование | Управление

Технические основы энергоменеджмента Управление энергопотреблением, или энергетический менеджмент — это часть системы управления производственными затратами предприятия. Его цель — снижение затрат на энергоресурсы и повышение конкурентоспособности предприятия. Основой для функционирования системы эффективного управления потреблением энергии служит информация, получаемая с помощью мониторинга энергопотребления.

Владимир БАБИЧ, директор Энерготехнической компании «Джоуль» (Москва), кандидат технических наук

Управление начинается с измерения. Нельзя управлять объектом, не имея оперативной и достоверной информации обо всех параметрах, характеризующих его состояние в каждый момент времени. В частности, для управления потреблением электрической энергии необходима система мониторинга, обеспечивающая измерение параметров электроэнергии на различных участках электросети, расчет показателей, характеризующих качество потребляемой электроэнергии, передачу информации по каналам связи, архивирование измеренных данных и т.п.

Общие принципы построения системы мониторинга электроэнергии Типовая схема измерения и передачи данных о потребляемой электроэнергии представлена на рисунке 1. Измерение параметров электроэнергии выполняют электроанализаторы (это распространенное, хотя и не точное название нескольких видов приборов, которые будут подробнее рассмотрены далее). Каждый прибор имеет каналы измерения тока и напряжения. Токовый вход подключен к трансформатору тока, а вход напряжения — непосредственно к сети или, в случае высоковольтной сети — к трансформатору напряжения. В случае, рассмотренном на рисунке, использованы два вида электроанализаторов: качества электроэнергии на вводных участках сети и регистраторы параметров электроэнергии на отходящих фидерах, питающих отдельные потребители. Каждый прибор вычисляет ряд параметров и передает результаты вычислений в цифровом виде в общую сеть, связывающую все приборы. Эта сеть с помощью конвертера присоединена к

Рис. 1. Типовая конфигурация системы мониторинга параметров электропотребления промышленного предприятия

ЭНЕРГОНАДЗОР

локальной сети предприятия, что позволяет каждому компьютеру, находящемуся в ней, обращаться к любому прибору и получать от него необходимую информацию. В локальной сети установлен сервер, который круглосуточно собирает данные с приборов и архивирует информацию для хранения и последующего доступа к ней. Локальная сеть предприятия посредством шлюза соединена с глобальной сетью Интернет, что обеспечивает доступ к системе не только внутри предприятия, но и из любой точки в мире, где есть доступ в Интернет. Электроанализаторы Электроанализатор — прибор, оснащенный каналами для измерения тока и напряжения, выполняющий функции расчета ряда параметров электрической энергии, отображения и передачи измеренных параметров. Сложились нормы, которых производители электроанализаторов стараются придерживаться. Это в свою очередь дает возможность выбора потребителям таких приборов. Каждый электроанализатор, принадлежащий определенной категории (рис. 2), обязательно оснащается функциями всех вложенных категорий. Таким образом, регистраторы включают функции измерителей, а анализаторы качества электроэнергии — и тех и других. При выборе электроанализатора следует учитывать функции, которые он будет выполнять в системе мониторинга электроэнергии. Регистраторы параметров электроэнергии Имеют автономную собственную память. Их целесообразно применять на отдельных объектах, не имеющих круглосуточно работающего сервера или постоянного Интернет-соединения. Для загрузки накопленной информации с регистратора достаточно периодически подключаться к нему с помощью переносного ПК, телефонного или GPRS модема, или другим удобным способом. Регистраторы также применяют на крупных предприятиях с большим числом точек измерения (рис. 1), что позволяет разгрузить локальную сеть от постоянного обмена данными с приборами, перенести выгрузку накопленных данных на ночные часы и т.д. Эти приборы сложнее и дороже простых измерителей. Как правило, производители устанавливают в них графические дисплеи, которые позволяют более наглядно и оперативно представить собранные регистратором данные без передачи их на компьютер. Анализаторы качества электроэнергии Анализаторы качества электроэнергии — это наиболее сложные и дорогие приборы. Как правило, они устанавливаются на вводах и, помимо мониторинга энергопотребления, служат для контроля качества электроэнергии, поступающей из внешней электросети (рис. 1). Кроме измерения перечисленных выше параметров, анализатор качества электроэнергии может выполнять следующие функции: • анализ спектра гармоник напряжения; • регистрация пиков, провалов напряжения, отключений питания; • запись искаженных осциллограмм напряжения; • вычисление коэффициентов несимметрии напряжения по фазам;

№ 1 (20), ЯНВАРЬ-ФЕВРАЛЬ, 2011 г.

Измерители параметров электроэнергии •

измерение и расчет параметров

•

отображение параметров в реальном времени

•

передача параметров через цифровой интерфейс

Регистраторы параметров электроэнергии ⊕ периодическое сохранение параметров во внутренней памяти прибора ⊕ вывод накопленной информации по запросу через интерфейс Анализаторы качества электроэнергии ⊕ вычисление параметров качества электроэнергии согласно стандарту ⊕ регистрация событий нарушения качества электроэнергии в памяти

Рис. 2. Виды электроанализаторов в зависимости от оснащения дополнительными функциями

• вычисление коэффициентов фликера; • статистическая обработка результатов анализа для сопоставления с требованиями стандарта качества электроэнергии. Программное обеспечение Программное обеспечение — необходимый и важный компонент любой системы управления энергопотреблением. От его реализации зависит, насколько полно будут использованы технические возможности, заложенные в приборное обеспечение и, в конечном итоге, насколько быстро окупят себя затраты на внедрение всей системы. Программное обеспечение должно в той или иной мере выполнять следующие функции: • централизованная настройка приборов, интерфейсов и других компонентов системы; • периодический опрос приборов и получение данных измерений; • сохранение информации в архивах; • визуализация информации в различных формах (таблицы, мнемосхемы, графики); • разнообразные функции анализа и управления. Внедрение системы энергоменеджмента является недорогим и быстро окупаемым мероприятием по экономии энергии. По данным различных источников, правильно организованная и функционирующая система обеспечивает снижение затрат предприятия на энергоресурсы в среднем на 15% в течение первого года своего функционирования, причем на этом ее положительное действие не заканчивается.

Для управления потреблением электрической энергии необходима система мониторинга

ООО «ЮНИТЕКС» ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТЬ И ЭНЕРГОБЕЗОПАСНОСТЬ Проведение энергетического обследования (энергоаудита). Измерение качества электрической энергии. Действительный член СРО НП «ТЭК-Эксперт», зарегистрированной в реестре Министерства энергетики РФ (рег. номер СРО-Э-002 от 06.08.2010) Свидетельство о допуске к работам по энергетическому обследованию № 23-08-2010 620014 г. Екатеринбург, ул. Хомякова, 2, оф. 201, Тел. (343) 266-33-59, тел./факс (343) 377-62-24 E-mail: info@unitex-pro.ru, www.unitex-pro.ru

Энергоэффективность и нормирование | Разработка

Считай, экономь, плати Для решения задачи сокращения к 2020 г. энергоемкости отечественной экономики на 40%, на совместном заседании Комиссии по модернизации и технологическому развитию экономики России и Президиума Президентского совета по науке, технологиям и образованию были утверждены 6 проектов по энергосбережению: «Считай, экономь и плати», «Новый свет», «Энергоэффективный квартал», Проект по созданию энергоэффективного социального сектора, «Малая комплексная энергетика» и «Инновационная энергетика».

Анатолий МАКСИМЕНКО, генеральный директор ЗАО «Межрегиональная энергосервисная компания» (Москва) Дмитрий РЫГАЛИН, заместитель генерального директора ОАО «ЗИТЦ» (Москва), доктор экономических наук

роект «Считай, экономь и плати» предполагает массовую установку приборов учета и регулирования энергопотребления, что позволит снизить потребление энергоресурсов на 20% [1]. Для обеспечения поквартирного оперативного регулирования и учета потребления энергоресурсов в зданиях и диспетчеризации данных по их потреблению была разработана Система индивидуального (поквартирного) учета тепло-, энергоресурсов (ИС «Энергоресурс»), которая может стать основой для обеспечения энергосбережения в сфере ЖКХ и в офисных зданиях и помещениях. В Системе реализовано инновационное решение, учитывающее особенности строительства в России и СНГ, — использование: • сенсорных технологий; • технологий систем-на-кристалле; • современных информационных технологий, в частности технологий беспроводных сетей. Система «Энергоресурс» может быть установлена как во вновь возводимых, так и в существующих домах. Она представляет собой

3-х уровневую сеть и обеспечивает мониторинг физических параметров домовых систем, обмен коммерческой информацией от приборов на границе балансовой ответственности, управление энергоресурсами и диспетчеризацию данных потребления для передачи в биллинговый центр. I-й уровень — беспроводная сенсорная сеть. Состоит из интеллектуальных беспроводных датчиков и преобразователей, локального концентратора (квартирного или этажного), монитора электрической энергии с устройством отсечки, радиаторных терморегуляторов и квартирного монитора (опционально). II-й уровень — домовая сеть. В ее состав входят объединенные в единую цифровую сеть домовой концентратор и узел коммерческого учета тепла, воды и электроэнергии. III-й уровень — диспетчерская сеть. В нее включены диспетчерский пункт и цифровые каналы связи, с помощью которых обеспечивается как сбор данных от домовых концентраторов, так и связь с расчетно-кассовыми центрами.

ЭНЕРГОНАДЗОР

I-й и II-й уровни работают совместно, осуществляя непрерывный перекрестный мониторинг квартирных элементов и общедомовых устройств.

азработанные электронные компоненты системы «Энергоресурс» — это компоненты программно-технического комплекса БСС. К ним относятся: • интеллектуальные датчики температуры теплоносителя с интерфейсом БСС (погрешность измерений до ±0,1 °С); • интеллектуальные датчики скорости потока воды в стояке с интерфейсом БСС; • интеллектуальный преобразователь импульсных сигналов в интерфейс БСС, предназначенный для преобразования импульсных сигналов от квартирных счетчиков холодной и горячей воды, а также от стояковых счетчиков расхода воды системы отопления; • монитор электрической энергии (многотарифный электросчетчик) с устройством отсечки; • беспроводные управляемые терморегуляторы, предназначенные для регулировки температуры на отдельном отопительном приборе. Помимо интеллектуальных беспроводных датчиков и регуляторов в Систему входят устройства обработки и отображения информации. Для передачи данных в БСС используется оригинальный помехоустойчивый защищенный протокол в диапазоне 868 МГц (что соответствует открытому диапазону частот в соответствии с решениями ГКРЧ), реализуемый с использованием универсального радио-трансивера БСС-1.

истема внедрена в 2008 г. на двух пилотных типовых домах в г. Челябинск при финансовой поддержке Фонда содействия реформированию ЖКХ, в рамках программы реконструкции ветхого жилья. Пилотные проекты продемонстрировали возможность экономии до 30% энергоресурсов за счет непосредственного стимулирования населения, управляющих и генерирующих компаний к энергосбережению. В денежном эквиваленте на типовой 12-ти этажный одноподъездный дом годовая экономия энергоресурсов составляет 600 тыс.руб. при стоимости внедрения Системы в 1,0 –1,2 млн.руб. (при организации серийного производства ее компонентов). Оценочный срок окупаемости внедрения составляет 1,5–2 лет в зависимости от климатической зоны конкретного региона. При новом строительстве удорожание 1 кв.м. жилья оснащенного компонентами системы обойдется примерно в 220 руб./кв.м., что несоизмеримо с общестроительными затратами. В 2010–2011 гг. при финансовой поддержке ФС РМП НТС малыми инновационными компаниями (г. Воронеж, г. Москва, г. Златоуст, г. Челябинск, г. Архангельск, г. Калининград) реализуются работы по разработке и реализации пилотных проектов внедрения интеллектуальной энергосберегающей системы индивидуального учета энергоресурсов в зданиях и сооружениях на основе технологий беспроводных сенсорных сетей и интеллектуальных датчиков.

Пилотные проекты продемонстрировали возможность экономии до

30%

энергоресурсов

Квартирный монитор

Квартирный концентратор

Домовой концентратор

Интеллектуальный счетчик воды

Коммерческий учет энергоресурсов

Интеллектуальный сенсор температуры

Автоматизированный тепловой пункт

Радиаторный терморегулятор

Гидравлическая балансировка

№ 1 (20), ЯНВАРЬ-ФЕВРАЛЬ, 2011 г.

Диспетчеризация данных энергопотребления

Расчетно-кассовые центры

Обратная связь | Вопрос-ответ

ЭЛЕКТРОЛАБОРАТОРИЯ — Срок действия свидетельства о регистрации электротехнической лаборатории заканчивается в 2011 г. Возможно ли продлить свидетельство (как это было до 2005 г.) или необходимо заново регистрировать лабораторию, даже если изменений в ее работе нет? По материалам сайта Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору, www.ural.gosnadzor.ru: — Регистрация электротехнической лаборатории на новый срок может быть продлена при условии представления заявителем заявления о продлении срока регистрации и акта проверки готовности данной лаборатории к выполнению заявленного вида деятельности. Следует иметь в виду, что заявление должно быть представлено не позднее, чем за 15 дней до срока окончания срока свидетельства. — Свидетельство о регистрации электротехнической лаборатории выдано Приуральским управлением Ростехнадзора. Может ли эта лаборатория производить испытания и измерения на территории Российской Федерации или только на территории республики Башкортостан? По материалам сайта Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору, www.gosnadzor.ru: — Свидетельство о регистрации электролаборатории выдается территориальным управлением Ростехнадзора и действует на всей территории Российской Федерации. Вы можете задать вопрос:

• по электронной почте: enadzor@bk.ru; • на сайте www.tnadzor.ru, раздел «Вопрос-ответ»; • по факсу (343) 253-16-08. Не забудьте указать свою фамилию, имя, отчество, должность, предприятие, адрес и телефон.

ДОПУСК ПО ЭЛЕКТРОБЕЗОПАСНОСТИ — Какие действия необходимо выполнить для получения 3–4 группы допуска по электробезопасности для производства строительномонтажных работ в охранных зонах? Возможно ли присвоение указанных групп комиссией предприятия, аттестованной в установленном порядке? По материалам сайта Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору, www.ural.gosnadzor.ru: — Группы по электробезопасности электротехнического персонала и условия их присвоения приведены в Межотраслевых Правилах по охране труда при эксплуатации электроустановок. Требования к персоналу и его подготовке приведены в гл. 1.4 Правил технической эксплуатации электроустановок потребителей: • п. 1.4.19 «Первичная проверка знаний проводится у работников, впервые поступивших на работу, связанную с обслуживанием электроустановок, или при перерыве в проверке знаний более трех лет»; • п. 1.4.30. «Для проведения проверки знаний электротехнического персонала организации руководитель Потребителя должен назначить приказом по организации комиссии в составе не менее 5 человек»; • п. 1.4.31. «Все члены комиссии должны иметь группу по электробезопасности и пройти проверку знаний в комиссии органа госэнергонадзора. Допускается проверка знаний отдельных членов комиссии на месте, при условии, что председатель и не менее 2-х членов комиссии прошли проверку в комиссии органов госэнергонадзора»; • п. 1.4.34. «Проверка знаний работников Потребителей, численность которых не позволяет образовать комиссии по проверке знаний,

ЭНЕРГОНАДЗОР

должна проводиться в комиссиях органов госэнергонадзора».

ОБСЛУЖИВАНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ — Разъясните, может ли электротехнический персонал, обслуживающий электрическую сеть, проводить испытания и измерения сопротивления изоляции проводов, кабелей и заземляющих устройств и оформлять их актом (протоколом)? Предъявляются какиенибудь специальные требования к персоналу, проводящему вышеуказанные испытания и измерения? По материалам сайта Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору, www.gosnadzor-kazan.ru: — В соответствии с п. 2.12.17 ПТЭЭП «Проверка состояния стационарного оборудования и электропроводки аварийного и рабочего освещения, испытание и измерение сопротивления изоляции проводов, кабелей и заземляющих устройств должны проводиться при вводе сети электрического освещения в эксплуатацию, а в дальнейшем — по графику, утвержденному ответственным за электрохозяйство Потребителя, но не реже одного раза в три года. Результаты замеров оформляются актом (протоколом) в соответствии с нормами испытания». Испытания и измерения проводятся в соответствии с требованиями п. 5 Межотраслевых правил по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок ПОТРМ-016-2001 РД 153-34.0-03.150-00 (утв. постановлением Минтруда РФ № 3 от 5 января 2001 г. и приказом Минэнерго РФ № 163 от 27 декабря 2000 г.) (с изменениями от 18, 20 февраля 2003 г.).

ЭНЕРГОАУДИТ ЖИЛЫХ ЗДАНИЙ — В соответствии действующим законодательством РФ надзор за показателями энергоэффективности многоквартирного дома (МКД) осуществляет Ростехнадзор. Требуется ли обязательное энергетическое обследование и, следовательно, разработка энергетического паспорта в отношении многоквартирного дома в целях определения класса энергоэффективности этого МКД? Если да, то в какие сроки и каков порядок проведения такого энергоаудита? По материалам сайта Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору, www.gosnadzor.ru: — В соответствии со ст. 15 Федерального закона № 261-ФЗ «Об энергосбережении…» (далее — закон), энергетическое обследование многоквартирного дома проводится в добровольном порядке. Составленный по результатам аудита паспорт подлежит передаче лицом, его соста-

№ 1 (20), ЯНВАРЬ-ФЕВРАЛЬ, 2011 г.

вившим, собственникам помещений в многоквартирном доме или лицу, ответственному за содержание многоквартирного дома. В соответствии с п. 1 ст. 12 закона и с п. 5 Постановления Правительства Российской Федерации № 67 от 20 февраля 2010 г. класс энергетической эффективности многоквартирного дома, построенного, реконструированного или прошедшего капитальный ремонт и вводимого в эксплуатацию, а также подлежащего государственному строительному надзору, определяется органом государственного строительного надзора в соответствии с утвержденными Министерством регионального развития Российской Федерации правилами определения класса энергетической эффективности многоквартирных домов, требования к которым устанавливаются Правительством Российской Федерации. В настоящее время данные правила и требования к ним не утверждены. Класс энергетической эффективности вводимого в эксплуатацию многоквартирного дома указывается в заключении органа государственного строительного надзора о соответствии построенного, реконструированного, прошедшего капитальный ремонт МКД требованиям энергетической эффективности.

ТЕХНИЧЕСКОЕ ОСВИДЕТЕЛЬСТВОВАНИЕ — Имеет ли право ответственный за осуществление производственного контроля за соблюдением требований промышленной безопасности при эксплуатации сосудов, работающих под давлением, проводить периодические технические освидетельствования сосудов, зарегистрированных в органах Ростехнадзора, и записывать результаты в паспорта сосудов? Управление строительного и общепромышленного надзора Ростехнадзора, по материалам сайта Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору, www.gosnadzor.ru: — Техническое освидетельствование сосудов, работающих под давлением (далее — сосуды), проводится в соответствии с требованиями статьи 6.3.2 «Правил устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением» (далее — ПБ 03-576-03). Ответственный за осуществление производственного контроля за соблюдением требований промышленной безопасности при эксплуатации сосудов проводит их техническое освидетельствование в случаях, предусмотренных данной статьей ПБ 03-576-03. По результатам технического освидетельствования лицо, их проводившее, в том числе ответственный за осуществление производственного контроля за соблюдением требований промышленной безопасности при эксплуатации сосудов, делает в паспорте сосуда соответствующую запись с указанием условий, сроков и возможности его эксплуатации.

Бизнес-предложение | Справочник предприятий Производство. Поставки

ЗАО «Энергорегион»

ЗАО «Чибитал Унигаз»

ООО «МРО-Электро»

Екатеринбург, ул. Цвиллинга, 6, оф. 214 Тел.: (343) 379-53-25, 378-30-81; тел./факс (343) 379-54-82 www.energo-region.ru

Комплексная поставка и монтаж электрооборудования. Комплектные подстанции: КТП, КТПВ. Масляные силовые трансформаторы: ТМ, ТМГ, ТМЗ, ТДН, ТРДН и др.; сухие: ТСЗ, ТСЗГЛ и др.; печные: ЭТМПК и др. Изготовление электротехнического оборудования широкого диапазона по схемам и индивидуальным требованиям заказчика. Ремонт и ревизия силовых трансформаторов различного назначения в заводских условиях и непосредственно на месте установки. Гарантия

Екатеринбург, ул. Черняховского, 92, оф. 206 Тел.: (343) 278-46-44, 378-26-85 E-mail: info@cibitalunigas.ru www.cibitalunigas.ru

Поставка: • горелок UNIGAS мощностью от 14 кВт до 70 МВт (газ, дизельное топливо, мазут, нефть, газоконденсат), а также комбинированных горелок для работы на котлах, в том числе типа ДЕ и ДКВР; • инфракрасных излучателей SYSTEMA, воздушных теплогенераторов, конвекторов, водяных термопанелей, отопительного оборудования для птичников. Услуги шеф-инженера на пуско-наладочные работы

Красноярск, Северное шоссе, 5 г, стр. 5, оф. 1 Тел.: (391) 292-76-87, 232-17-71 Тел./факс (391) 2206-906 E-mail:mro2008@mail.ru www.mrorele.ru

Поставка приборов защиты электроустановок: реле контроля и защиты РКЗ, РКЗМ, реле повторного пуска РПП-2, счетчиков-регистраторов РОС1; реле напряжения РН, РНПП, реле ограничения нагрузки РОН, реле времени РЭВ, переключателей фаз, универсальных блоков защиты УБЗ, таймеров, реле РМТ, электронных контроллеров тока ЭКТ, ЭКТМ, ЭКР; пультов управления.

ЭНЕРГОНАДЗОР

НПЦ «Энерком-сервис» Компенсация реактивной мощности и улучшение качества электроэнергии

Научно-производственный центр «Энерком-сервис», созданный в 1991 году, разрабатывает и производит электротехническое оборудование для компенсации реактивной мощности, а также выполняет его монтаж, наладку и испытания. Вся продукция предприятия аттестована в ОАО «ФСК ЕЭС».

Производство оборудования: • фильтров высших гармоник на напряжения 0,4–110 кВ, в том числе активных фильтров на 0,4 кВ; • реакторов сухих компенсирующих, фильтровых и токоограничивающих, вакуумно-реакторных групп (ВРГ); • батарей статических конденсаторов (БСК) от 0,4 до 220 кВ; • статических тиристорных компенсаторов (СТК) для энергосистем и промышленных предприятий; • ступенчато-регулируемых шунтирующих реакторов мощностью до 180 Мвар на основе сухих реакторов. • быстродействующих управляемых шунтирующих реакторов (УШРТ) 110, 220 кВ мощностью 25, 50, 100 Мвар. УШРТ позволяет не только регулировать баланс реактивной мощности и стабилизировать напряжение в месте подключения, но и предотвращать развитие лавины напряжения в послеаварийных режимах работы электрической сети.

• СТК 10 кВ ± 100 Мвар — на ПС 500 кВ «НовоАнжерская» (МЭС Сибири); • СТК 15 кВ ± 160 Мвар — на ПС 500 кВ «Заря» (МЭС Сибири); • БСК 110 кВ на подстанциях ОАО «МОЭСК», Рязаньэнерго, МЭС Центра, МЭС Юга, МЭС Западной Сибири; • ступенчато-регулируемые шунтирующие реакторы на ПС 330–500 кВ ОАО «ФСК ЕЭС».

Поставка оборудования: • на подстанции РАО ЕЭС и ФСК ЕЭС; • на электрохимические и металлургические предприятия России, КНР и стран СНГ. Оборудование компании установлено на объектах более чем 200 предприятий и энергосистем, в том числе: • СТК 10 и 35 кВ — на металлургических комбинатах в городах Ухань, Нанкин и Бао-Тоо (Китай);

Статический тиристорный компенсатор (СТК) ±50 Мвар на ПС 220 кВ «Кирилловская» (МЭС Юга)

Оказание услуг: • комплексная реконструкция подстанций «под ключ», включая работы генподрядчика: - проектирование; - строительные работы; - поставка оборудования, - монтаж и пусконаладка, • обследование электрических сетей 6–500 кВ и подстанций; • разработка мероприятий по нормализации напряжения и снижению потерь электроэнергии; • обследование системы энергоснабжения промышленных предприятий, имеющих нелинейную нагрузку (электродуговые сталеплавильные печи, прокатные станы, электропривод подъемных установок и вентиляторов, электролизные преобразователи и др.); • разработка рекомендаций и мероприятий по ограничению воздействия на питающую сеть нелинейной нагрузки и приведению параметров качества электроэнергии в соответствие с ГОСТом 13109-97.

Быстродействующий управляемый тиристорными вентилями шунтирующий реактор УШРТ 110 кВ на ПС 220 кВ «Когалым» (МЭС Западной Сибири)

ООО НПЦ «Энерком-сервис» 115201 Москва, Каширское шоссе, 22, корп. 3 Тел./факсы: (499) 613-68-54, 613-83-63, (495) 727-19-48, 727-19-47 E-mail: info@enercomserv.ru, www.enercomserv.ru