en0511

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

№ 5 (23), МАЙ, 2011 год

Вячеслав КУЛИКОВ, начальник управления энергоаудита ЗАО «Энергопромышленная компания»:

«Проведение энергоаудита — это не формальность, а шаг к увеличению дохода вашего предприятия». с. 18

Журнал «ЭНЕРГОНАДЗОР» ежемесячное издание

Директор Артем Кайгородов Шеф-редактор Группы изданий «ТЕХНАДЗОР» Лидия Макарова Коммерческий директор Светлана Пушкарь Заместители шеф-редактора Леонид Жвакин, Павел Кобер Главный редактор Екатерина Сидорова Выпускающий редактор Наталья Грачева Дизайн и верстка Константин Непряхин, Денис Порубов Корректор Наталья Майер Коммерческая служба Елена Демидова (руководитель), E-mail: enadzor@tnadzor.ru, podpiska@tnadzor.ru Отдел по работе с VIP-клиентами Яна Горохова (руководитель) Отдел продвижения Александра Ложкина (руководитель) E-mail: lav@tnadzor.ru Региональные представители Вера Еремина (Омск), Андрей Микитюк (Нижний Новгород), Лия Мухаметшина (Челябинск), Екатерина Соснина (Новосибирск), Елена Фетищева (Москва) Свидетельство о регистрации ПИ № ТУ 66-43797 от 11 февраля 2011 г. выдано Федеральной службой по надзору в сфере связи, информационных техно­ логий и массовых коммуникаций. Учредитель ООО «ТехНадзор-Регионы» Редакция журнала «ЭНЕРГОНАДЗОР» 121099 Москва, Смоленская пл., 3 Тел.: 8 (800) 700-35-84 ,(495) 973-52-65, 662-49-17, моб.: +7 (965) 545-04-64, +7 (963) 611-05-51 E-mail: moscow@tnadzor.ru 620017 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 Нижнем Новгороде 606400 Нижегородская обл., г. Балахна, ул. Ленина, 16 – 13 Тел. моб. +7 (929) 038-38-88 E-mail: mid_nn@mail.ru Представительство в Новосибирске 630124 Новосибирск, ул. Есенина, 59 – 28 Тел. +7 (913) 387-02-18 Е-mail: novosib@tnadzor.ru Представительство в Омске 644000 Омск, ул. Туполева, 3а – 56 Тел. +7 (923) 674-17-24 E-mail: omsk@tnadzor.ru Представительство в Перми 614037 Пермь, а/я 1505 Тел. 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, моб. +7 (922) 169-22-54 Факс (351) 266-66-78 E-mail: 74@tnadzor.ru, sales@tnadzor.ru

От редакции Уважаемые читатели! Весна — период паводков и, соответственно, проверки на прочность гидротехнических сооружений. По сообщению МЧС, 5% ГТС в России могут представлять серьезную опасность для населения и территорий в период паводков и должны быть закрыты. В майском номере журнала «ЭНЕРГОНАДЗОР» — информационная подборка о готовности регионов к прохождению паводкового периода, а также статья сотрудников МГГУ об обеспечении оперативного получения и обработки информации об устойчивости ГТС за счет применения систем автоматизированного контроля и мониторинга. Проблема снабжения населения доброкачественной питьевой водой отнесена к задачам обеспечения национальной безопасности. Современная водоподготовка — это сложнейший технологический процесс. Даже после прохождения всех ступеней очистки в сточных водах остается около 10% микроорганизмов. Один из наиболее важных этапов водоподготовки — обеззараживание воды. Владислав Серебряков, начальник отдела реализации договоров Экспертной группы по региональным проектам и программам «Чистая вода», рассказывает об особенностях единственногов настоящее время безопасного альтернативного метода — обеззараживание воды с использованием реагента «Дезавид-концентрат». Также в номере — подборка практических материалов. На конкретном примере ВПУ-6 специалисты компании «Теплоуниверсал» рассматривают причины частичной неработоспособности установки и описывают пути их устранения для приведения установки в исправное состояние. Мария Полянская, управляющий партнер юридической компании «Вендикт-НПК», дает рекомендации о том, как действовать организации — хозяйствующим, если ее отключили от энергоснабжения. До новых встреч на страницах журнала!

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

Подписано в печать 5 мая 2011 г. Отпечатано в типографии «Домино» Челябинск, ул. Ш. Руставели, 2 Тел.: (351) 254-75-55, 254-33-66 E-mail: cheldomino@mail.ru Заказ № 191 от 5 мая 2011 г. Тираж 5 000 экз. Редакция не несет ответственности за содержание рекламных материалов. Мнение редакции может не совпадать с мнением авторов.

№ 5 (23), май, 2011 г.

1

Содержание Актуально События факты комментарии . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4 Новости компаний . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5 Большая энергетика Альтернатива. Ценовая выгода равна нулю . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6 Отечественная атомная отрасль располагает необходимыми техническими средствами для масштабного вытеснения потребляемого органического топлива ядерным. Однако ощутимых сдвигов во внедрении атомной теплофикации в системах теплоснабжения страны не происходит. В причинах разбирался Виталий Болдырев.

Энергетика и безопасность Тема номера. Готовность номер один? . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10 Дистанционный контроль за безопасностью . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11 Важнейшим фактором, определяющим надежность и безопасность гидротехнических сооружений, является их устойчивость. Об обеспечении оперативного получения и обработки информации об устойчивости ГТС за счет применения систем автоматизированного контроля и мониторинга рассказывают Анатолий Гальперин, Юрий Кириченко и Виолетта Мадеева (МГГУ).

Энергоэффективность и нормирование Развитие. Инструмент энергоменеджмента . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15 Один из достаточно новых для России управленческих инструментов является методология бенчмаркинга — сравнительного анализа сопоставимых данных. Особенности метода разъясняет Сергей Хохлявин (Инженерная Академия).

Аудит. Эффект от двусторонних усилий . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 18 После принятия Федерального закона № 261-ФЗ «Об энергосбережении…» прошло почти полтора года, но, как отмечают специалисты, активности на рынке энергетических обследований до сих пор не наблюдается. О причинах этого явления рассуждает Вячеслав Куликов (ЗАО «Энергопромышленная компания»).

Региональные программы. Работа не для галочки . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20

Согласно Федеральному закону № 261-ФЗ, региональные программы должны были быть разработаны и утверждены до 1 августа 2010 г. О том, насколько качественно и в срок было выполнено требование закона, рассказывает Алексей Туликов (ФГУ «Российское энергетическое агентство» Минэнерго России).

Энергетика и экология Выбросы парниковых газов. Парниковая угроза . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22 В Киотском протоколе впервые были установлены обязательства по количественному ограничению и снижению эмиссий парниковых газов. Достижение целевых показателей «киотского периода» является сложной задачей, решение которой требует колоссальных финансовых затрат.

Энергетика и ЖКХ Водоснабжение и водоотведение. Вода для жизни . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 25 Проблема снабжения населения доброкачественной питьевой водой отнесена к задачам обеспечения национальной безопасности. О том, как этот вопрос решается в Челябинской области, сообщает Илья Широков (Управление Роспотребнадзора по Челябинской области).

Обеззараживание воды. Инновационная инактивация . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 26 Обеззараживание воды — наиболее важный, направленный на обеспечение санитарногигиенического благополучия населения этап водоподготовки. Владислав Серебряков, начальник отдела реализации договоров Экспертной группы по региональным проектам и программам «Чистая вода» сообщает о таком методе, как обеззараживание воды с использованием реагента «Дезавид-концентрат».

Технологии и оборудование Опыт. Проблемные ситуации режимной наладки ВПУ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 28 На конкретном примере ВПУ-6 специалисты компании «Теплоуниверсал» рассматривают причины частичной неработоспособности новой установки и описывают пути их устранения для приведения установки в исправное состояние.

2

ЭНЕРГОНАДЗОР

Энергонадзор Территория. Слабые места энергетики . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31 Как показывают результаты контрольно-надзорных мероприятий, проводимых ВолжскоОкским Управлением Ростехнадзора, одно из самых «слабых мест» энергетической отрасли — старение основных фондов и необходимость замены оборудования на объектах энергетики. Цифры и факты, доказывающие это утверждение, предоставляет Владимир Вьюнов (ВолжскоОкское Управление Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору).

Энергетика и право Отключение энергоснабжения. Действуйте по закону . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 32 Действующее в РФ законодательство не допускает незаконных ограничений поставок электроэнергии конечным потребителям–хозяйствующим субъектам, поскольку это может привести к убыткам. Но как же быть, если отключение от энергоснабжения все-таки совершено? Рекомендации дает Мария Полянская («Вендикт-НПК»).

Электрооборудование Усовершенствование. Эволюционное развитие выключателей . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 34 Управляемая коммутация выключателей, являясь нормальным эволюционным развитием «неуправляемых» выключателей, в последние годы становится все более распространенной. Это утверждение в основном действительно для класса высоковольтных выключателей, которые могут поставляться с серийными устройствами для управляемой коммутации.

Состояние рынка. Спрос рождает предложение . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 36 Юрий Савинцев (ЗАО «Корпорация «Русский трансформатор») описывает особенности конструкций трехфазных силовых масляных трансформаторов, применяемых в распределительных подстанциях систем электроснабжения потребителей.

Трансформаторы. Оптимальная эксплуатация . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 37 Тенденция создания электроизмерительных комплексов учета электроэнергии продолжает набирать обороты. За последнее время практически все генерирующие компании провели модернизацию своих сетей. Одна из важнейших задач модернизации — построение новых и усовершенствование старых схем учета электроэнергии, — утверждает Евгений Игнатенко (ОАО «Свердловский завод трансформаторов тока»).

Обратная связь Вопрос — ответ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 38 Справочник предприятий Бизнес-предложение . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 40 № 5 (23), май, 2011 г.

3

Актуально | События, факты, комментарии ФЕДЕРАЛЬНАЯ СЛУЖБА ПО ТАРИФАМ Определены новые параметры регулирования для ФСК до 2014 г.

МИРОВАЯ ЭНЕРГЕТИКА RAB-

13 апреля 2011 года решением Правления Федеральной службы по тарифам определены новые параметры RAB-регулирования для ОАО «ФСК ЕЭС» на период 2011–2014 гг. Новые параметры установлены с применением механизма сглаживания тарифов, предусмотренного методикой RAB-регулирования, путем перераспределения необходимой валовой выручки в пределах долгосрочного периода регулирования на 2010 – 2014 годы. Решение Федеральной службы по тарифам направлено на реализацию пункта 6 Постановления Правительства РФ № 1172 от 27 декабря 2010 г. Согласно решению ФСТ РФ, прирост ставки для потребителей услуг ОАО «ФСК ЕЭС» на содержание объектов ЕНЭС во 2–4 кварталах 2011 года по отношению к аналогичным ставкам, утвержденным на 2010 год, составит 26,4%, а для потребителей, расположенных в Республиках Северного Кавказа и Ставропольском крае — 15,7%. В последующие годы долгосрочного периода регулирования для потребителей услуг ОАО «ФСК ЕЭС» во всех субъектах Российской Федерации решением ФСТ РФ предусмотрен равномерный уровень прироста указанных ставок: 26,4% — в 2012, 26,3% — в 2013, 26,3% — в 2014 г. Данное тарифное решение вступало в силу 1 апреля 2011 года.

АТОМНАЯ ЭНЕРГЕТИКА Достройка «Укрытия» ЧАЭС завершится не ранее октября 2015 г. После аварии на украинской Чернобыльской АЭС над четвертым блоком ЧАЭС был построен саркофаг, который в последние годы постепенно разрушается. Украина работает над сооружением нового безопасного конфайнмента (защитного сооружения) «Укрытие» над четвертым блоком, который призван на 100 лет обеспечить безопасность объекта. После завершения строительства начнется реа-лизация второй фазы проекта, которая включает в себя демонтаж конструкций «Укрытия» и извлечение топливосодержащих масс четвертого энергоблока Чернобыльской АЭС. В настоящее время там находится около 200 тонн топлива в различном состоянии и 30 тонн пыли с трансурановыми элементами. Затраты Украины на эксплуатацию нового безопасного конфайнмента после завершения его строительства на Чернобыльской АЭС могут составить 50–80 миллионов евро в год.

4

Испания в 2010 г. стала крупнейшим в Европе производителем ветровой энергии. Испания стала крупнейшим в Европе производителем ветровой энергии в 2010 г., выработав 42,972 тыс. ГВт/ч, и впервые обогнала по этому показателю Германию (36,500 тыс. ГВт/ч). По данным Ассоциации ветровой энергии, в минувшем году 16,4% потребности Испании в электроэнергии обеспечивалось за счет ветровых турбин. Германия, где на долю ветровой энергии в 2010 г. приходилось 6,2% от общего количества вырабатываемой электроэнергии, все еще остается на первом месте в Европе по показателю суммарной установленной мощности ветровых электростанций (27,214 тыс. МВт, а показатель Испании находится на уровне 20,676 МВт). Исходя из этих данных, можно говорить о «хорошей производительности всей системы», уверяют в AEE, ведь установленные в Испании ветровые турбины более современные, чем их немецкие аналоги. В то же время полученные данные объясняются тем, что 2010 г. оказался для Испании более ветреным, чем для Германии. Ветроэнергетика продолжает играть большую роль в Испании и в 2011 г. Данные электроэнергетической компании Red Electrica de Espana свидетельствуют о том, что в марте 2011 г. на долю ветряной энергии в стране приходилось более 20% от общего объема вырабатываемой электроэнергии, 19% — на долю атомной энергии и 17,3% — на долю гидроэлектроэнергии.

НОУ-ХАУ Тротуар-генератор электроэнергии появился в Брюсселе. Тротуар-генератор представляет собой электромагнитную систему, преобразующую механическую энергию в электрическую. Источником электроэнергии являются непосредственно прохожие, а именно их шаги. Несколько десятков тысяч шагов достаточно для того, чтобы в течение четырех часов поддерживать уличное освещение на месте установки электрогенерирующего тротуара. В правительстве Брюсселя не исключают, что подобные тротуары появятся в ряде других публичных мест в «европейском» квартале бельгийской столицы, где расположены институты власти Евросоюза, провозгласившего курс на широкое использование альтернативных источников энергии.

ЭНЕРГОНАДЗОР

Актуально | Новости компаний ФИЛИАЛ ОАО «МРСК Урала» — ЧЕЛЯБЭНЕРГО Особый контроль энергообъектов.

пожарной

безопасности

Для обеспечения надежного электроснабжения потребителей и безопасности электросетевых объектов в пожароопасный период сотрудники производственных отделений (ПО) «Челябэнерго» проводят комплекс мероприятий по предупреждению возгораний. С территорий производственных баз и подстанций убирается сухая прошлогодняя трава, осуществляется проверка подъездных путей к водоисточникам и пожарным гидрантам, проводятся осмотры линий электропередачи, проверка состояния молниезащитных и заземляющих устройств, усилен контроль за соблюдением правил противопожарной безопасности при проведении работ с легковоспламеняющимися материалами. Во всех производственных отделениях проводят дополнительные инструктаж для персонала по действиям при пожаре и порядке эвакуации, применению первичных средств пожаротушения. Отработаны схемы связи и оповещения с пожарными подразделениями, службами МЧС, лесничествами, местными администрациями; организовываются противопожарные тренировки на подстанциях совместно с подразделениями пожарной охраны с выездом пожарных машин и отработкой совместных действий. Все ПО «Челябэнерго» в полном объеме обеспечены специальной техникой, оборудованием, средствами связи и пожаротушения. Данные мероприятия позволяют исключить возникновение пожаров по вине «Челябэнерго» и минимизировать последствия для потребителей электроэнергии при повреждении оборудования от сторонних пожаров.

ГОСКОРПОРАЦИЯ «РОСАТОМ» На первом энергоблоке Смоленской АЭС внедрена новая система контроля, управления и защиты. В ходе модернизации первого энергоблока Смоленской АЭС с целью его дальнейшей эксплуатации сверх проектного срока была полностью заменена комплексная система контроля, управления и защиты реактора (КСКУЗ).

Она предназначена для контроля физических и технологических параметров реактора, обеспечения защиты и регулирования его мощности. Благодаря применению сложных расчетных алгоритмов автоматическое регулирование реактора стало более точным. Отображение текущей информации оператору представлено на современных ЖКИ-мониторах (их около 30). Непрерывно, с периодичностью 16 раз в секунду, накапливается база данных с запоминанием 65000 параметров и сигналов. Такой объем информации позволяет восстановить в подробности процессы переходного режима, поведение реактора, системы управления, самого оператора, т. е. реактор становится полностью «прозрачным».

КСКУЗ имеет две системы аварийного останова реактора. Каждая из них, независимо друг от друга, способна обеспечивать перевод активной зоны реактора в подкритическое состояние и поддерживать ее на этом уровне. Осуществлено это путем разделения всех исполнительных механизмов на систему аварийной защиты и систему быстрого снижения мощности. В случае выхода эксплуатационных параметров реакторной установки за допустимые пределы оба комплекта КСКУЗ защитными командами остановят реактор. В КСКУЗ реализована пассивная и активная автоматическая самодиагностика исправности оборудования. Это значит, что с определенной периодичностью в систему автоматически задаются тестовые воздействия и анализируется реакция. Если она отличается от проектной, то оператор получит сообщение о неисправности с точным адресом. Кроме этого, любой одиночный обрыв электрической или оптической связи идентифицируется системой как отказ.

Уважаемый читатель! Приглашаем в КЛУБ ЭКСПЕРТОВ журнала «ЭНЕРГОНАДЗОР». Редакция журнала «ЭНЕРГОНАДЗОР» предлагает всем заинтересованным специалистам-практикам стать членом КЛУБА ЭКСПЕРТОВ, выступив в качестве автора информационно-консультативных материалов по вопросам энергетической безопасности. Публикации в журнале «ЭНЕРГОНАДЗОР» предоставляют возможность обратиться к многотысячной аудитории потенциальных клиентов, продемонстрировать компетентность и высокую квалификацию эксперта. Материалы публикуются с указанием должности автора-эксперта и названия предприятия, на котором он работает. С авторами, готовыми сотрудничать на постоянной основе, возможно заключение гражданско-правового договора, предусматривающего выплату гонорара. Возникшие вопросы можно задать по телефону +7 (912) 262 - 63 - 48 или по электронной почте leonid@tnadzor.com

№ 5 (23), май, 2011 г.

5

Большая энергетика | Альтернатива

Ценовая выгода равна нулю

Отечественная атомная отрасль располагает необходимыми техническими средствами для масштабного вытеснения потребляемого органического топлива ядерным. Однако ощутимых сдвигов во внедрении атомной теплофикации в системах теплоснабжения страны не происходит.

И

Виталий БОЛДЫРЕВ, заслуженный энергетик РФ, кандидат технических наук

6

звестно, что сжигание органического топлива при раздельном производстве электрической энергии на электростанциях и тепловой энергии в водогрейных котельных менее эффективно, чем при их комбинированной выработке на теплоэлектроцентралях. Сказанное справедливо и при использовании ядерного топлива для производства электрической энергии с одновременным производством тепловой энергии. Поэтому для экономии углеводородного топлива и уменьшения теплового загрязнения окружающей среды целесообразно строить атомные электростанции с комбинированной выработкой электрической и тепловой энергии. Для покрытия пиковых сезонных тепловых нагрузок при теплоэлектроцентралях на органическом топливе используются пиковые водогрейные котельные на газе или мазуте, что экономически выгодно. При использовании ядерного топлива для теплофикации в силу высокой капиталоемкости атомных котельных для покрытия пиковых сезонных тепловых нагрузок также выгоднее использовать пиковые котельные на органическом топливе. Атомная теплофикация для теплоснабжения потребителей технически возможна и реализуется на основе нерегулируемых отборов пара из турбин действующих в стране атомных конденсаци-

онных электростанций (АКЭС). В европейской части страны на близлежащих к АКЭС территориях «атомным» теплом можно обеспечивать до 85% годовой потребности в тепле этих территорий, покрывая сезонные пиковые потребности котельными на органическом топливе. Однако имеющийся потенциал почти не используется, хотя, по оценкам, с его помощью можно сберегать ежегодно до 3 млрд м3 природного газа. При этом уменьшатся и выбросы АКЭС в окружающую среду тепловой энергии и пара, которые образуются в результате испарения отработанной воды из прудов-охладителей и градирен, куда она поступает для охлаждения. Сложившаяся практика строительства и эксплуатации АКЭС показала, что если вопросы теплоснабжения самих АКЭС решаются при проектировании станции, то присоединение к ним внешних потребителей зачастую задерживается на неопределенный срок из-за отсутствия теплосетей. В результате сложилась парадоксальная ситуация: при наличии больших потенциальных возможностей по отпуску тепла действующими АКЭС для теплоснабжения близлежащих поселков и городов используется в больших объемах дефицитное органическое топливо.

ЭНЕРГОНАДЗОР

До 1984 г. отпуск тепловой энергии внешним потребителям в хозяйственной деятельности АКЭС вообще не планировался, а в 2010 г. отпуск тепла всеми АКЭС ОАО «Концерн Росэнергоатом» составил всего 2908 тыс. Гкал. Реальная ситуация с использованием для внеплощадочных потребителей гарантированной мощности отборов на теплофикацию по конкретным АКЭС представлена в табл. 1. Благодаря использованию для теплоснабжения внешних потребителей тепловой энергии только от АКЭС потребление природного газа в год может сократиться на 3 млрд м3. Но, чтобы передать такое количество тепловой энергии в соответствующих регионах, потребуется реконструировать теплосетевое хозяйство и построить дополнительные теплосети, подключив их к АКЭС. Средства для этого могут быть получены и за счет использования механизмов Киотского протокола. При ограниченности ресурсов на развитие атомной энергетики более полное использование тепловых мощностей АКЭС позволит увеличить замещение газа ядерным топливом. В настоящее время сконструирована реакторная установка ВБЭР-300, которая рассматривается в качестве основной для будущих специализированных атомных теплоэлектроцентралей (АТЭЦ). Ее конструктивные решения основаны на апробированных и хорошо зарекомендовавших себя реакторах, которые были созданы для судов военноморского флота, и проработавших уже свыше 6000 реакторолет без аварий. При высокой степени заводского изготовления она не требует такой машиностроительной базы, которая необходима для сооружения традиционных атомных конденсационных электростанций с водо-водяными реакторами, и может быть реализована на других производственных мощностях. В настоящее время предприятием «Казатомпром» и российским ЗАО «Атомстройэкспорт» создано СП «Атомные станции» для строительства в Казахстане референтного энергоблока мощностью 300 МВт.

П

редставляется интересным рассмотреть ту роль, которую такие энергоблоки смогут выполнять в энергосистемах для покрытия переменной части графиков электрической нагрузки. Рассмотрим четырехпетлевой вариант ВБЭР-300. В конденсационном режиме такой энергоблок будет иметь электрическую мощность 310 МВт. В теплофикационном режиме с отбором части пара для нужд теплоснабжения отпуск тепла, в зависимости от нужд потребителей, может меняться от 300 до 460 Гкал/ч. Соответственно электрическая мощность будет снижаться на 50–95 МВт, т. е. на 16–31%. Тем самым можно будет уменьшать электрическую мощность в обмен на соответствующее увеличение отпуска тепловой энергии в систему теплоснабжения, причем без снижения тепловой мощности самой реакторной установки (900 МВт). Рассмотрение указанных возможностей обусловлено тем, что атомные энергоблоки необходимо эксплуатировать как можно большее число часов, т. е. в базисе графиков электрических нагрузок энергосистем, т. к. регулирование их мощности допустимо лишь в соответствии с регламен-

№ 5 (23), май, 2011 г.

том работы их паропроизводительных установок. Это снижает возможности покрытия ими полупиковых и пиковых нагрузок. Помимо рационального покрытия полупиковых нагрузок, при значительной доле неманевренного оборудования возникает также потребность покрытия пиковых нагрузок энергосистем в европейской части страны. Это не всегда возможно только за счет гидроэлектростанций и гидроаккумулирующих электростанций. Поэтому надо рассчитывать на вводы пиковых газотурбинных энергоустановок и использование недогруженных ГРЭС и ТЭЦ. Однако нет уверенности в том, что газоснабжающая система страны сможет полностью удовлетворить пиковые потребности электростанций в газе. Поэтому представляет интерес использования будущих АТЭЦ также и в обеспечении пиков графиков электрических нагрузок энергосистем. При сооружении АТЭЦ для обеспечения требуемого теплопотребления предполагается сохранить в соответствующем районе в качестве резервных ранее сооруженные водогрейные котельные и при необходимости построить новые. В случае создания новых котельных их стоимость может войти в общие затраты строительства АТЭЦ. Допустим, тепловая мощность потребления в данном населенном пункте обеспечивается АТЭЦ только на 67% по отношению к максимальной потребляемой мощности. При таком предположении для АТЭЦ с двумя реакторами ВБЭР-300 суммарная мощность отбора тепла с турбин составит 920 Гкал/ч, а общая расчетная тепловая нагрузка АТЭЦ вместе с пиковой водогрейной котельной — 1380 Гкал/ч. Приняв резервную тепловую мощность от одного атомного энергоблока в размере 460 Гкал/ч, получим, что общая производительность пиковорезервных котельных составит 920 Гкал/ч. Поэтому даже полное прекращение отбора тепла от АТЭЦ может быть компенсировано за счет этих котельных, электрическая нагрузка турбин АТЭЦ при этом повышается на 190 МВт. Тем самым при комбинированной выработке тепловой и электрической энергии придется учитывать и график потребления электроэнергии в энергосистеме. Из сказанного выше следует, что для обеспечения потребителей не только электроэнергией, но и тепловой энергией потребуется провести еще большую организационно-правовую работу. В законе «О теплоснабжении» сказано: «Решение органов исполнительной власти субъектов РФ в области государственного регулирования цен об установлении тарифов на тепловую энергию на 2011 г. должны соответствовать утвержденным федеральным органом исполнительной власти в области госрегулирования тарифов в сфере теплоснабжения… предельным уровням тарифов на тепловую энергию на 2011 год». Однако в соответствии с приказом Комитета по тарифам и ценовой политике Правительства Ленинградской области № 185-п от 12 ноября 2010 г. тариф на тепловую энергию, отпускаемую Ленинградской АЭС, установлен на этот год в размере 202,22 руб. / Гкал. А приказом Федеральной службы тарифов «О предельных уровнях тарифов на тепловую энергию, производимую элек-

Атомная теплофикация для теплоснабжения потребителей реализуется на основе нерегулируемых отборов пара из турбин действующих атомных конденсационных электростанций

7

Большая энергетика | Альтернатива Табл. 1. Ориентировочные расчеты возможного увеличения отпускаемого в системы теплоснабжения тепла от действующих АКЭС*

Наименование АЭС

Количество энергоблоков в эксплуатации

Суммарная расчетная мощность теплофикационных установок, Гкал/ч

Установленная мощность теплофикационных установок, Гкал/ч

Предположительный отпуск тепловой энергии при использовании установленной мощности Мощность, часов/год

Отпуск, тыс. Гкал/год

Годовое замещение потребления природного газа, млн м3

Сокращение атмосферных выбросов СО2, тыс. т/год

4 энергоблока 800 5100 4080 566,2 1060 с реакторами ВВЭР-1000 1 энергоблок Белоярская 230 6000 1380 191,5 358,8 с реактором БН-600 4 энергоблока 80 7000 560 77,7 145,6 с реакторами Билибинская ЭГП-6 3 энергоблока Калининская 600 5600 3360 466,3 873,6 с реакторами ВВЭР-1000 4 энергоблока 600 6000 3600 499,6 936,0 с реакторами Ленинградская РБМК-1000 2 энергоблока с реактораНововоронежми ВВЭР300 5600 1680 233,2 436,8 ская 440 и 1 энергоблок с реактором ВВЭР-1000 4 энергоблока 600 5600 3360 466,3 873,6 с реакторами Курская РБМК-1000 3 энергоблока 450 5600 2520 349,8 655,2 с реакторами Смоленская РБМК-1000 4 энергоблока Кольская 200 6500 1300 180,4 338,0 с реакторами ВВЭР-440 Ростовская АЭС. В эксплуатации находится два энергоблока с реактором ВВЭР-1000, установленная мощность ТФУ — 400 Гкал/ч. При выборе площадки для строительства станции предполагалось, что централизованным теплоснабжением от АЭС будут охвачены промышленные и коммунальные потребители Волгодонска. При отборе тепловой мощности 5100 часов в год (соответствует климатическим условиям Баку) годовой отпуск тепла потребителям составит 2040 тыс. Гкал. Сокращение потребления природного газа составит 283,1 млн м3, атмосферные выбросы СО2 сократятся на 530,6 тыс. т. Балаковская

*С оценками возможного сокращения антропогенных выбросов углекислого газа при замещении природного газа ядерным топливом.

Табл. 2.

Использование для внеплощадочных потребителей гарантированной мощности отборов на теплофикацию*.

Филиалы ОАО «Концерн Росэнергоатом»

Объем реализации тепловой энергии, тыс. Гкал

Тарифы на отпускаемую тепловую энергию от АЭС**, руб. / Гкал

Предельные минимальные и максимальные уровни тарифов на тепловую энергию, производимую на энергоисточниках в режиме комбинированной выработки***, руб. / Гкал

Средний тариф на тепловую энергию, по субъекту РФ, руб. / Гкал

Коэффициент использования для внеплощадочных потребителей гарантированной мощности отборов на теплофикацию, %

Балаковская АЭС

54,08

160,18

458,32–479,86

823,37

0,8

Белоярская АЭС

241,48

171,77

417,09–434,54

627,24

12,0

Билибинская АЭС

167,02

1110,1

1789,17–1815,19

2107,36

23,8

Калининская АЭС

599,61

104,79

450,87–457,35

1105,84

11,6

755,30

193,61

561,33–581,03

1050,82

14,3

280,98

407,07

591,56–598,02

1030,00

10,7

Ленинградская АЭС Нововоронежская АЭС Курская АЭС

395,38

143,49

430,24–441,56

871,45

7,5

Смоленская АЭС

287,63

128,39

452,5–456,9

1522,73

7,3

Ростовская АЭС Кольская АЭС

0

—

495,81–521,85

—

0

126,15

275,43

999,17–1254,28

2004,24

7,2

* Все данные приведены по состоянию на 2010 г. ** Тарифы утверждены устанавливающими документами РЭК для АЭС *** Предельные минимальные и максимальные уровни тарифов утверждены приказом ФСТ России № 217-э/3 от 22 сентября 2009 г.

8

ЭНЕРГОНАДЗОР

тростанциями, осуществляющими производство в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии, на 2011 год» для Ленинградской области предельные минимальные и максимальные уровни тарифов на тепловую энергию равны 607,37 и 637,77 руб. / Гкал (без НДС) соответственно. Такая же практика тарифных «ножниц» наблюдалась и в 2010 году см табл. 2). Следует заметить, что до сих пор в практику не введены термодинамические оценки тепло-

вой энергии, характеризующие ее потенциальные возможности превращения в электроэнергию. А они необходимы при определении затрат, учитывающих уменьшение выработки электроэнергии при отборе тепловой энергии на нужды теплоснабжения от атомной станции. При указанном выше тарифе 202,22 руб. / Гкал только затраты на компенсацию недовыработки электроэнергии ЛАЭС составят около 65% тарифа (130 руб. / Гкал). Кому нужна такая атомная теплофикация?

ОТМЕНЕННЫЕ ПРОЕКТЫ АТОМНЫХ ТЕПЛОЭЛЕКТРОЦЕНТРАЛЕЙ Харьковская АТЭЦ Старт проекта — 1984 г. Планировавшийся запуск первого энергоблока — 1993 г., второго — 1995 г. Проектная мощность станции — 2 тыс. мвт. Два планировавшихся энергоблока с реакторами ВВЭР-1000 должны были вырабатывать электроэнергию и снабжать теплом Харьков. Ввод в работу нескольких мощных АТЭЦ в европейской части СССР, в число которых входила и Харьковская АТЭЦ, планировался для замещения дорогостоящей доставки угля из Сибири для традиционных ТЭЦ. Однако эти планы столкнулись со множеством трудностей, в первую очередь с нехваткой материальных ресурсов и слабой организацией работ. Ситуацию попытался переломить ЦК ВЛКСМ, принявший в 1986 г. решение об объявлении стройки АТЭЦ ударной комсомольской и направлении на нее «молодежи по общественному призыву»; кроме того, Совет министров Украинской ССР постановил направить на строительство 200 жителей Харьковской области. Тем не менее, возведение основных сооружений так и не было начато. Вскоре станцию постигла участь многих АЭС бывшего СССР: проект был отменен и заброшен. Воронежская АСТ Два энергоблока мощностью по 500 МВт должны были обеспечить 23% годовой потребности Воронежа в тепле и горячей воде. Строительство станции велось с 1983 по 1990 г. Строительная база полностью построена, но на сегодняшний день законсервирована и требует ремонта. Стоимость оборудования, хранящегося на складах Воронежской АСТ — 538 млн руб. (реальная стоимость в текущих ценах примерно в 5 раз выше). Стоимость основных фондов, введенных в эксплуатацию объектов — 150 млн руб., что также значительно ниже реальной стоимости. Ориентировочная рыночная стоимость данных объектов — 0,7 млрд руб. С 1991 года ВАСТ на цели консервации концерном «Росэнергоатом» выделяются средства из резерва на развитие в объеме 5–50 млн руб. в год. Одесская АТЭЦ Два планировавшихся энергоблока с реакторами ВВЭР-1000 должны были вырабатывать электроэнергию для Одесского региона, а также снабжать теплом Одессу, Ильичевск и Теплодар. Планируемая электрическая мощность — 2000 МВт, тепловая — 6000 МВт. Согласно докладной записке № 44 КДБ УРСР, адресованной ЦК КПУ, по данным оперативных источников из числа компетентных специалистов, Одесская АТЭЦ также как Запорожская и Крымская АЭС «размещены на участках, подверженных карстовым явлениям и оползням. Кроме того, расположенные в бассейне Днепра действующие Чернобыльская, Запорожская и проектируемая Чигиринская АЭС в случае утечки радиоактивных веществ создадут угрозу заражения значительного количества источников водоснабжения». Минская АТЭЦ Станцию планировалось построить к 1988 г., проектом предполагались два энергоблока ВВЭР-1000. В связи с катастрофой на Чернобыльской АЭС строительство АЭС было прекращено, рабочие были направлены на ликвидацию последствий аварии и на строительство жилья для переселенцев. Однако, учитывая значительный объем строительных работ, выполненных к тому моменту, Госпланом и Госстроем СССР было поручено Министерству энергетики и электрификации СССР перепрофилировать энергоисточник в теплоэлектроцентраль на органическом топливе. Горьковская АСТ Планировалось, что 2 энергоблока АСТ-500 будут снабжать теплом Нагорную часть Нижнего Новгорода (в то время г. Горького). Строительство станции велось в 1980-х гг. К концу 1980-х гг. станция была построена на 85%, однако завершение работ в послечернобыльский период стало невозможно, и стройка была законсервирована. В 1991 г. станция перешла в собственность Нижегородской области. Кроме здания и реакторов, на балансе также находятся водовод и газовая котельная, используемые для водо- и теплоснабжения близлежащих жилых массивов. По материалам открытых источников.

№ 5 (23), май, 2011 г.

9

Энергетика и безопасность | Тема номера

Готовность номер один? Южная осетия

Опасность прорыва Зонкарского водохранилища с наступлением сезона паводков в Южной Осетии возрастает. Это может привести к затоплению ряда густонаселенных районов. Плотина водохранилища долгое время эксплуатировалась в недопустимом режиме, находится в критическом состоянии и нуждается в срочном капитальном ремонте. Зонкарское водохранилище — одно из крупнейших гидротехнических сооружений на Кавказе, использующееся в ирригационных целях, а также в качестве источника питьевой воды. Плотину на нем обслуживали бригады из Грузии, которые после августовских событий 2008 года покинули объект, не оставив никакой технической документации.

Челябинская область

В Челябинской области для обеспечения безопасности на период паводка все ГТС закреплены за сельскими или городскими поселениями, организациями жилищно-коммунального хозяйства. Безопасность прохождения паводка обеспечивает группировка сил и средств, насчитывающая 7 426 человек личного состава, 1 171 единицу техники и 224 плавательных средства. Из 514 плотин Среднего Урала у половины — пониженный уровень безопасности. Большинство из них не имеют проблем с пропуском паводковых вод, в «черный список» они попали из-за недостаточной благоустроенности.

Свердловская область

Плотина в Алапаевске может не выдержать бурный паводок. Гидросооружению-реликту уже 188 лет, а последний раз ремонтировали ее в 1980 году. Алапаевский гидроузел придется перестраивать заново. В этом году на это планируется потратить 100 миллионов рублей, часть из которых — федеральные средства.

Московская область

Загорская ГАЭС способна принимать в секунду до 160 кубометров воды. В этом году, по прогнозам МЧС, ее приток не превысит 10 кубических м3. В качестве предупредительных мер на станции очищаются все водоотводные лотки, осматриваются откосы, отслеживается состояние всех водоотводных канав, сооружений; на случай экстренных мер подготовлены водолазные бригады.

Нижегородская область

В Нижегородской области 1378 ГТС, более 800 из них бесхозные. На время весеннего паводка Правительство решило закрепить бесхозяйные пруды, плотины, дамбы за муниципальными образованиями. По оценке Ростехнадзора, сейчас в регионе полностью к паводку готовы только крупные ГТС, в основном это сооружения энергетики и промышленности. Многим мелким плотинам и дамбам уже далеко за 50 лет. Сейчас в регионе насчитывается 111 потенциально опасных гидротехнических сооружений. 2 ГТС в Большемурашкинском и Сосновском районах находятся в аварийном состоянии.

Забайкалье

В Забайкалье в 2011 г. начинается реализация программы по защите от паводков. Она рассчитана на 2011 – 2015 гг. Кроме строительства 10 ГТС протяженностью в 14 км планируется провести капитальный ремонт 8 дамб, а также законсервировать 8 брошенных хвостохранилищ. Реализация программы также позволит привлечь средства федерального бюджета — аналогичная программа разрабатывается и на федеральном уровне. Из 350 млн рублей, которые предполагается вложить в реализацию Программы, на строительство и реконструкцию ГТС будет выделен 281 млн рублей, 68 млн направят на капитальный ремонт и ликвидацию ГТС, 21 млн рублей — на консервацию хвостохранилищ.

Районирование территорий РФ по паводковой опасности

Высокое половодье (на 1,0–3,0 м выше нормы) Половодье выше нормы (на 0,5–1,0 м) Половодье, близкое к норме или ниже ее

10

ЭНЕРГОНАДЗОР

Дистанционный контроль за безопасностью Важнейшим фактором, определяющим надежность и безопасность гидротехнических сооружений, является их устойчивость. Потеря устойчивости дамб и плотин наносит зачастую необратимый ущерб окружающей среде и сопровождается значительным ущербом экономического, социального и экологического характера. В связи с этим особое значение приобретают вопросы обеспечения оперативного получения и обработки информации об устойчивости ГТС за счет применения систем автоматизированного контроля и мониторинга.

В

России за последние 5 лет произошло более 300 аварий ГТС (по данным Росводресурса), около 22% ГТС находится в аварийном и предаварийном состоянии. Таким образом, среднемировой показатель аварийности превышен в 2,5 раза, ущерб составляет миллиарды (а в отдельные годы — десятки миллиардов) рублей. Анализ итогов инвентаризации гидротехнических сооружений, проведенной с 1997 по 2004 г., позволил выделить ряд общих проблем.

1. Износ напорных ГТС составляет в среднем 48% (наибольшее значение износа имеют малые напорные ГТС).

2. Дефицит квалифицированного персонала, связанный с развалом специализированных проектных и научных организаций. Из общего числа напорных ГТС службы эксплуатации имеют только 32%. Лишь самые крупные гидроузлы укомплектованы и имеют квалифицированный эксплуатационный персонал, 80% гидроузлов не имеют службы эксплуатации.

3. Собственники ГТС I–III класса опасности, отнесенных к федеральной собственности, собственности субъектов РФ и крупных корпораций обладают финансовыми возможностями, квалифицированными службами эксплуатации

Анатолий ГАЛЬПЕРИН, профессор Московского государственного горного университета, доктор технических наук Юрий КИРИЧЕНКО, профессор МГГУ, доктор технических наук Виолетта МАДЕЕВА, аспирант МГГУ

МЧС РОССИИ 5% ГТС в России могут представлять серьезную опасность для населения и территорий в период паводков и должны быть закрыты. В настоящее время на территории РФ находится 37,750 тыс. гидротехнических сооружений, поднадзорных Ростехнадзору, в том числе 779 с жидкими промышленными отходами, 274 — на предприятиях химической, нефтехимической и нефтеперерабатывающей промышленности, 324 — на объектах энергетики, 9 — на атомных станциях. В государственном докладе ведомства приводятся такие неутешительные цифры: «Опасный уровень безопасности, характеризуемый превышением предельно допустимых значений критериев безопасности, потерей работоспособности (не подлежат эксплуатации), имеют 4,7% комплексов ГТС (1,774 тыс.). Нормальный уровень безопасности, при котором ГТС не имеют дефектов и повреждений, имеют 39,4% комплексов от общего количества, пониженный — 43,4% и неудовлетворительный — 12,5% комплексов ГТС».

№ 5 (23), май, 2011 г.

11

Энергетика и безопасность | Тема номера ПОДГОТОВКА К ПАВОДКУ Приказом ОАО «СО ЕЭС» предусмотрено проведение специалистами подразделений Системного оператора и филиалов ежедневного мониторинга и анализа паводковой ситуации на объектах электроэнергетики, находящихся в зонах повышенного влияния половодья, для оценки возможных рисков надежного электроснабжения потребителей, а также сбор оперативной информации о состоянии региональных энергосистем. Особое внимание СО при прохождении паводка уделено Саяно-Шушенскому гидроузлу, а также режимам работы ОЭС Востока. Это связано с необходимостью выполнения установленного Амурским Бассейновым водным управлением режима расходов воды Зейского гидроузла. В период предпаводковой сработки и наполнения Зейского и Бурейского водохранилищ необходимо избежать холостых сбросов воды на Зейском гидроузле, приводящих к невозможности проведения работ на гидротехнических сооружениях в нижнем бьефе данного гидроузла. Кроме того, в период половодья с целью соблюдения критериев безопасной эксплуатации арочной плотины Чиркейской ГЭС и максимально возможной выдачи электроэнергии и мощности из Дагестанской энергосистемы Системным оператором проводится корректировка водохозяйственных планов совместного использования водных ресурсов Ирганайского и Чиркейского водохранилищ. Решающие факторы при внесении изменений в эти планы — схемнорежимные условия ОЭС Юга, складывающаяся гидрологическая обстановка и объем фактически выполненных ремонтных работ по восстановлению гидроагрегатов Ирганайской ГЭС. и в основном проводят необходимые ремонтнопрофилактические работы. Более 52% ГТС эксплуатируются без реконструкции и ремонта, в значительной степени выработали свой ресурс, и поэтому являются объектами повышенной опасности.

4. Невысокий уровень разработки деклараций безопасности ГТС. Для многих ГТС отсутствует проектная документация, а следовательно, и проектные значения контролируемых показателей состояния, без которых составление декларации безопасности практически невозможно.

5. 11,4 % от общего количества ГТС не имеет собственника.

6. Недостаток необходимой контрольноизмерительной аппаратуры, уменьшение натурных обследований, что не позволяет проводить

мониторинг показателей состояния ГТС и анализ причин снижения их безопасности [1]. Важнейшим фактором, определяющим надежность и безопасность гидротехнических сооружений, является их устойчивость. Потеря устойчивости дамб и плотин приводит к затоплению нижерасположенных земель, разрушению строений и коммуникаций, долговременному выходу из строя производственных мощностей предприятия-собственника ГТС. Поэтому важно обеспечивать оперативное получение и обработку информации об устойчивости ГТС за счет применения систем автоматизированного контроля и мониторинга гидротехнических сооружений. Эффективный контроль за состоянием откосных сооружений осуществляется за счет использования стационарных датчиков-

Примеры аварийных ситуаций на ГТС Место, объект

Дата

Последствия

Прорыв плотины Тирлянского водохранилища на р. Белой (Башкирия)

Август 1994 г.

Затоплено 4 населенных пункта, 29 человек погибло, 786 осталось без крова, ущерб — более 10 млрд руб.

Прорыв дамбы на хвостохранилище ОАО «Качканар» ГОК «Ванадий» (Свердловская область)

Ноябрь 1999 г.

На рельеф местности и частично в р. Выя вынесено 143,1 тыс. м3 хвостов. Затоплены близлежащие территории возле г. Лесной, Качканар, Нижняя Тура. Ущерб, причиненный окружающей среде, — 100 млн руб.

Авария на Нижнем Дону

Октябрь 2004 г. Парализована навигация на Единой глубоководной системе.

Прорыв дамбы у Архангельского целлюлозно-бумажного комбината

Март 2005 г.

Сильное загрязнение Северной Двины и прибрежной полосы.

Прорыв дамбы на р. Мрас-Су в Кемеровской области

Май 2005 г.

В зоне подтопления в общей сложности оказались 175 домов (3,5 тыс. жителей).

Прорыв дамбы в Кочубеевском районе Ставропольского края

Май 2006 г.

Перекрыта федеральная трасса «Кавказ».

Сброс воды на Княжегубской ГЭС

Июнь 2006 г.

Затопление пос. Ковда.

Прорыв дамбы на озере Сасык-Сиваш (Евпатория)

Июль 2006 г.

Затоплены дома в г. Евпатория и селах Орлянка и Охотниково.

Прорыв дамбы водохранилища в Белогорском районе (Крым)

Июль 2006 г.

Имеются жертвы, затоплены сотни домов.

Авария на Саяно-Шушенской ГЭС Прорыв дамбы на алюминиевом заводе в Венгрии

12

17 августа 2009 г.

Погибло 75 человек, затраты на восстановление СШГЭС превышают 40 млрд руб.

Октябрь 2010 г.

Утечка — 1,1 млн м3 токсичного вещества (красного шлама), 120 человек пострадало, 2 погибло, 7 числятся пропавшими без вести.

ЭНЕРГОНАДЗОР

лены струнные датчики давления воды. Скважинный автоматический периодомер САП-1М/ GSM предназначен для измерения в автоматическом режиме периодов колебаний струнных датчиков давления типа ПДС, накопления результатов измерения в энергонезависимой памяти и передаче данных по сотовой GSM-сети в компьютер. Принцип измерения заключается в подаче короткого высоковольтного импульса на обмотку возбуждения датчика и измерении периода свободных затухающих колебаний, наводимых струной датчика в обмотке, после снятия импульса возбуждения. Период колебаний зависит от внешнего давления на мембрану датчика. Устройство располагается в устье скважины на небольшой глубине и работает в необслуживаемом режиме длительное время (более полугода). Информация передается с заданной периодичностью, а в случае превышения измеренных значений предварительно заданных величин подается аварийный сигнал. Результаты измерений накапливаются в базе, что позволяет анализировать динамику изменений коэффициента запаса устойчивости в зависимости от технологии намыва, погодных условий, объемов укладываемого материала и др. Принципиальная схема контроля устойчивости дамб намывных сооружений с использованием результатов дистанционных замеров порового давления представлена на рисунке. Описанная автоматизированная система контроля внедрена на гидроотвале № 3 разреза «Кедровский» (Кемерово) для контроля безопас-

Получили большое распространение устройства контроля и управления удаленных объектов через сотовую связь стандарта

GSM

на правах рекламы

пьезодинамометров, заложенных по возможным поверхностям скольжения. В раздельнозернистых грунтах эти датчики служат для определения пьезометрических уровней, в тонкодисперсных породах — для замера порового давления. Текущий коэффициент запаса устойчивости определяют в зависимости от площади эпюры давления воды путем снятия с пьезодинамометров показаний, приводимых к вероятной поверхности скольжения [2, 3]. Расчеты устойчивости дамбы проводятся с использованием программного обеспечения, позволяющего оценивать устойчивость откосных сооружений методом алгебраического суммирования и многоугольника сил. Программа позволяет после ввода даты измерений и выбора файла с данными о геометрии и материале дамб и градуировочными характеристиками датчиков производить расчет положения депрессионной кривой и автоматически выбирает линию скольжения с наименьшим коэффициентом запаса устойчивости. Исходными данными для расчета устойчивости плотины являются геометрические параметры откосов и свойства слагающих пород (плотность, угол внутреннего трения, сцепление). Данные заносятся в файл. В настоящее время получили большое распространение устройства контроля и управления удаленных объектов через сотовую связь стандарта GSM в нескольких режимах. Разработано устройство для удаленного контроля состояния намывных плотин, в которых установ-

№ 5 (23), май, 2011 г.

13

Энергетика и безопасность | Тема номера Схема удаленного контроля устойчивости дамб

Экономия времени и средств на этапах сбора и обработки важных для определения устойчивости

ГТС параметров позволит предотвращать возникновение чрезвычайных ситуаций

14

ности при гидромеханизированной выемке намывного массива, на гидроотвалах разрезов «Талдинский», «Бачатский», «Краснобродский», «Черниговский» (Кузбасс), на головных дамбах хвостохранилищ Лебединского, Стойленского (Белгородская область) и Михайловского (Курская область) ГОКов. Эта система контроля позволяет повысить уровень безопасности намывных горнотехнических объектов, разработать новые конструкции упорных дамб с увеличением вместимости гидросооружения [3–5]. По аналогии она может использоваться и для контроля за состоянием грунтовых ГТС иного функционального назначения (плотин ГЭС, ГРЭС, откосных сооружений).

Д

алее рассмотрим возможность повышения уровня безопасности гидротехнических сооружений за счет создания системы удаленного контроля устойчивости откосных сооружений на примере Кармановской ГРЭС (Нефтекамск, Республики Башкортостан). Станция является промышленным предприятием по выработке электрической энергии за счет органического топлива. Она обеспечивает энергоснабжение нефтедобывающих районов, расположенных на стыке Республики Башкортостан, Удмуртской Республики и Пермского края. В состав ГТС напорного фронта Кармановской ГРЭС входит грунтовая плотина с бетонным водосбросом, перекрывающим русло р. Буй, с максимальным напором на сооружение 13,6 м и водохранилище-охладитель со струенаправляющими дамбами. Основанием плотины служат песчано-гравелистые суглинки. Уровень безопасности гидротехнических сооружений Карма-

новской ГРЭС характеризуется как нормальный. Основным фактором, внушающим опасения, является отсутствие системы автоматизированного мониторинга ГТС, контроля сбора и обработки результатов измерений. Первоначально был проведен расчет коэффициента устойчивости откосов по нескольким профилям плотины. Минимальный коэффициент запаса устойчивости составил η = 1,33 по наиболее широкому профилю (место прохождения старого русла реки), поэтому представляется целесообразным создание дополнительного створа на данном участке и внедрение системы дистанционного контроля на этом профиле. По всем остальным профилям значения коэффициентов запаса устойчивости соответствуют нормативным (η>1,33) [6]. Использование системы дистанционного контроля позволит вести непрерывное наблюдение за исследуемыми объектами в режиме реального времени. Пункты приема и обработки информации могут быть оборудованы в любом необходимом для потребителя месте. Замеры по заложенным датчикам могут производиться без выезда на объекты. Данные замеров могут быть сразу обработаны и получены значения текущего коэффициента запаса устойчивости. Реагирование устройства на превышение установленных допустимых значений и своевременное информирование об этом позволит принять меры для устранения причин превышения нормативных показателей и предупреждения аварийной ситуации. Экономия времени и средств на этапах сбора и обработки важных для определения устойчивости гидротехнических сооружений параметров позволит более оперативно выполнять диагностику их состояния и предотвращать возникновение и развитие чрезвычайных ситуаций. Литература 1. Волков, В.И., Некоторые проблемы обеспечения безопасности гидротехнических сооружений. В.И. Волков, Г.М. Каганов/ Роль природообустройства в обеспечении устойчивого функционирования и развития экосистем: межд. науч.-практ. конф.-М.: МГУП, 2006. Ч. I. 2. Гальперин А. М. Геомеханика открытых горных работ А. М. Гальперин — М.: МГГУ, 2003.

3. Зуй В. Н.Автоматизированный контроль устойчивости дамб хвостохранилищ ЛГОКа и СГОКа. В. Н. Зуй, А. Ю. Панфилов, С. А. Пуневский — М.: ГИАБ, № 2, 2010. С. 135 - 141.

4. Кириченко Ю. В. Дистанционный геотехнический контроль дамб хвостохранилища Михайловского ГОКа 4. Ю. В. Кириченко, С. И. Кротов, В. В. Григорьев, М. П. Зайцев, В. А. Лаушкина— М.: Горный журнал, № 11. 2007.

5. Кутепов Ю. И. Методы и технические средства гидрогеомеханического мониторинга безопасности промышленных гидротехнических сооружений Ю. И. Кутепов, Н. А. Кутепова, Г. Л. Мильман// Инженерные изыскания. Май, 2009.

6. Мадеева В. С. Анализ современной системы обеспечения безопасности гидротехнических сооружений. В. С. Мадеева. Научный вестник МГГУ. — 2011. — № 1 (10). — C. 53 - 60.

ЭНЕРГОНАДЗОР

Энергоэффективность и нормирование | Развитие

Инструмент энергоменеджмента В настоящее время для реального энергосбережения существует целый ряд разных по характеру методов, инструментов и практик. Одним из таких достаточно новых для России управленческих инструментов является методология бенчмаркинга, т. е. сравнительного анализа сопоставимых данных. «Располагая таким инструментом, можно вести предметное стратегическое планирование повышения энергоэффективности и выбирать оптимальные точки приложения соответствующих мероприятий по энергосбережению» [1]. Бенчмаркинг

Сергей ХОХЛЯВИН, начальник юридического отдела Инженерной Академии (Екатеринбург), член рабочей группы РСПП по участию в разработке стандарта ISO 50001, эксперт Совета по техническому регулированию и стандартизации при Минпромторге России

№ 5 (23), май, 2011 г.

В широком смысле бенчмаркинг применяется за рубежом к организационной стратегии и политике, отдельным выполняемым операциям и процессам, продуктам и организационным структурам (рис. 1). В новом стандарте ISO 50001:2011 на системы энергоменеджмента применение организацией бенчмаркинга не рассматривается как требование стандарта. Тем не менее, в Приложении А к нему, носящем информативный характер, подчеркивается, что бенчмаркинг — это один из инструментов поддержания и непрерывного улучшения энергодеятельности (energy performance) в рамках такого элемента системы энергоменеджмента, как процесс энергопланирования (energy planning). Результаты бенчмаркинга могут обеспечить ценную информацию для выполнения

объективного энергоанализа (energy review) и логично вытекающего из него формулирования энергоцелей (energy objectives) и энергозадач (energy targets). Различается два типа бенчмаркинга: внешний и внутренний. Внешний фокусируется на установлении такой энергоэффективной установки, оборудования, продукции, услуги, которая является «наилучшей в отрасли промышленности/секторе» («best in industry/sector»). Внутренний бенчмаркинг направлен на поиск различий в энергоэффективности внутри организации с целью распространения наилучших практик (best practices) от одного подразделения в другие. В ходе бенчмаркинга могут быть получены ответы на такие важные вопросы, как: «насколько мои показатели потребления

Рис. 1. Бенчмаркинг как менеджерский инструмент

15

Энергоэффективность и нормирование | Развитие Структура проекта EN 16231 1. Общие положения 2. Нормативные ссылки 3. Термины и определения 4.1 Минимальные требования для бенчмаркинга энергоэффективности 4. Методология 4.2.1 Цель и планирование бенчмаркинга 4.2.2 Сбор и верификация данных энергоэффектив4.2 Шаги бенчмаркинга 4.2.3 Анализ и результаты ности 4.2.4 Отчетность Приложение А (информативное). Пример чек-листа бенчмаркинга Приложение B (информативное). Два примера опросного листа для сбора данных Приложение C (информативное). Чек-лист корректирующих факторов Приложение D (информативное). Пример применения бенчмаркинга Приложение E (информативное). Проверка достоверности входных данных Приложение F (информативное). Пример презентации результатов бенчмаркинга Приложение G (информативное). Бенчмаркинг как менеджерский инструмент сырья на единицу продукции хуже или лучше, чем у других предприятий в отрасли? Сколько электроэнергии затрачивают на производство единицы продукции лидеры отрасли, и на каком уровне находится мой завод по сравнению с ними?» [3].

Будущий стандарт на бенчмаркинг

Бенчмаркинг — один из инструментов поддержания и непрерывного улучшения энергодеятельности в рамках процесса энергопланирования

Применение данного управленческого инструмента для целей энергосбережения и повышения энергоэффективности выйдет на качественно иной уровень после издания нового европейского стандарта EN 16231 «Energy efficiency bench-marking methodology» (Методология бенчмаркинга энергоэффективности). Его разработку в рамках Европейского комитета по стандартизации (CEN) и Европейского комитета по электротехнической стандартизации (CLC) осуществляет 3-я Совместная рабочая группа (CEN/CLC/JWG3). Ожидается, что его публикация состоится в конце 2011 – начале 2012 г., после чего в течение года он получит национальный статус во всех 30 странах–членах CEN. В части терминологии настоящий стандарт будет опираться на принятый ранее новаторский евро-

пейский словарь в области энергоменеджмента (CEN/CLC/TR 16103:2010), который уже получил статус национального в 11 странах Европы. Его обсуждение началось лишь в феврале 2011 г., но уже очевидно, что настоящий стандарт будет включать требования и обеспечивать рекомендации для реализации методологии бенчмаркинга энергоэффективности во всех секторах, где есть энергопотребление. Он призван описывать, как установить границы того, что именно подвергается бенчмаркингу энергоэффективности: установки, деятельность, процессы, продукция, услуги и организации в целом. Наряду с этим стандарт будет обеспечивать руководство относительно критериев, чтобы выбрать соответствующий уровень детальности для сбора сопоставимых данных, их последующей обработки и анализа. В целом предлагаемый разработчиками EN 16231 подход к методологии бенчмаркинга энергоэффективности показан на рис. 2. Следует иметь в виду, что настоящий стандарт будет обращаться лишь к общим аспектам бенчмаркинга, характерным для всех или большинства отраслей и секторов промышленности. При этом применение бенчмаркинга может быть

Рис. 2. Модель методологии бенчмаркинга

Поставьте цели для бенчмаркинга, включая определение и выбор самого подхода и типа бенчмаркинга, выработайте план проекта и выделите ресурсы

16

Согласуйте метод сбора данных, соберите и проверьте данные, сопоставьте полученные результаты, чтобы начать анализ

Оцените текущие уровни энергодеятельности (energy performance levels), строя таблицы, диаграммы и графики, чтобы поддержать анализ и найти объяснения разницы в эффективности

Отчитывайтесь в полученных результатах, включая извлеченные уроки

Осуществляйте по его результатам необходимые действия, мониторинг их выполнения и корректировку бенчмаркинга (учитывая принятые в организации системы менеджмента, этот шаг может быть дополнительным)

ЭНЕРГОНАДЗОР

обусловлено самыми различными нуждами, среди которых в проекте EN 16231 называются, в частности: • понимание уровней энергодеятельности (energy performance levels) сравниваемых организаций (иных единиц), чтобы предпринять действия по улучшению энергоэффективности; • определение целей энергодеятельности (energy performance); • получение знания относительно наилучших практик. Большую часть будущего стандарта образуют 7 приложений, которые носят исключительно информативный характер и содержат примеры оформления ряда таких важных документов для сбора данных, как опросные и чек-листы. Вне всякого сомнения, включение в текст стандарта таких примеров окажет существенную помощь пользователям и значительно облегчит практическое применение и самого стандарта, и бенчмаркинга энергоэффективности. Очевидно, что европейский стандарт не только унифицирует саму методологию бенчмаркинга, но и снизит риски получения некорректных результатов при сравнении и сопоставлении данных, приобретенных из различных источников. На эту угрозу прямо указывается в стандарте Союза немецких инженеров на энергоменеджмент VDI 4602 - 1:2007. К сожалению, в России статус ГОСТ Р ЕН настоящий европейский стандарт в ближайшие 2–3 года вряд ли получит. Тем не менее, по нашему мнению, ряд крупнейших российских холдингов (СИБУР,

ЕВРАЗ, РЖД, ТМК), учитывая курс на внедрение систем энергоменеджмента (ISO 50001), могут на основе европейского стандарта EN 16231 самостоятельно разработать и принять корпоративные стандарты на бенчмаркинг энергоэффективности, и использовать тем самым его ценные рекомендации как наилучшую практику в процессе разработки корпоративных планов, стратегий и программ по энергосбережению. Применение таких корпоративных стандартов может существенным образом помочь в обеспечении результативности внедряемой системы энергоменеджмента. Литература: 1. Зуев, А.С. Модель бенчмаркинга для нефтегазового оборудования А.С. Зуев // Инженерная практика. — 2010. — № 3. — С.34 – 37.

2. DIN EN 16001: Energy Management Systems in Practice — A Guide for Companies and Organisations, June 2010, Federal Ministry for the Environment, Nature Conservation and Nuclear Safety, Walter Kahlenborn, Sibylle Kabisch, Johanna Klein, Ina Richter, Silas Schürmann.

3. Турилова, К.К. Точка отсчета эффективности литейного производства. Где она? К.К. Турилова // Литейное производство. — 2009. — № 12. — С.25 – 28.

4. Хохлявин, С.А. В ожидании международного стандарта ISO 5001 С.А. Хохлявин // Энергонадзор. — 2009. — № 6(9). — С. 19 – 21.

5. Хохлявин, С.А. ISO 50001: в центре мирового внимания С.А. Хохлявин// Энергонадзор. — 2010. — № 9(18). — С. 30 – 32, № 10(19). — С. 60 – 62.

Точка отсчета (benchmark) — справочная или стандартная величина для срав-нения, получаемая в ходе бенчмаркинга (п. 3.1 EN 16231). Бенчмаркинг (benchmarking) — процесс сбора, анализа и выявления связей данных о характеристиках сопоставимой деятельности с целью ее оценивания и сравнения в пределах организации или между организациями (п. 3.2 EN 16231).

на правах рекламы

№ 5 (23), май, 2011 г.

17

Энергоэффективность и нормирование | Аудит

Эффект от двусторонних усилий После принятия Закона № 261-ФЗ «Об энергосбережении…» прошло почти полтора года, но, как отмечают специалисты, активности на рынке энергоаудита до сих пор не наблюдается. О причинах этого явления рассказывает Вячеслав КУЛИКОВ, начальник управления энергоаудита ЗАО «Энергопромышленная компания», кандидат технических наук. Вопросы качества проведения энергетических обследований (ЭО) являются принципиально важными как для самих предприятий, так и для соответствующих бюджетов и экономики страны в целом. В России уже есть негативный опыт проведения обязательных энергетических обследований по первой «Сводной программе обязательных энергетических обследований энергоемких предприятий на 1999– 2004 годы». Излишняя формализация этой процедуры привела к резкому падению качества самого обязательного обследования и его итоговых документов, особенно в последние годы действия этой программы. В результате предприятия несли серьезные финансовые затраты и не получали реального эффекта от данной работы. Качество ЭО в полной мере выявляется после его проведения, а конечный результат зависит как от исполнителя, так и от заказчика работы и определяется тем, что энергетическое обследование для заказчика — не самоцель, а первый шаг для повышения энергоэффективности своего производства. Заказчик, принимая к внедрению те или иные мероприятия по энергосбережению, рекомендованные энергоаудитором, должен делать это практически. Только в этом случае понесенные затраты окупаются, и реально снижаются издержки, связанные с потреблением энергоресурсов.

— Вячеслав Михайлович, по каким методологиям осуществляются энергетические обследования?

— В каждой СРО в области ЭО разрабатываются свои стандарты и правила, являющиеся обязательными для ее членов при проведении энергетического обследования. К их числу относятся: стандарты о порядке проведения ЭО, стандарты и правила оформления энергетического паспорта, расчета потенциала энергосбережения, определение перечня мероприятий по энергосбережению и повышению энергоэффективности. В разных СРО есть свои особенности этих документов, но в их основу, как правило, по-

18

ложены ранее разработанные и утвержденные правила и рекомендации по проведению ЭО федерального и регионального уровней, а также различные частные и общие отраслевые методики проведения энергообследований различных видов, методики крупных холдингов. Они также могут быть использованы при обследованиях по согласованию с заказчиком и СРО в части соответствия требованиям Закона № 261–ФЗ.

— Скажется ли процесс проведения ЭО на обычной работе предприятия?

— Технология проведения обязательного ЭО предусматривает обследование потребления всех видов топливно-энергетических ресурсов (ТЭР) и воды, подаваемой по централизованным системам. Сбор, систематизация и анализ информации, получаемой от предприятия, производится за 5 лет, предшествующих году обследования. На этой основе, а также с использованием данных проведенных замеров составляются топливно-энергетические балансы предприятия и его подразделений, определяются показатели энергоэффективности (ПЭЭ) и сопоставляются с их нормативными значениями. В итоге дается оценка потерь ТЭР и воды, эффективности их использования в различные периоды года, при фактической загрузке предприятия и энергопотребляющего оборудования. При этом, конечно, требуются дополнительные усилия от различных служб обследуемого предприятия, что обычно оформляется соответствующим распоряжением по организации. В целом предприятие работает в обычном режиме. Запланированные при обследовании инструментальные замеры следует проводить в обычном (номинальном) режиме работы технологического оборудования в стабильных (стационарных) условиях. Это необходимо для того, чтобы полученные данные были достаточно представительными и могли быть использованы в сопоставимых условиях для проведения достоверного анализа энергопотребления.

ЭНЕРГОНАДЗОР

— Каким оборудованием должны обладать энергоаудиторы?

— Одна из целей проведения энергетического обследования — «получение объективных данных об объеме используемых энергетических ресурсов». Поэтому в рамках обязательного ЭО не обойтись без инструментального обследования определенного объема. При этом используются как штатные приборы и узлы учета предприятия, так и приборный парк энергоаудитора. В ЗАО «Энергопромышленная компания» имеется необходимый набор приборов и оборудования, которые используются при проведении обследований. Это, в основном, переносные приборные комплексы, позволяющие проводить различные замеры без вмешательства в технологический процесс и врезок в трубопроводы. В структуре нашей компании имеется подразделение по проведению ЭО, укомплектованное специалистами, имеющими многолетний опыт проведения энергетических обследований в различных отраслях промышленности и ЖКХ Уральского региона. Компания обладает всей существующей нормативно-методической базой для проведения любых видов ЭО. Кроме того, у нас есть сертифицированные опытные эксперты по расчету и экспертизе нормативов технологических потерь электрической и тепловой энергии при передаче по сетям, нормативов удельных расходов и запасов топлива на электростанциях и котельных.

— Каков размер потенциальной экономии предприятия после внедрения мероприятий, предложенных вашими специалистами?

— Практика показывает, что только само по себе проведение энергетического обследования за счет систематизации данных об энергопотреблении предприятия, устранения явных очагов энергорасточительности и оперативного влияния на режимы энергопотребления может дать эффект от 2 до 5 % от стоимости приобретаемых энергоресурсов. Если же заказчик в последующем внедряет и рекомендации энергоаудитора, то конечный эффект, как правило, значительно выше.

— Какие энергосберегающие мероприятия, рекомендованные по окончании ЭО, требуют минимальных финансовых вливаний?

— Мероприятия по энергосбережению и повышению энергоэффективности, которые разрабатывает и рекомендует энергоаудитор по итогам обязательного обследования, должны быть типовыми, общедоступными и дифференцированы по уровню затрат на их реализацию с оценкой простого срока окупаемости. Малозатратные и беззатратные мероприятия — это, в основном, организационно-технические мероприятия со сроками окупаемости менее одного года. Для их реализации достаточно средств и ресурсов предприятия. К их числу можно отнести: • создание специализированных служб (1–3 человека) по выявлению неэффективного использования энергоресурсов с прямым подчинением

№ 5 (23), май, 2011 г.

руководителю предприятия, разработка системы энергоменеджмента на предприятии; • переподготовку специалистов; • разработку и утверждение положения о стимулировании персонала за экономное расходование ТЭР; • мониторинг энергоемкости продукции для сравнения с лучшими отраслевыми и мировыми показателями; • разработку, реализацию и контроль выполнения программ по энергосбережению на предприятии; • полный переход на современные энергосберегающие источники света. Практика показывает, что при внедрении мероприятий по повышению энергетической эффективности в последовательности, соответствующей росту затрат на их реализацию, начиная с минимальных затрат, предприятие получает максимальный экономический эффект.

Медленную «раскачку» как промышленных, так и бюджетных

— Какова стоимость энергетического обследования?

цели

предприятий можно объяснить высокой стоимостью энергетических обследований, а также

тем, что на 2011 год в бюджеты разных уровней заложены явно недостаточные средства на эти

— Это актуальный и непростой вопрос. Сошлюсь на собственный опыт, когда подготовленный в структуре Свердловгосэнергонадзора более 10 лет назад прейскурант на проведение обязательных энергетических обследований областным антимонопольным комитетом был дважды признан не соответствующим законодательству РФ. Поэтому сейчас стоимость энергетического обследования чаще всего определяется на конкурсной основе как договорная цена. Тем не менее, для предварительной оценки стоимости проведения ЭО областной документ № 16 «Рекомендации по проведению энергетических обследований организаций в Свердловской области», утвержденный приказом Министерства промышленности, энергетики и науки Свердловской области от 31 января 2008 года, предусматривает использование «Временного прейскуранта на проведение ЭО промышленных предприятий, организаций и сельскохозяйственных предприятий (экспресс методом)», утвержденного ГУ «Свердловгосэнергонадзор» в 2001 году. Стоимость проведения энергетического обследования предприятия устанавливается в зависимости от его энергоемкости, то есть от суммарного годового потребления им всех видов ТЭР в условных единицах. Для условного (базового) предприятия с годовым потребление ТЭР, равным 20 тыс. тонн условного топлива, по «Временному прейскуранту…» стоимость проведения ЭО составляет 531 400 рублей для индексов инфляции по состоянию на 31 декабря 2000 года.

ЗАО «Энергопромышленная компания» 620144 Екатеринбург, ул. Фрунзе, д. 96 В Тел./факс: (343) 251-19-96, 251-19-85 Е-mail: eic@eic.ru www.eic.ru

19

Энергоэффективность и нормирование | Региональные программы

Работа не для галочки Один из ключевых инструментов управления энергосбережением и повышением энергетической эффективности — программно-целевой метод. В его основе лежит разработка, принятие и исполнение государственной, региональных и муниципальных программ в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности, а также программ отдельных хозяйствующих субъектов. Состояние разработки региональных программ

Алексей ТУЛИКОВ, руководитель Департамента развития законодательства в области энергетики и инноватики ФГУ «Российское энергетическое агентство» Минэнерго России (Москва)

В Республике Татарстан, Ставропольском крае и некоторых других субъектах Российской Федерации и до вступления в силу Закона № 261ФЗ были утверждены и успешно реализовывались региональные программы в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности. Однако только с принятием Закона № 261-ФЗ соответствующие полномочия субъектов Российской Федерации были прямо закреплены в федеральном законодательстве. Прежде наличие подобных полномочий нередко подвергалось сомнению работниками прокуратуры или правовых управлений в структуре региональных администраций, в связи с чем наличествовали факты, когда они выступали категорически против принятия региональных программ. Это было обусловлено положениями ранее действовавшего Федерального закона № 28-ФЗ «Об энергосбережении» от 3 апреля 1996 г., в котором законодательство об энергосбережении было отнесено исключительно к ведению Российской Федерации. При этом прямо была предусмотрена возможность принятия только федеральной и межрегиональных программ. Закон № 261-ФЗ не только определил необходимые полномочия субъектов Российской Федерации, но и поставил перед ними задачу по разработке и утверждению региональных программ до 1 августа 2010 г. Большинство субъектов формально уложилось в установленные сроки. На 1 февраля 2011 г. региональная программа не разработана только в Республике Ингушетия. К настоящему времени утверждено более 96% региональных программ. Однако эксперты и аналитики указывают на низкое качество разработанных программ, слабо продуманные механизмы их реализации, отсутствие системы управления энергосбережением и повышением энергетической эффективности на региональном и муниципальном уровнях.

Недоработки в законодательстве Из-за задержек в формировании подзаконной нормативной правовой базы к Закону № 261-ФЗ многие субъекты Российской Федерации поздно приступили к разработке региональных программ. В условиях сжатых сроков, которые в отдельных случаях достигали нескольких недель, разработка комплексных региональных программ, основанных если не на результатах энергетических обследований, то хотя бы на взвешен-

20

ном анализе первичной информации, являлась практически невыполнимой задачей. Роль региональных программ в цепочке программных документов различного уровня — от государственной и до муниципальных программ и программ отдельных хозяйствующих субъектов — в законодательстве оказалась размыта. Сроки разработки соответствующих программ не были сопряжены между собой. Так, был установлен одинаковый сжатый срок разработки муниципальных и региональных программ, что привело к их рассогласованности. Предполагаемая интеграция программ организаций с участием государства и муниципальных образований, которые должны были быть разработаны до 15 мая, в региональные и муниципальные программы также не произошла. Кроме того, в федеральном законодательстве были установлены противоречивые и несбалансированные требования к региональным программам. Так, в Законе № 261-ФЗ и Постановлении Правительства Российской Федерации № 1225 «О требованиях к региональным и муниципальным программам в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности» от 31 декабря 2009 г. нечетко проведено разграничение между требованиями к региональным и муниципальным программам. Перечень целевых показателей, подлежащих включению в региональные программы, избыточен и не подкреплен формами статистической отчетности. Методика расчета значений целевых показателей в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности, в том числе в сопоставимых условиях, утвержденная Приказом Минрегиона России от 7 июня 2010 г. № 273, разработана с большим числом методологических ошибок.

Финансирование Программы различаются по срокам их реализации, по объемам и источникам финансирования (общий объем за счет всех источников составляет 3,9 млн — 326413 млн руб.). Ориентировочные ежегодные объемы финансирования, предусмотренные в региональных программах, равны 252807 млн руб., в том числе: • федеральный бюджет — 1288 млн руб.; • бюджет субъекта Российской Федерации — 44356 млн руб.; • бюджет муниципальных образований — 12249 млн руб.; • внебюджетные источники — 187309 млн руб. В то же время из-за сжатых сроков разработки и принятия региональных программ не были

ЭНЕРГОНАДЗОР

надлежащим образом подготовлены финансовоэкономические обоснования соответствующих мероприятий. Фактические объемы финансирования на их реализацию, предусмотренные в бюджетах субъектов Российской Федерации на 2011 год, оказались существенно ниже, чем заявлено в программах, и в отдельных случаях составили менее 10 млн руб. Более того, СанктПетербург и некоторые другие регионы приняли решение о разработке и утверждении вместо соответствующих целевых программ «региональных программ», которые не являются основанием для планирования бюджетных ассигнований. Поэтому субъекты Российской Федерации в настоящее время находятся в ожидании субсидий из федерального бюджета на реализацию региональных программ. Предусмотренные в государственной программе Российской Федерации «Энергосбережение и повышение энергетической эффективности на период до 2020 года» требования к порядку предоставления субсидий содержат жесткие условия и критерии, которым в полной мере пока не удовлетворяет ни один регион. В конечном итоге именно от качества региональных программ и объемов расходных обязательств субъектов Российской Федерации, предусмотренных на их реализацию, зависит объем софинансирования. Порядок предоставления из федерального бюджета субсидий субъектам Российской Федерации на реализацию региональных программ разрабатывается Минэнерго России совместно с Минэкономразвития России, Минфином России и Минрегионом России и в ближайшее время будет внесен в Правительство Российской Федерации.

Перспективы В течение 2011 года и по его итогам в региональные программы так или иначе будут внесены корректировки, в том числе в части актуализации значений целевых показателей в соответствии с Постановлением № 1225, приведения в соответствие с условиями и критериями предоставления субсидий из федерального бюджета. Также предполагается, что в региональные программы будут внесены существенные изменения после проведения обязательных энергетических обследований и разработки полноценных программ в области энергосбережения и повыше-

Субъекты РФ в настоящее время находятся в ожидании субсидий из федерального бюджета на реализацию региональных программ

ния энергетической эффективности организаций с участием субъектов Российской Федерации. В то же время для повышения эффективности использования программно-целевого метода в области рационального использования энергетических ресурсов необходимо совершенствование положений федерального законодательства, которым установлены требования к региональным программам, а также методического обеспечения по их реализации. Прежде всего, необходима оптимизация количества целевых показателей, подлежащих включению в региональные программы, совершенствование методики их расчета, определение необходимых источников первичной информации, а также создание системы отчетности о реализации региональных программ. Доработка региональных программ, их надлежащее финансовое и нормативно-правовое обеспечение позволят создать необходимые условия для проведения государственной политики в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности на региональном уровне.

на правах рекламы

№ 5 (23), май, 2011 г.

21

Энергетика и экология | Выбросы парниковых газов

Парниковая угроза В Киотском протоколе впервые были установлены обязательства по количественному ограничению и снижению эмиссий парниковых газов. Достижение целевых показателей «киотского периода» является сложной задачей, решение которой требует колоссальных финансовых затрат. Виталий МИЛЯЕВ, заместитель генерального директора по научнопроизводственной работе НИИ «Атмосфера» (Москва) Наталья ГОЛОВИНА, заместитель начальника отдела научно-методических основ экспертизы воздействия трансграничного переноса и госучета

22

О

птимизация этих расходов возможна при консолидированном подходе к применению новых или наилучших из доступных технологий по снижению выбросов парниковых газов в атмосферу. Один из элементов такого метода — создание реестра наиболее приемлемых технологий для решения указанной проблемы в России. Глобальные антропогенные выбросы парниковых газов по состоянию на 2004 год (это последняя имеющаяся оценка для всех стран мира) составили 46 млрд тонн СО2 — эквивалента. Доли США и Китая примерно равны и превышают 6 млрд тонн СО2 — эквивалента, 27 стран ЕС дают 5 млрд, Россия — 2,5 млрд (около 5%), Индия — 1,5 млрд и Япония — 1,2 млрд. В этих странах главным источником выбросов является сжигание ископае-

мого топлива, в Бразилии и Индонезии доминирующий источник — сведение лесов. В целом в каждой из этих стран выбросы составляют 2–3 млрд тонн СО2 — эквивалента. Согласно рекомендациям Межправительственной группы экспертов по изменению климата (МГЭИК), к 2050 году развитые страны должны взять на себя основной груз ответственности и снизить выбросы на 80 % от уровня 1990 года (к 2020 году этот показатель должен составлять 25–40 %). К числу таких стран должны присоединиться и те, которые на деле (по ВВП на душу населения по паритету покупательной способности) давно обогнали многие развитые государства. Что касается развивающихся стран, то в ближайшие 10–20 лет они достигнут пика выбросов и затем приступят к политике снижения.

ЭНЕРГОНАДЗОР

В РФ в настоящее время общий уровень антропогенных выбросов парниковых газов значительно ниже, чем в 1990 году, и соответствует 67,6%. Согласно прогнозным оценкам, такая ситуация сохранится до 2012 года. Таким образом, Россия вносит существенный вклад в усилия мирового сообщества по уменьшению антропогенных воздействий на климатическую среду. Кроме того, выполняются обязательства по Киотскому протоколу: не превышать в 2008–2012 годах уровень выбросов парниковых газов базового 1990 года. Наиболее крупными источниками выбросов СО2 в России являются и будут оставаться отрасли электроэнергетики и ЖКХ. Поэтому особое внимание при разработке и реализации политики в области снижения выбросов парниковых газов следует уделять именно им. Политика России в отношении интеграции в мировое экономическое пространство определяет первоочередное внимание к повышению эффективности использования энергоресурсов и минимизации воздействия на окружающую среду. Немаловажную роль должны сыграть усилия энергетического сектора, газовой и химической промышленности. Поскольку в России и за рубежом накоплен значительный опыт в этой сфере, назрела необходимость систематизации и анализа имеющихся сведений и широкого распространения результатов. Для этого необходимо создание реестра технологий для достижения целевых показателей по снижению выбросов парниковых газов. Международное энергетическое агентство (МЭА) подробно описало и систематизировало новые энергетические технологии на период до 2050 года по результатам двухлетних исследований почти 2000 специалистов из стран Организа-

№ 5 (23), май, 2011 г.

ции экономического сотрудничества и развития. Приоритетными МЭА назвало 8 классов ключевых технологий производства энергии и 9 классов использования энергии. Для каждого класса технологий подготовлены достаточно подробные «дорожные карты» их включения в инновационную энергетику со сроками и объемами научноисследовательских и опытно-конструкторских работ, размерами использования и требуемыми на это капиталовложениями.

Д

ля возвращения эмиссии парниковых газов к уровню 2005 г. в период до 2050 г. потребуется 4,5-5,4 трлн долларов, причем главным образом на инвестиции в технологии производства электроэнергетики. Сокращение же эмиссии еще вдвое для стабилизации климата планеты утроит эти затраты, что в основном связано с транспортными технологиями. Таким образом, «парниковая угроза» сулит мировому научному сообществу урон в 15 трлн долларов, что почти вдвое больше затрат на исследования и разработки в военных целях (в случае сохранения их текущих годовых объемов). Неудивительно, что такие приманки встречают горячий отклик в определенных кругах. В прогнозе МЭА сделан вывод, что технологии, уже доведенные до стадии опытно-промышленной проверки, способны решить стоящие перед энергетикой задачи, как минимум, до 2030 года. Казалось бы, проблема инновационного развития энергетики на данном этапе решена. Однако технологический пакет МЭА целиком ориентирован на конъюнктуру западных энергетических рынков. Технико-экономические характеристики этих технологий в значительной мере нерациональны для энергетики России.

Политика России в отношении интеграции в мировое экономическое пространство определяет первоочередное внимание к повышению эффективности использования энергоресурсов и минимизации воздействия на окружающую среду

23

Энергетика и экология | Выбросы парниковых газов Для возвращения эмиссии парниковых газов к уровню

2005 г. в период до 2050 г. потребуется 4,5– 5,4 трлн долларов, главным образом на инвестиции в технологии

производства электроэнергетики

Критерии определения приоритетных направлений научно-технологического прогресса в энергетике, направленные на ограничение и сокращение выбросов ПГ, можно условно подразделить на несколько видов, среди которых: экологические, экономические, социальные, коммерческие и технологические. Названные критерии весьма неоднозначны и часто противоречивы. Понятно, чем надежнее и «экологичнее» технологии, тем они дороже. Для России при относительно дешевом топливе нужны менее капиталоемкие технологии даже с несколько худшими коэффициентами полезного действия.

В

настоящее время в Российской Федерации начаты работы по определению перечня приоритетных отраслей, в отношении которых должны быть разработаны технические нормативы выбросов и определены наилучшие существующие технологии. В этот перечень включены отрасли, вносящие наибольший вклад в суммарный выброс по стране, и предприятия которых расположены в населенных пунктах, имеющих наибольшие уровни загрязнения атмосферы. Разработка и утверждение перечня объектов (кадастров), в отношении которых должны разрабатываться технические нормативы выбросов, является основой для начала активной работы по определению и систематизации характеристик, необходимых для оценки уровня воздействия различных технологических процессов и оборудования на окружающую среду (уровня «экологичности» технологий и оборудования), и установлению технических нормативов выбросов. В конечном итоге это позволит в полной мере реализовать систему государственного регулирования выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух, предусмотренную действующим законодательством. Актуальной представляется задача оптимизации трех существующих перечней технологий: • перспективные новые энергетические технологии, обеспечивающие снижение энергопотребления;

• новые технологии, обеспечивающие снижение выбросов «парниковых газов»; • наилучшие существующие технологии (НСТ), обеспечивающие снижение выбросов загрязняющих веществ. НСТ — это описание лучшего из существующих процессов производства конкретной продукции с минимальным объемом выбросов/сбросов/образования отходов на единицу товара. Разработка и внедрение НСТ позволит существенно снизить административное воздействие на отрасли, устранить субъективизм и коррупционную емкость при установлении нормативов, обеспечить формирование ориентиров для инновационной модернизации экономики. Переход на НСТ реализуется в два этапа: • разработка необходимой нормативноправовой базы (2008–2010 годы); • составление реестра НТС и начало применения новой системы нормирования (2010– 2012 годы). Мгновенный переход на НСТ невозможен. Для его осуществления необходимо составить реестр наилучших существующих технологий по 6 тысячам видов продукции, оказывающих наиболее негативное влияние. На эту работу во всем мире ушло несколько лет. Россия планирует завершить работу над составлением реестра НСТ к 2014 году. Решение данной задачи должно осуществляться с учетом национальных экономических интересов и возможностей РФ путем формирования перечня национальных приоритетных технологий, соответствующих российским условиям, использование которых должно обеспечить достижение целевых экономических и экологических показателей для РФ. Целесообразно совместно с отраслями – эммиторами парниковых газов подготовить реестр технологий по снижению выбросов парниковых газов, адаптированный к российским реалиям с оценкой экономического механизма его реализации.

К сведению Россия впервые передала иностранным компаниям квоты на выброс вредных веществ и парниковых газов в атмосферу. Японские Mitsubishi и Nippon Oil купили у ОАО «Газпром нефть» квоты на выброс 290 тысяч тонн парниковых газов. Стоимость выбросов оценивается в общей сложности в 3,3 миллиона евро (4 миллиона долларов). Квоты были переданы Mitsubishi и Nippon Oil в рамках так называемых проектов совместного осуществления (ПСО). Указанный механизм, прописанный в Киотском протоколе, предполагает, что российские компании получат иностранные инвестиции в энергоэффективные технологии. В результате осуществления ПСО сокращается объем выбросов вредных веществ в атмосферу, а полученные единицы сокращения выбросов (ЕСВ) участники проекта могут реализовать на рынке. Mitsubishi и Nippon Oil не сообщили, собираются ли они использовать полученные квоты самостоятельно или реализовать их на рынке. «Газпром нефть» совместно с Mitsubishi и Nippon Oil реализует проект по утилизации попутного нефтяного газа на Еты-Пуровском месторождении в Ямало-Ненецком автономном округе. Указанный ПСО был одобрен Сбербанком и Минэкономразвития в августе 2010 года.

24

ЭНЕРГОНАДЗОР

Энергетика и ЖКХ | Водоснабжение и водоотведение

Вода для жизни Проблема снабжения населения доброкачественной питьевой водой отнесена к задачам обеспечения национальной безопасности. На саммите в Йоханнесбурге в 2002 году в рамках реализации стратегии устойчивого развития человеческого сообщества эта проблема была поставлена в числе основных, а период 2005– 2015 годов провозглашен ООН декадой «Вода для жизни».

С

остояние питьевой воды вызывает особое беспокойство Всемирной организации здравоохранения в связи с тем, что 80% заболеваний обусловлено употреблением загрязненной воды. По данным Федеральной службы по надзору в сфере защиты прав потребителей и благополучия человека, 28% населения России употребляют воду с высоким уровнем минерализации, что повышает риск заболевания населения сердечно-сосудистой патологией и мочекаменной болезнью. Треть населения страны использует воду с высоким содержанием железа, что повышает риск аллергизации.

85 миллионов россиян употребляют воду со значительным недостатком фтор-иона. Низкий уровень внедрения современных технологий водоочистки, высокая изношенность разводящих сетей, территориальные особенности источников водоснабжения, обуславливающие дефицит или избыток биогенных элементов, являются одним из факторов, оказывающих негативное влияние на здоровье населения. В Челябинской области имеют место те же проблемы, что и в Российской Федерации в целом: • наличие источников водоснабжения с высоким уровнем жесткости — до 15 мг/экв л (Кизильский, Варненский, Красноармейский районы), железа — свыше 3 ПДК (Красноармейский, Аргаяшский, Увельский, Кунашакский, Еткульский районы); • отсутствие организации первого пояса зоны санитарной охраны на 80 источниках питьевого водоснабжения (Нагайбакский, Верхнеуральский, Нязепетровский, Красноармейский районы); • наличие безхозяйных водопроводов; • неудовлетворительное состояние сетей и водопроводных сооружений. В 2010 году на контроле Управления Роспотребнадзора по Челябинской области находилось 1255 источников централизованного

хозяйственно-питьевого водоснабжения, из них 27 — открытые водоемы. Подземные источники, составляющие 97,8%, обеспечивают только 42,3% населения области. На 6,4% водоисточников не организована с надлежащими требованиями зона строгого режима (в 2009 г.— всего 7 %). В 2010 году балансодержателями водопроводов проведены работы по организации и благоустройству первого пояса ЗСО 8 подземных источников централизованного водоснабжения населенных пунктов в Красноармейском (3 источника) и Еткульском (2 источника) районах, в Южноуральске (2 источника) и Магнитогорске (1 источник). Большое количество источников, где не организованы зоны санитарной охраны, находятся в Нязепетровском (10 источников из 14), Верхнеуральском (10 из 55), Варненском (7 источников из 44), Еткульском (7 источников из 60), Красноармейском (6 источников из 80) районах. Доля нестандартных проб воды из источников централизованного водоснабжения по санитарнохимическим показателям за отчетный период составила 31,5%. Питьевой водой, отвечающей требованиям санитарного законодательства, обеспечено 95% населения Челябинской области. Фактическая обеспеченность населения централизованным водоснабжением городского населения составила 96,1%, сельского — 83%. Снабжение населения области доброкачественной питьевой водой требует комплексного решения и целенаправленных действий правительства области, органов местного самоуправления, хозяйствующих субъектов и надзорных органов. Реализация мероприятий областной целевой программы «Чистая вода» создаст удовлетворительные социальнобытовые и санитарно-эпидемиологические условия жизни и в конечном итоге положительно скажется на физическом и духовном здоровье населения области.

Илья ШИРОКОВ, главный специалист — эксперт отдела надзора по коммунальной гигиене Управления Роспотребнадзора по Челябинской области

Федеральная целевая программа «Чистая вода» на 2011–2017 гг. В результате реализации программы планируется увеличить до 85% долю населения, обеспеченного централизованными услугами водоснабжения, до 84% — услугами централизованного водоотведения. Работа над реализацией ФЦП «Чистая вода» предполагает активную поддержку на региональном уровне. Планируется выделение 9 млрд рублей федеральных бюджетных средств и такой же суммы — из региональных бюджетов в период 2011–2013 гг. Из внебюджетных источников предполагается привлечение 313,8 млрд рублей.

№ 5 (23), май, 2011 г.

25

Энергетика и ЖКХ | Обеззараживание воды

Инновационная инактивация

Современная водоподготовка — это сложнейший технологический процесс. Но даже после прохождения всех ступеней очистки в сточных водах остается около 10% микроорганизмов, среди которых, как правило, присутствуют патогенные бактерии и вирусы. Обеззараживание воды — наиболее важный этап водоподготовки, направленный на обеспечение санитарногигиенического благополучия населения. Владислав СЕРЕБРЯКОВ, начальник отдела реализации договоров Экспертной группы по региональным проектам и программам «Чистая вода»

26

О

беззараживание воды производится двумя методами: физическим и реагентным. К первым относятся воздействие ультразвуком, радиоактивное излучение и ультрафиолетовая обработка. Наиболее распространенный из физических методов — ультрафиолетовое облучение. Основные его недостатки — высокая энергоемкость, а также то, что он непригоден для обеззараживания мутных вод (мутность до 2мг л), что делает его трудноприменимым на очистных сооружениях канализации. Кроме того, внедрение метода ультрафиолетовой обработки требует значительных затрат, которые включают в себя не только стоимость оборудования, но и капитальное строительство. В виду высокого риска возникновения бактериального заражения в трубопроводах и отсутствия пролонгированного действия физических методов (таких как УФО) и обеззараживание без применения реагентов невозможно. Наиболее распространенным методом, действительно, является реагентный с использованием сильных окислителей: хлора, гипохлорита натрия и кальция. Несмотря на относительную простоту эксплуатации, низкую стоимость и эф-

фективность в отношении бактерий и вирусов, этот метод имеет множество недостатков. В настоящее время единственным безопасным альтернативным методом является обеззараживание воды с использованием реагента «Дезавид концентрат», разработанного при участии ведущих научных центров: ГУ НИИ Экологии человека и гигиены окружающей среды им. А.Н. Сысина РАМН, НИИ дезинфектологии Минздрава России, ГУ НИИ вирусологии им. Д.И. Ивановского РАМН, ФГУН НИИ эпидемиологии и микробиологии им. Пастера. Эта технология официально разрешена к применению на территории России и стран ЕврАзЭС для очистки и обеззараживания воды в системах хозяйственно-питьевого водоснабжения, сточных и оборотных вод, бассейнах. «Дезавид» представляет собой композиционный водный раствор органических полимеров катионного типа и четвертичных аммонийных соединений, относится к реагентам двойного действия, являясь с одной стороны дезинфиктантом, а с другой — катионным флокулянтом, и применяется на водоочистных сооружениях в процессе очистки и обеззараживания питьевой воды при использовании одноступенчатых и двухступенчатых схем. Благодаря наличию

ЭНЕРГОНАДЗОР

флоккулирующих и биоцидных свойств остаточные концентрации этого соединения обеспечивают профилактику биообрастания в системе трубопроводов. «Дезавид» имеет более тонкий по сравнению с окислителями механизм воздействия, позволяющий уничтожать сами микроорганизмы, оставаясь при этом нейтральным к средам и не вступая в химические реакции. В процессе обеззараживания не образуется опасных с токсикологической точки зрения химических соединений, что делает данную технологию экологически безопасной. «Дезавид» обладает химической устойчивостью и имеет длительный срок хранения — 3 года. Он пожаро- и взрывобезопасен. Не требует особых условий хранения и транспортировки. Не вызывает коррозии. Установлено, что средство «Дезавид концентрат» обладает бактерицидным и вирулицидным действием в отношении санитарнопоказательных, условно-патогенных и патогенных микроорганизмов (ОМЧ, ОКБ, ТКБ, E.coli, стафилококки, сальмонеллы, синегнойная палочка, сульфитредуцирующие клостридии, колифаги). Минимальная эффективная концентрация по результатам исследований при времени контакта 30 минут составляет 0,16 мг/л по ПГМГГХ (6 мг/л по 6,4%-ному рабочему раствору средства), при времени контакта 60 минут — 0,04 мг/л по ПГМГ-ГХ (1,5 мг/л 6,4%-ному рабочему раствору средства). Дезинфицирующее средство «Дезавид» обладает химической устойчивостью (в отличие от гипохлорита), имеет длительный

срок годности (3 года) и не требует специальных условий хранения. Еще одним значительным преимуществом данной технологии является простота внедрения и последующего применения. Система дозирования может быть размещена в любых существующих технологических помещениях. Потребляемая мощность оборудования не превышает 200 Вт\час. Оборудование автоматизировано и не требует специального персонала. Экономическая эффективность при внедрении этой технологии безусловна и достигается за счет отсутствия затрат на ремонт, поверку и обслуживание оборудования. Не нужно проходить процедуру лицензирования, как при работе с хлором. Можно забыть про платы и штрафы за негативное влияние на окружающую среду. Препарат не токсичен, относится к 4-му классу малоопасных веществ, ингаляционно безопасен, не оказывает раздражающего воздействия на кожу и слизистые при разовом контакте, поэтому при его использовании излишни дорогостоящие средства индивидуальной защиты, отпадает необходимость в ежечасном контроле и системах локального оповещения. Кроме того, ввиду автоматизации процесса не нужен специальный штат обслуживающего персонала. Таким образом, технология очистки и обеззараживания сточных вод реагентом «Дезавид» является наиболее эффективной с экологической, санитарно-гигиенической и экономической точки зрения.

В настоящее время единственным безопасным альтернативным методом является обеззараживание воды с использованием реагента

«Дезавид

концентрат»

Андрей ЧУМАК, заместитель главы администрации по городскому хозяйству ЗАТО «Свободный» (Свердловская область):

— Технологии с использованием хлорсодержащих реагентов, — наиболее затратные как по финансовым, так и по временным параметрам. Использование хлора требует согласования маршрута перевозки контейнеров, содержания штата специалистов, при этом идет жесткий контроль со стороны Ростехнадзора и Роспотребнадзора, а ежегодные затраты муниципалитета составляют 2–3 млн рублей. В отличие от хлорсодержащих реагентов, использование «Дезавида» дешевле в десятки раз, начальный этап перехода на очистку препаратом оценивается в 80–90 тыс. руб. Ежегодные затраты варьируются в зависимости от количества потребляемой воды, в нашем муниципалитете эта цифра колеблется от 200 до 300 тыс. руб. При этом препарат не оказывает вредного воздействия на здоровье человека и окружающую среду, прост в применении. Технологии на основе использования «Дезавида» не нуждаются в контроле со стороны надзорных органов.

Ольга МИХАЙЛОВСКАЯ, специалист министерства энергетики и ЖКХ Свердловской области:

— Наиболее распространенными дезинфектантами выступают хлорсодержащие вещества, жидкий хлор и другие производные реагенты, основанные на методе хлорирования. Эта группа реагентов отличается продолжительными сроками воздействия, проста в употреблении, эффективно обеспечивает безопасность воды по микробиологическим показателям. С другой стороны, жидкий хлор требует повышенных мер безопасности и может в процессе обеззараживания образовывать вещества, оказывающие негативное влияние на человека. В этой связи появление новых реагентов, обладающих достоинствами жидкого хлора и хлорсодержащих вещества и свободных от перечисленных недостатков, имеет и широкие возможности для успешного внедрения. Положительные примеры, безусловно, будут тиражироваться на объектах водоочистки Свердловской области.

Вячеслав ПЕТЕЛИН, заместитель главы по энергетике и транспорту, связи и ЖКХ Невьянского городского округа (Свердловская область):

— В Невьянском ГО основные источники питьевого водоснабжения — подземные. При подготовке питьевой воды из этих источников нет первичного обеззараживания. Основным способом обеззараживания является УФ-излучение. В настоящее время готовится проект методических указаний «Санитарно-эпидемиологические испытания (исследования) материалов, реагентов и оборудования, используемых в системах водоснабжения» (справка № ФК 15/1 - 222 от 14 мая 2010 года) и проект МУ «Санитарно-эпидемиологическая экспертиза средств дезинфекции воды» (справка № 11 – 5/279 от 12 мая 2009 года). После утверждения этих документов будет решен окончательно вопрос о применении препарата «Дезавид» в питьевом водоснабжении.

№ 5 (23), май, 2011 г.

27

Технологии и оборудование | Опыт

Проблемные ситуации режимной наладки ВПУ Вопросы организации рациональной водоподготовки имеют важное значение, так как от качества воды в большой мере зависят надежность и экономичность эксплуатации оборудования. Рассмотрим на конкретном примере ВПУ-6 причины частичной неработоспособности новой установки и возможные пути их устранения для приведения ВПУ в исправное состояние.

Н

Александр АРТАМОНЦЕВ, технический директор ООО «ИЦ «Теплоуниверсал» (Томск) Борис ЛЕБЕДЕВ, директор ООО «ИЦ «Теплоуниверсал» (Томск) Татьяна БЕТХЕР, инженер отдела ООК ООО «ИЦ «Теплоуниверсал» (Томск) Любовь ОРЛОВА, инженер ООО «ИЦ «Теплоуниверсал» (Томск) Любовь РОДИНА, инженер ООО «ИЦ «Теплоуниверсал» (Томск)

28

овая противоточная водоподготовительная установка производительностью 6 т/ч (ВПУ-6), установленная в производственной котельной одного из предприятий, через непродолжительный период эксплуатации оказалась частично неработоспособной. Существенно снизились пропускная способность фильтра, которая по паспорту составляла 6 т/ч, а фактически — 1 т/ч. Для определения причин этого явления было выполнено ее обследование, ревизия фильтров (наружный и внутренний осмотр) и исследованы основные операции технологического процесса умягчения воды. При первичном обследовании выяснилось, что установка была смонтирована силами самого предприятия с нарушением требований п. 12.4 Правил технической эксплуатации тепловых энергоустановок [2]. Ее ввод в эксплуатацию был осуществлен без проведения пусконаладочных работ. Для организации технологического процесса умягчения воды в ВПУ-6 по противоточной схеме весь объем катионита (рис. 1), загружаемый в фильтр, условно разделен на три разных по высоте слоя: блокирующий, основной и вспомогательный (сверху вниз). Каждый слой выполняет в технологическом процессе свои определенные функции. Границами раздела слоев служат сборнораспределительные устройства (РУ). Их в фильтре четыре. Верхнее распределительное устройство (ВРУ), среднее распределительное устройство (СРУ), распределительное устройство сбора умягченной воды (РУСУВ) и нижнее распределительное устройство (НРУ). ВРУ имеет бесколпачковую конструкцию (рис. 2). При выполнении в эксплуатации операции по взрыхлению катионита был зафиксирован его выброс из фильтра даже при интенсивности, ниже рекомендуемой в паспорте. В связи с этим в эксплуатации операции взрыхления проводили

при интенсивности, чуть ниже той, при которой происходил выброс катионита. При такой низкой интенсивности взрыхления она не обеспечивала полной очистки основного слоя катионита от загрязнений, накапливаемых при работе в режиме фильтрации в условиях отсутствия блокирующего слоя. Это стало одной из причин постоянного повышения степени остаточной загрязненности катионита основного слоя и роста гидравлического сопротивления фильтра, что привело к снижению его пропускной способности. Анализ гидравлических схем и определение расходных характеристик потоков в фильтре в разных операциях показал, что выброс катионита, происходивший в эксплуатации только при взрыхлении и только через ВРУ? мог иметь место лишь при одном условии: если ВРУ не выполняло свою функцию по предотвращению выброса катионита. Причин этому могло быть две. Первая — превышение ширины щелей ВРУ по отношению к размеру глобул катионита, вторая — отсутствие ВРУ как такового. Для выяснения истинной причины необходимо было произвести осмотр ВРУ. Сделать это не представлялось возможным по причине отсутствия смотрового лючка в верхней части фильтра над зажимающей решеткой в зоне размещения ВРУ, и возможности извлечь ВРУ из фильтра для осмотра. Проблема была решена вырезкой отверстия 150 мм в верхнем днище фильтра, в которое впоследствии был установлен смотровой лючок. Причиной выброса катионита оказалось отсутствие ВРУ в заводском исполнении. Потоки рабочих сред поступали в фильтр и выводились из него вместе с некоторой частью катионита через штуцер 32 мм. По этой причине практически весь катионит с зажимающей решетки был вынесен из фильтра, а в зоне расположения штуцера ВРУ катионит отсутствовал и под решеткой. Геометрия блокирующего слоя была существенно нарушена, и объем его был значительно меньше

ЭНЕРГОНАДЗОР

расчетного. Естественно, что при этом среднее значение гидравлического сопротивления слоя было также ниже расчетного, и поэтому логично было ожидать увеличения производительности фильтра. Предусмотренное проектом установки соотношение расходов верхнего и нижнего потоков регенерационного раствора 24 и 76% не выполнялось. Фактический расход верхнего потока превышал 24% и приходился на меньший, в сравнении с расчетным, объем катионита. По этой причине часть регенерационного раствора не могла отдать ионы натрия катиониту и неиспользованная сбрасывалась в дренаж. Это обуславливало перерасход соли и загрязнение окружающей среды, повышало стоимость умягченной воды. Расход нижнего потока был меньше проектного из-за пониженного сопротивления блокирующего слоя и повышенного основного, что не обеспечивало полного насыщения катионита основного слоя и служило причиной снижения рабочей обменной емкости фильтра. Проблема восстановления параметров всех операций техпроцесса была частично решена впоследствии путем досыпки в фильтр 150 кг катионита для восстановления расчетного объема блокирующего слоя и его гидравлического сопротивления.

Д

ля решения проблемы восстановления пропускной способности фильтра в режиме фильтрации необходимо было решить проблему снижения высокого общего сопротивления движению потока умягчаемой воды через ВРУ, блокирующий и основной слои катионита и РУСУВ. Реконструированное в процессе наладки ВРУ обладало незначительным гидравлическим сопротивлением, как и блокирующий слой, в силу его небольшой высоты в сравнении с основным слоем. Одной из составляющих в общем сопротивлении фильтра было сопротивление основного существенно загрязненного слоя. Очистить катионит основного слоя от загрязнения взрыхлением без его выгрузки из фильтра не представлялось возможным. При имеющемся в напорной линии исходной воды давлении, равном 0,4 МПа, достигнуть нормативной (5 л/ м2с) [3] интенсивности, обеспечивающей необходимую для удаления загрязнения степень разрыхления катионита, было невозможно. Взрыхление с меньшей интенсивностью не обеспечивало полной очистки катионита. Второй причиной, затрудняющей очистку катионита, было отсутствие в котельной возможности для осуществления гидроперегрузки катионита и очистки его вне фильтра. Отсутствие гидроперегрузки также исключало возможность проведения ревизий, предусмотрен-

№ 5 (23), май, 2011 г.

ных п. 12.11 Правил технической эксплуатации тепловых энергоустановок [2]. После полной выгрузки катионита из фильтра появилась возможность извлечь и обследовать НРУ. При монтаже ВПУ-6 в котельной СРУ, РУСУВ и НРУ были оснащены самодельными металлическими колпачками пружинного типа, изготовленными из нержавеющей проволоки 3 мм. Пластмассовые колпачки, поставленные заводом-изготовителем в комплекте установки, были заменены металлическими по соображению из-за более высокой прочности. Однако, как показало обследование и их последующее изучение, они оказались склонными к загрязнению, что создавало большое гидравлическое сопротивление, особенно в НРУ, в силу того что через них при регенерации проходил загрязненный солевой раствор, примеси которого забивали щели колпачков. Проблема очистки катионита от загрязнений и снижения гидравлического сопротивления фильтра была решена приведением в норму сопротивления основного слоя катионита и колпачков НРУ, а также сооружением в котельной установки для гидроперегрузки катионита (рис. 3) и его очистки вне фильтра. При выгрузке катионита была установлена очень высокая степень загрязненности вспомогательного слоя, имевшего плотную и достаточно прочную структуру, создававшего большое сопротивление лю-

29

Рис. 1. Блок-схема ВПУ-6 1 — ВРУ 2 — СРУ 3 — РУСУВ 4 — НРУ 5 — зажимающая решетка 6 — блокирующий слой 7 — основной слой 8 — вспомогательный слой 9 — дренаж

Рис. 2. Схема конструкции ВРУ 1 — колено 2 — штуцер 3 — щели 4 — заглушка 5 — трубопровод обвязки 6 — зажимающая решетка

бому проходившему через него потоку. Взрыхлить и удалить из фильтра катионит этого слоя удалось только после трех гидроударов, искусственно созданных в подводящем трубопроводе у НРУ. Заказчику было рекомендовано выполнить комплекс мероприятий по обеспечению чистоты регенерационных растворов, оснастить все РУ колпачками заводской поставки, что и было выполнено. После ревизии, профилактики и установки всех РУ фильтр был загружен очищенным в установке гидроперегрузки катионитом. В таком состоянии фильтра была проведена работа по обеспечению рекомендуемого заводомизготовителем соотношения расходных характеристик потоков регенерационных растворов и отмывочной воды. Еще одна проблема возникла в связи с тем, что рекомендации по интенсивностям операций регенерации, приведенные в паспорте установки, не совпадали с рекомендациями, приведенными в [3]. Несмотря на то, что последние значительно превышали рекомендованные значения заводомизготовителем, выброса катионита после режимной наладки фильтра не происходило, и поэтому именно они были рекомендованы заказчику. Таким образом, для приведения установки ВПУ-6 в работоспособное состояние потребовалось выполнение модернизации фильтра, сооружение гидроперегрузки, обеспечившей возможность перегрузки и очистки катионита, также была осуществлена замена колпачков, дозагрузка катионита в количестве 150 кг, корректировка гидравлического сопротивления до соответствующего соотношения потоков 24 и 76%, установлены скорости потоков в операциях регенерации для оптимального режима работы ВПУ. Литература 1. ГОСТ 27.002 - 89. Надежность в технике. Основные понятия. Термины и определения.

2. Правила технической эксплуатации тепловых энергоустановок. Выпуск 4. — М.: Федеральное государственное унитарное предприятие «Научно-технический центр по безопасности в промышленности», 2005. 252 с. Серия 17.

3. Кострикин Ю.М. , Водоподготовка и водный режим энергообъектов низкого и среднего давления: справочник Кострикин Ю.М., Мещерский Н.А., Коровина О.В.— М.: Энргоатомиздат. 1990. 253 с.

Рис. 3. Схема установки гидроперегрузки ВПУ-6 1 — ФИПр (ВПУ-6 № 1,2 ВПУ-3) 2 — шланг соединительный 3 — линия выгрузки катионита (Ø 32 мм) 4 — бак для выгрузки катионита 5 — линия перелива из бака колпачковая 6 — линия слива в дренаж 7 — линия загрузки фильтра (самотечная) 8 — штуцер опорожнения бака 9 — линия техводы на ВРУ 10 — линия техводы на НРУ 11 — штуцер выгрузки катионита

30

ООО «Инженерный центр «ТЕПЛОУНИВЕРСАЛ» 634050 Томск, пр. Ленина, 30 А, корп. 4, ТПУ, к. 221 634061 Томск, а/я 4155 Тел.факс: (3822) 56 - 35 - 32, 56 - 39 - 22 E-mail: teplouniversal@tpu.ru

ЭНЕРГОНАДЗОР

Энергонадзор | Территория

«Слабые места» энергетики Как показывают результаты контрольно-надзорных мероприятий, проводимых Волжско-Окским Управлением Ростехнадзора, одно из самых «слабых мест» энергетической отрасли — старение основных фондов и необходимость замены оборудования на объектах энергетики.

Б

Владимир ВЬЮНОВ, руководитель ВолжскоОкского Управления Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору (Нижний Новгород)

№ 5 (23), май, 2011 г.

олее 50% оборудования подстанций 35–220 кВ, расположенных на территории Нижегородской области и Республики Мордовия, выработало свой ресурс и в той или иной степени требует замены. Причем подстанции, отработавшие более 25 лет, составляют около 50% от общего количества. 60% оборудования электрических станций (котлы, турбины, генераторы, трансформаторы) также выработали ресурс, и их эксплуатация производится по диагностике и состоянию основных параметров. Аналогичная картина по котельным и тепловым сетям. И, что печально, количество объектов, выработавших свой ресурс, с каждым годом не уменьшается. Второй вопрос, требующий незамедлительного решения, — это надежность электроснабжения промышленных предприятий и объектов социальной сферы. Более 20 предприятий, имеющих на своем балансе различные опасные производственные объекты, по надежности электроснабжения не соответствуют категорийности электроприемников. На объектах водоснабжения и канализации Нижнего Новгорода не соответствуют по категории электроснабжения 12 насосных станций из 234. На четырех основных водопроводных станциях города, а также на канализационных насосных станциях существующие схемы электроснабжения требуют серьезной реконструкции. Из почти 3000 котельных, снабжающих тепловой энергией население и объекты социальной сферы Нижегородской области, около 1300 не обеспечены резервными источниками электроэнергии, свыше 100 котельных и ЦТП не имеют автоматического включения резерва. Что касается объектов социальной сферы: не соответствуют требованиям надежности 70% медицинских учреждений и свыше 60% объектов образования области. Такое положение дел усугубляется отсутствием квалифицированного электротехнического персонала, что приводит к ненадлежащему уровню обслуживания и эксплуатации электроустановок, не исключает вероятности аварий и травм. К числу прочих проблем, имеющих место в электроэнергетике, следует отнести:

• низкий уровень эксплуатации электрооборудования, несоблюдение объемов и сроков ППР, низкое качество ремонтов; • наличие однотрансформаторных подстанций, которые снижают надежность электроснабжения потребителей; • не оборудованные устройствами регулирования напряжения под нагрузкой трансформаторы 35 - 220 кВ; • отсутствие контроля за состоянием устройств компенсации реактивной мощности у потребителей электроэнергии; • отсутствие резерва мощности на некоторых подстанциях, что также снижает надежность электроснабжения и препятствует развитию инфраструктуры регионов; • в последнее время снижается квалификация сотрудников предприятий энергетической отрасли, о чем говорит увеличение количества инцидентов по вине персонала. Так, в 2010 г. Волжско-Окским Управлением Ростехнадзора было зафиксировано 5 аварий на энергоустановках, в то время как в 2009 году подобных инцидентов не было. Такой рост аварийности во многом обусловлен введением в действие «Правил расследования причин аварий в электроэнергетике»: часть технологических нарушений из категории «инциденты» перешла в категорию «аварии». Кроме того, сыграли роль аномальные погодные явления: во-первых, ураган в июле 2010 г. со сверхнормативными ветровыми нагрузками, вызвавший массовые падения деревьев и обрывы ЛЭП всех классов напряжения, во-вторых, сыграл свою роль тот факт, что оборудование длительное время эксплуатировалось в условиях жары. Наблюдается некоторый рост травматизма со смертельным исходом: 6 случаев в 2010 г. (в том числе один групповой) против 3 в 2009 г. Основные организационные и технические причины происшедших несчастных случаев следующие: • низкая производственная дисциплина и слабая квалификация персонала; • слабый контроль и неудовлетворительная организация работ со стороны работников, ответственных за безопасность производства работ в действующих электроустановках; • ошибочные действия пострадавших.

31

Энергетика и право | Отключение электричества

Действуйте по закону

Проблема отключения предприятий от энергоснабжения сегодня актуальна, о чем свидетельствует отечественная арбитражная практика. Действующее законодательство не допускает незаконных ограничений поставок электроэнергии конечным потребителям — хозяйствующим субъектам, поскольку это может привести к убыткам.

С

Мария ПОЛЯНСКАЯ, управляющий партнер юридической компании «Вендикт-НПК» (Москва)

32

огласно п. 2 ст. 547 Гражданского кодекса РФ, если в результате регулирования режима потребления энергии, осуществленного на основании закона или иных правовых актов, допущен перерыв в ее подаче абоненту, энергоснабжающая организация несет ответственность за неисполнение или ненадлежащее исполнение договорных обязательств при наличии ее вины. Согласно ст. 215.1 Уголовного кодекса РФ, незаконное прекращение или ограничение подачи потребителям электрической энергии либо отключение их от других источников жизнеобеспечения, совершенные должностным лицом, а равно лицом, выполняющим управленческие функции в коммерческой или иной организации, в том случае, если ситуация повлекла за собой причинение крупного ущерба по неосторожности, тяжкий вред здоровью людей или иные тяжелые последствия, наказываются штрафом до 200 000 рублей или в размере заработной платы (иного дохода осужденного) за период до 18 месяцев, либо ограничением свободы на срок до 3 лет, либо лишением свободы на срок до 2 лет. Закон № 35-ФЗ «Об электроэнергетике» детально прописывает права и обязанности сторон– участников отношений по поставке электроснабжения. Так, ст. 38 этого закона подробно регламентирует гарантии для потребителей энергии. Субъекты, обеспечивающие поставки электроэнергии потребителям, отвечают перед потребителями за надежность обеспечения их электроэнергией и ее качество, в соответствии с требованиями технических регламентов и иными обязательными требованиями. Ответственность за надежность обеспечения электроэнергией и ее качество перед потребителями, энергопринимающие установки кото-

рых присоединены к объектам электросетевого хозяйства, не имеющим собственника (или же собственник неизвестен, отказался от права собственности), несут организации, к электрическим сетям которых присоединены такие объекты. В частности, запрещается ограничение режима и уровня потребления электрической энергии в отношении потребителей, не имеющих задолженности по ее оплате и исполняющих иные обязательства, которые предусмотрены законодательством РФ и соглашением сторон. За исключением случаев возникновения аварийных электроэнергетических режимов, запрещаются веерные отключения электроэнергии у потребителей, не имеющих задолженности по ее оплате и исполняющих иные обязательства, которые предусмотрены законодательством РФ и соглашением сторон. П. 7 ст. 38 Закона № 35-ФЗ устанавливает гарантии потребителя электроэнергии от несанкционированного отключения. Так, Правительством РФ утверждается порядок полного и (или) частичного ограничения режима потребления электрической энергии потребителями–участниками оптового и розничного рынков в случае нарушения ими своих обязательств, а также при необходимости неотложных мер по предотвращению или ликвидации аварийных ситуаций. Указанный порядок применяется в случае неисполнения обязательств по оплате электрической энергии и обеспечивает: • обязательность предварительного (не менее чем за 10 дней) предупреждения о возможном введении полного и (или) частичного ограничения режима потребления; предупреждение должно содержать информацию о состоянии задолженности по оплате за электрическую энер-

ЭНЕРГОНАДЗОР

гию, а также о предполагаемом сроке введения ограничений режима потребления; • обязательность введения предварительного частичного ограничения режима и уровня потребления электрической энергии перед полным ограничением того и другого; • запрет на нарушение прав других потребителей в связи с вводимым ограничением режима и уровня потребления электрической энергии; • ответственность за нарушение порядка ограничения режима потребления электрической энергии, в том числе его уровня, повлекшее за собой причинение убытков потребителям и (или) продавцам электрической энергии; • обязательность обеспечения обязательств по оплате электрической энергии указанными в пункте 6 настоящей статьи группами потребителей за счет средств бюджетов соответствующих уровней; • меры по социальной защите граждан РФ, в т. ч. по выплате им компенсаций на оплату стоимости электрической энергии; • недопустимость ограничения режима потребления электрической энергии до тех пор, пока не истечет срок действия обеспечений, предоставленных бюджетами соответствующего уровня. Порядок полного либо частичного отключения потребителей от энергоснабжения закреплен Постановлением Правительства РФ № 530 «Об утверждении основных положений функционирования розничных рынков электрической энергии» от 31 августа 2006 года. П. 161 данного Постановления указывает, что ограничение режима потребления может вводиться в следующих случаях: • неисполнение или ненадлежащее исполнение потребителем обязательств по оплате электроэнергии и услуг, оказание которых является неотъемлемой частью процесса энергоснабжения, в том числе по предварительной оплате, если такое условие предусмотрено соответствующим договором с потребителем (далее — неисполнение или ненадлежащее исполнение потребителем своих обязательств); • прекращение обязательств сторон по договору, на основании которого осуществляется энергоснабжение потребителя, поставка электрической энергии и (или) оказание услуг по передаче ее потребителю (далее — прекращение обязательств сторон по договору); • выявление фактов бездоговорного или безучетного потребления электрической энергии; • выявление неудовлетворительного состояния энергетических установок (энергопринимающих устройств) потребителя, удостоверенного органом государственного энергетического надзора, которое угрожает аварией или создает угрозу жизни и здоровью людей; • возникновение (угроза возникновения) аварийных электроэнергетических режимов; • возникновение внерегламентных отключений; • наличие соответствующего обращения потребителя. Обобщая законодательные акты, можно сказать, что основаниями для полного или частич-

№ 5 (23), май, 2011 г.

ного ограничения поставки электроэнергии являются прекращение действия соответствующих договоров, заключенных между энергоснабжающей организацией и потребителем, и невыполнение последним своих обязательств по договору: в частности, по оплате использованной электроэнергии. В этом случае энергоснабжающая организация вправе ограничить подачу ресурса частично с обязательным уведомлением потребителя, а при невыполнении последним обязательств по оплате в согласованный сторонами срок — полностью ограничить его в предоставлении электрической энергии. Гарантии прав потребителя (хозяйствующего субъекта) установлены п. 181 указанного выше Постановления Правительства РФ: при осуществлении действий по ограничению (полному либо частичному) поставки электроэнергии ресурсоснабжающая организация обязана действовать в рамках закона и договорных отношений между сторонами. В противном случае ресурсоснабжающая организация обязана возместить убытки, причиненные отключением электричества. Если суд признал необоснованными действия по введению ограничения режима потребления, примененного в случае неисполнения или ненадлежащего исполнения предприятием своих обязательств, оно получает право на взыскание убытков с инициатора введения ограничения в соответствии с законодательством РФ. Если введение ограничения режима потребления было осуществлено по инициативе собственника (владельца) электрической сети и признано судом необоснованным, инициатор обязан возместить убытки, возникшие в связи с ограничением режима потребления у гарантирующего поставщика, энергосбытовой организации и обслуживаемых ими потребителей. Если сетевая организация не исполнила или ненадлежащим образом исполнила заявку на введение ограничения режима потребления, она несет ответственность перед его инициатором в размере, равном стоимости электрической энергии, отпущенной потребителю после предполагаемой даты введения ограничения режима потребления, указанной в соответствующем уведомлении. Сетевая организация не несет ответственности перед инициатором введения ограничения за неисполнение или ненадлежащее исполнение заявки на введение ограничения режима потребления в том случае, если надлежащее исполнение оказалось невозможным вследствие обстоятельств непреодолимой силы. При надлежащем обосновании и доказательствах объема и происхождения убытков из-за незаконного отключения электроэнергии, отечественные арбитражные суды становятся на сторону потребителя. Таким образом, при наличии обоснованной и документально подтвержденной позиции потребителя, прогноз судебной защиты его прав в арбитражном суде представляется оптимистичным. Впрочем, не стоит забывать, что лучшим решением вышеназванной проблемы и сопутствующих разногласий сторон могут стать конструктивные переговоры между ними, которые обеспечат достижение договоренностей вне суда.

Ответственность за надежность обеспечения электроэнергией и ее качество перед потребителями, энергопринимающие установки которых присоединены к объектам электросетевого хозяйства,

не имеющим

собственника,

несут организации, к электрическим сетям которых присоединены такие объекты

33

Электрооборудование | Усовершенствование

Эволюционное развитие выключателей Управляемая коммутация выключателей, являясь нормальным эволюционным развитием «неуправляемых» выключателей, в последние годы становится все более распространенной. Это утверждение в основном действительно для класса высоковольтных выключателей, которые могут поставляться с серийными устройствами для управляемой коммутации.

К

Евгений ПРОХОРЕНКО, доцент кафедры автоматики ГОУ ВПО «Новосибирский государственный технический университет», кандидат технических наук Иван ЛЕБЕДЕВ, аспирант кафедры «Техника и электрофизика высоких напряжений» ГОУ ВПО «НГТУ»

оличество установленных устройств за 1984–2004 гг. превышает 1500 шт. Распространению управляемых выключателей в высоком, сверхвысоком и ультравысоком классах напряжения способствуют результаты научно-практических изысканий. Иная ситуация сформировалась в среднем классе напряжения. В нем серийные решения отсутствуют, за исключением единичных случаев реализации устройств по включению емкостной и индуктивной нагрузки [1–3]. Такой дисбаланс в сравнении с высшими классами напряжения может быть объяснен недостаточными исследованиями в области управляемой коммутации. Кроме того, однозначного ответа на вопрос о технической реализуемости такого рода устройств не было до настоящего времени. Недостаточная скорость развития технологий управляемой коммутации объясняется возможностью использования в большинстве случаев защитных устройств, которые зачастую предлагаются производителями коммутационных устройств, а также относительно низкой стоимостью коммутируемого и коммутационного оборудования. Ряд этих факторов приводит к нежеланию большинства производителей, за исключением упомянутых случаев, идти по пути разработки управляемых выключателей среднего класса напряжения, решая возникающие вопросы применением защитных устройств, которые не всегда эффективны. Сложившаяся ситуация вокруг проблемы управляемой коммутации заставляет искать

ответ на вопрос о реализуемости в техническом плане управляемых выключателей на средние классы напряжения и делает актуальными исследования в этой области.

Д

ля реализации управляемого выключателя необходимо добавить в стандартный вакуумный выключатель с пофазной системой приводов ряд элементов и изменений, позволяющих осуществлять синхронизацию по току и напряжению, а также организовать обратные связи для оценки динамики работы контактной системы вакуумной дугогасящей камеры. Это такие элементы, как: • датчики тока для синхронизации отключения нагрузки по току (в случае отключения трансформаторов, электродвигателей); • датчики напряжения для синхронизации включения нагрузки по напряжению (в случае включения трансформаторов, конденсаторных батарей); • датчики перемещения для контроля работы приводов и их корректировки при необходимости; • блок внешних синхронизаций для обработки поступающих сигналов от датчиков обратных связей, выбора подходящего алгоритма работы

Результаты неуправляемой и синхронной коммутаций Максимальные напряжения, Максимальное градиентное кВ (о.е.) воздействие, кВ

Количество ПЗ

Коммутация

Фаза А

Фаза B

Фаза С

Фаза А

Фаза B

Фаза С

Фаза А

Фаза B

Фаза С

Одновременное отключение трех полюсов

25

5

38

5,99 (1,17)

8,8 (1,74)

13,8 (2,64)

5,7

3,7

7,4

Управляемое отключение

0

0

6

5,12 (1)

5,05 (1)

12,1 (2,3)

0

0

6,7

34

ЭНЕРГОНАДЗОР

в зависимости от вида коммутации, режима работы нагрузки и ее типа. Практическая реализуемость управляемого выключателя была доказана экспериментальными исследованиями отключения ненагруженного трансформатора. Этот вид коммутации наиболее требователен к работе синхронного вакуумного выключателя. Теоретическая возможность такой коммутации показана в [4]. Натурный эксперимент поставлен на трансформаторе 6/1,2 кВ мощностью 630 кВА. Соединение между трансформатором и СВВ было осуществлено с помощью трех однофазных кабелей длиной не более двух метров. Синхронизация в случае управляемого отключения осуществлялась по датчикам тока. При коммутациях регистрировались напряжения на вводе трансформатора осциллографом при помощи емкостных делителей напряжения. Из проведенного ряда коммутаций наиболее показательными являются две: одновременное отключение трех полюсов выключателя (разбросы между отключением фаз минимальны и не превышают допустимых значений в соответствии с [5]) и отключение всех трех полюсов с разбросами при значениях токов в фазах вблизи нуля. Экспериментальные осциллограммы неуправляемого и синхронного отключений приведены на рисунках а и б. При одновременном отключении размыкание фаз осуществляется в следующем порядке: С‑t1‑A‑t2‑B, где время t1 и t2 равно соответственно 26 и 110 мкс. Отключение трех фаз происходит по алгоритму С-t3-B-t4-A, где t3 и t4 равны соответственно 4 и 0,7 мс. Полученных результаты сведены в таблицу. Они позволяют судить о том, что одновременное отключение трех полюсов выключателя ненагруженного трансформатора приводит к возникновению повторных зажиганий, в то время как управляемое отключение с разбросом при синхронизации по току позволяет

существенно снизить количество повторных зажиганий. Наличие некоторого числа последних при управляемом отключении объясняется недостаточно точным отключением при переходе тока через ноль и недостаточно высокой скоростью восстановления электрической прочности. В соответствии с [4], повышение точности или увеличение скорости восстановления электрической прочности межконтактного промежутка позволит полностью избавиться от повторных зажиганий. Таким образом, существенное снижение перенапряжений при управляемом отключении ненагруженного трансформатора даже при текущей точности отключения нуля тока и скорости восстановления электрической прочности, которые оказались ниже расчетных значений, позволяет говорить о том, что управляемая коммутация вакуумными выключателями реализуема.

Сложившаяся ситуация вокруг проблемы управляемой коммутации заставляет искать ответ на вопрос

о реализуемости в техническом

плане управляемых выключателей на средние классы напряжения

Литература 1. Digital Zero Voltage Closing (ZVC): Control for Capacitor Switching. Brochure. September 2003.

Joslin Hi-Voltage ID DB 750‑510.

2. Transmaster: Electric Arc Furnace Switches.

January 2007. Brochure. Joslin Hi-Voltage ID DB 750‑205.

3. Пат. на ПМ № 55222 РФ. Устройство управления конденсаторным регулятором напряжения/ Д.Ф. Алферов, Г.С. Белкин, Ю.А. Горюшин, В.Н. Ивакин, В.П. Иванов, В.Г. Киракосов, В.И. Кочкин, А.А. Маслов, О.П. Нечаев, В.А. Сидоров//Опубл. в Бюл. 2006. № 21.

4. Прохоренко, Е.В. Исследование возможности создания вакуумного выключателя для синхронного отключения ненагруженных трансформаторов// Е.В. Прохоренко, И.А. Лебедев. Электро. — 2010. — № 3. — С. 40–44 5. ГОСТ 52565 – 2006. Выключатели переменного тока на напряжения от 3 до 750 кВ. Заголовок: Общие технические условия. — М.: Изд‑во стандартов, 2007. — 85 с.

Экспериментальные осциллограммы напряжений а) при неуправляемом отключении ненагруженного трансформатора 0

10 000

Момент отключения фазы А

6 000

10 000

5 000

0

А В С

Момент отключения фазы В

-5 000 80,2

80,4

80,6

80,8

81

Время, мс

№ 5 (23), май, 2011 г.

А В С

8 000

Напряжение, кВ

Напряжение, кВ

-5 000

Момент отключения фазы С

б) при синхронном отключении ненагруженного трансформатора

81,2

80,2

80,4

4 000

Момент отключения фазы В

2 000 0 -2 000 -4 000

Момент отключения фазы А

Момент отключения фазы С

-6 000 35

36

37

38

39

40

Время, мс

35

Электрооборудование | Состояние рынка

Спрос рождает предложение В распределительных подстанциях систем электроснабжения потребителей применяются следующие типы конструкций трехфазных силовых масляных трансформаторов (СМТ): ТМ, ТМГ, ТМЗ, ТМФ, ТМЭ, ТМБ, ТМЖ, ТМН, ТМПН. Принципиально отличающихся по конструкции типов СМТ всего четыре: ТМ, ТМГ, ТМЗ и ТМН.

С

Юрий САВИНЦЕВ, генеральный директор ЗАО «Корпорация «Русский трансформатор» (Москва), кандидат технических наук

тенки бака трансформатора ТМ изготовлены из стального листа толщиной 2,5–4 мм; тепловое увеличение объема масла компенсируется расширением в дополнительный расширительный бак (расширитель). Выводы обмоток ВН и НН расположены на крышке бака. Охлаждение масла происходит в коробчатых или пластинчатых радиаторах, расположенных вдоль стенок основного бака. Преимущества ТМ: высокая стойкость к случайным механическим воздействиям; продолжительность эксплуатации — 40–50 лет. Недостаток: требуется периодический контроль влагосодержания трансформаторного масла. Трансформатор ТМФ отличается от ТМ боковыми выводами обмоток ВН и НН, закрытыми защитными коробами. Стенки баков трансформатора ТМГ изготовлены из стального листа толщиной 1,0–1,5 мм — это так называемый гофробак. Выводы обмоток ВН и НН расположены на крышке бака. Расширитель и воздушная или газовая «подушка» отсутствуют. Температурные изменения объема масла компенсируются упругой деформацией гофров бака. Контакт масла с окружающей средой полностью отсутствует. Это обстоятельство улучшает условия работы масла, исключает возможность его увлажнения, загрязнения или окисления. Трансформаторное масло перед заливкой дегазируется. Именно по этой причине его свойства не меняются на протяжении срока службы. Достоинства ТМГ: сокращение массогабаритных характеристик и эксплуатационных расходов (на 30%–40%). Недостаток: низкая стойкость к случайным механическим воздействиям при монтаже, при транспортировке и т. п. Толщина стенки бака трансформатора ТМЗ — 2,5–4 мм, но при этом бак выполнен в герметичном исполнении. Выводы ВН и НН расположены на его боковых стенках, как у трансформатора ТМФ. Защитой масла от окисления, загрязнения, насыщения влагой выступает сухой азот (по принципу азотной «подушки» между крышКорпорация «Русский Трансформатор» 121596 Москва, ул. Горбунова, 7, корп. 4 Тел.: (495) 447-05-66, 916-56-66 E-mail: info@rus-trans.com www.rus-trans.com; www.трансформатор.рф

36

кой трансформатора и зеркалом масла). Этот тип трансформатора сочетает в себе положительные эксплуатационные свойства трансформаторов ТМ и ТМГ. Трансформаторы типов ТМ, ТМГ, ТМЗ имеют возможность использования пятиступенчатой регулировки напряжения в диапазоне ±2х2,5% от номинального напряжения по стороне ВН. Регулировка происходит в выключенном состоянии. В трансформаторах ТМН, имеющих конструкцию бака, аналогичную ТМ, предусмотрена возможность автоматического регулирования напряжения без отключения трансформатора от сети с помощью устройства РПН типа РНТА 35/125 или аналогичного устройства. Имеется девять ступеней регулировки напряжения по стороне ВН с диапазоном регулирования ±4х2,5% от номинального. Переключение ТМН на другой диапазон может производиться как в автоматическом, так и в ручном режимах. Выводы обмоток ВН и НН расположены на крышке бака. Трансформаторы ТМЭ предназначены для питания электрооборудования экскаваторов и работают в условиях тряски, вибрации воздействия инерционных сил при разгоне и торможении поворотной платформы, крена и дифферента до 12 °, могут располагаться на расстоянии до 6 м от оси поворота платформы. Трансформаторы ТМБ предназначены для питания электрооборудования буровых установок. Силовые трансформаторы ТМЖ выпускаются с номинальным напряжением первичной обмотки (высокого напряжения) 27,5 кВ и вторичной обмотки (низкого напряжения) — 0,4 кВ и предназначены для питания электрооборудования железных дорог. Трансформаторы ТМПН с первичным напряжением 0,38 кВ предназначены для преобразования электроэнергии в составе электроустановок питания погружных электронасосов добычи нефти; а ТМПН с первичным напряжением 6; 10 кВ — для преобразования электроэнергии в составе комплектных трансформаторных подстанций, питающих погружные электронасосы добычи нефти. Все трансформаторы имеют ВН 6 (10) кВ. ТМН выпускают, как правило, класса напряжения 35 кВ. Трансформатор ТМПН выпускается также класса напряжения до 3 кВ. *Начало. Продолжение читайте в следующем номере.

ЭНЕРГОНАДЗОР

Электрооборудование | Трансформаторы

Оптимальная эксплуатация Тенденция создания электроизмерительных комплексов учета электроэнергии продолжает набирать обороты. За последнее время практически все генерирующие компании провели модернизацию своих сетей. Одна из важнейших задач модернизации — построение новых и усовершенствование старых схем учета электроэнергии.

П

араллельно с генерирующими компаниями модернизацию электрических сетей осуществляют межрегиональные распределительные сетевые компании: проводится замена устаревших приборов учета на более современные и точные, которые в полной мере удовлетворяют требованиям коммерческого учета электроэнергии; заменяются счетчики электрической энергии и устаревших измерительных трансформаторов, предназначенных для технического учета, на более современные — для коммерческого учета. Эта работа ведется с привлечением значительных финансовых и материальных средств. Пристальное внимание уделяется надежности электроизмерительных комплексов, потому как их повреждение ведет к большим потерям, выраженным в недоучете отпущенной электроэнергии потребителям. Для повышения надежности изделий, применяемых в схемах учета, производители измерительных трансформаторов применяют все более современные и передовые способы защиты своей продукции от негативного влияния электрических сетей при различных режимах. Наиболее чувствительным элементом в схемах учета является электромагнитный заземляемый трансформатор напряжения (ЗТН). Именно ЗТН получил наибольшее распространение в схемах электрического учета в сетях с изолированной нейтралью 6–35 кВ. Основная причина повреждения ЗТН — перенапряжения в электрических сетях. Перенапряжения могут быть вызваны коммутационными процессами, однофазными замыканиями на землю, либо межфазными замыканиями. Перенапряжения с использованием заземляемых трансформаторов напряжения могут привести к возникновению устойчивого феррорезонанса, когда емкость сети вступает в резонанс с индуктивностью ЗТН. Для повышения устойчивости ЗТН к воздействию феррорезонанса производителями электроаппаратов созданы различные решения данной проблемы. Способов и схем защиты от ферроре-

ЗНОЛПМИ

№ 5 (23), май, 2011 г.

зонанса на сегодняшний день существует множество, но, так как существующие сети разные, не все защиты могут предотвратить повреждение трансформатора. Тем более, что не каждая эксплуатирующая компания предпринимает меры против перенапряжений, как того требуют «Правила устройства электроустановок» и «ПЭТЭ». Однако здесь необходимо задать вопрос: для чего в схемах учета электроэнергии применять заземляемые трансформаторы, что сейчас повсеместно и происходит? Основная функция заземляемого трансформатора напряжения — это контроль изоляции сети. В ЗТН имеются дополнительные вторичные обмотки, которые в схемах защиты соединяются в разомкнутый треугольник, а в схемах учета электроэнергии — не используются, заземляются. В отличие от заземляемых трансформаторов напряжения в сетях с незаземляемыми трансформаторами напряжения возникновение феррорезонанса практически сведено к нулю. Исходя из вышесказанного, можно сделать вывод, что модернизация, проводимая с необоснованным применением заземляемых трансформаторов напряжения, в некоторых случаях может привести к огромным потерям, выраженным, недоучетом электроэнергии из-за перенапряжений с возникновением феррорезонанса. Поэтому для выбора типа применяемого трансформатора необходимо руководствоваться оправданным применением заземляемых трансформаторов.

Евгений ИГНАТЕНКО, главный конструктор отдела измерительных трансформаторов ОАО «Свердловский завод трансформаторов тока» (Екатеринбург)

ОАО «Свердловский завод трансформаторов тока» 620043 г. Екатеринбург, ул. Черкасская, 25 Тел./факсы: (343) 379-38-19, 234-31-02 (03) Факсы: (343) 212-52-55, 232-64-00 E-mail: marketing@cztt.ru www.cztt.ru

ЗНОЛ

ЗНОЛ.06

37

Обратная связь | Вопрос — ответ

ПЛАНОВЫЕ ПРОВЕРКИ — Как часто органы Ростехнадзора могут планово проверять организацию, эксплуатирующую ОПО (котельные)? По материалам сайта Западно-Сибирского управления Ростехнадзора, www.zsib.gosnadzor.ru — В соответствии с ч. 3, ст. 9 Федерального закона № 294-ФЗ «О защите прав юридических лиц и индивидуальных предпринимателей при осуществлении государственного контроля (надзора) и муниципального контроля» от 26 декабря 2008 г. плановые проверки проводятся на основании разрабатываемых органами государственного контроля (надзора) в соответствии с их полномочиями ежегодных планов. До 1 июля 2011 г. положения Федерального закона № 294-ФЗ, устанавливающие порядок организации и проведения проверок в части, касающейся вида, предмета, оснований проверок и сроков их проведения, не применяются при осуществлении государственного контроля (надзора) за промышленной безопасностью (ч. 5, ст. 27 Федерального закона № 294-ФЗ).

ПРОВЕДЕНИЕ ИСПЫТАНИЙ — Обязательно ли проведение испытаний асинхронного электродвигателя 6 кВ в соответствии с п. 1.8.15 ПУЭ при проведении монтажа оборудования, при наличии протокола приемосдаточных испытаний, проведенных на заводе – изготовителе? Если такие испытания необходимы при каждом монтаже, то кто должен их обеспечить и за чей счет они должны проводиться (Заказчика или продавца оборудования)? По материалам сайта Центрального управления Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору, www.cntr.gosnadzor.ru — В соответствии с п. 1.3.3 Правил технической эксплуатации электроустановок потребителей, зарегистрированных Минюстом России № 4145 от 22 января 2003 г., перед приемкой 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.

38

в эксплуатацию электроустановок должны быть проведены приемосдаточные испытания оборудования и пусконаладочные испытания отдельных систем электроустановок. Вопросы, связанные с оплатой указанных работ, не входят в компетенцию Центрального управления Ростехнадзора.

РЕГИСТРАЦИЯ ЭЛЕКТРОИЗМЕРИТЕЛЬНОЙ ЛАБОРАТОРИИ — У предприятия заканчивается свидетельство о регистрации электроизмерительной лаборатории. Куда нам обратиться и какие документы для этого нужны? По материалам сайта Центрального управления Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору, www.cntr.gosnadzor.ru — Для регистрации электроизмерительной лаборатории Вам необходимо представить в Центральное управление Ростехнадзора, находящееся по адресу: Москва, Газетный переулок, д. 3 – 5, стр. 1, ком. 431, комплект документов: 1. Заявление установленного образца.

2. Копии устава, свидетельства о внесении записи в Единый государственный реестр юридических лиц; свидетельства о постановке на учет в налоговом органе.

3. Положение об электроизмерительной (электроиспытательной) лаборатории со структурной схемой административно-технической подчиненности лаборатории и персонала.

4. Виды и объем испытаний и измерений (работы, выполняемые лабораторией).

5. Утвержденный комплект электроизмерительных приборов и испытательных установок.

6. Утвержденный комплект средств защиты, плакатов и знаков безопасности.

7. Утвержденные программы и методики проведения испытаний и измерений.

8. Образцы протоколов испытаний и измерений.

9. Журналы: учета технического состояния электроизмерительных приборов; учета и содержания средств защиты; выдачи электроизмерительных приборов; учета испытаний и измерений, выполненных лабораторией.

10. Графики: поверки приборов и оборудования; периодических осмотров средств защиты; эксплуатационных испытаний средств защиты.

ЭНЕРГОНАДЗОР

11. Документы по квалификации персонала: копии журнала и удостоверений проверки знаний норм и правил работы в электроустановках; копии дипломов и свидетельств, подтверждающих квалификацию ответственных лиц сотрудников лаборатории, выполняющих испытания и измерения.

12. Приказ о создании лаборатории.

13. Приказ об утверждении списка лиц, имеющих право проводить электрические измерения и испытания и получать электроизмерительные приборы.

14. Приказ о назначении начальника лаборатории.

15. Приказ о назначении ответственного за электрохозяйство и его заместителя.

16. Приказ о создании ПДК.

17. Приказы, распоряжения об организации работ по наряд–допускам, в порядке текущей эксплуатации, командированного персонала.

18. Акт проверки готовности лаборатории к эксплуатации.

19. Принципиальные электрические схемы испытательных и измерительных станций, стендов и установок.

20. Заводские паспорта на испытательное оборудование и средства измерений.

21. Свидетельства о поверке электроизмерительных приборов и испытаний средств защиты.

ИНСТРУКТАЖ ПО БЕЗОПАСНОСТИ — В п. 11.5.1 Правил работы с персоналом в организациях электроэнергетики РФ указывается, что допускается сокращение периодичности повторного инструктажа по безопасности труда до одного месяца. Означает ли данное положение допустимость проведения повторных инструктажей в разные месяцы, но с интервалом более 30 дней? По материалам сайта Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору, www.gosnadzor.ru — В соответствии с п. 11.5.1 Правил работы с персоналом в организациях электроэнергетики РФ, повторный инструктаж по безопасности труда должен проводиться не реже одного раза в 6 месяцев. При сокращении периодичности повторного инструктажа с проведением его по отдельным темам программы, каждая тема и полный объем инструктажа должны повторяться не реже одного раза в шесть месяцев.

РАЗРЕШЕНИЕ РОСТЕХНАДЗОРА — Требуется ли разрешение Ростехнадзора при установке комплектных трансформаторных подстанций на временной основе и при выносе из помещений высоковольтной части подстанций в отдельное КТП? Какими строительными нормами необходимо руководствоваться при установке КТП между зданиями (расстояние между зданиями не более 15 метров)?

№ 5 (23), май, 2011 г.

По материалам сайта Прибайкальского управления Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору, www.pribay.gosnadzor.ru — Разрешение Ростехнадзора требуется как при установке комплектных трансформаторных подстанций на временной основе, так и при выносе из высоковольтной части подстанций в отдельное КТП (Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей, гл. 1.3). При установке КТП между зданиями следует руководствоваться Правилами устройства электроустановок, (гл. 7, п. 4.2.131).

АДМИНИСТРАТИВНЫЕ ПРАВОНАРУШЕНИЯ — Организация занимается поставкой тепла. Представителями нашего ОАО был обнаружен несанкционированный отбор теплоносителя. Можем ли мы применить санкцию по ст. 7.19 Кодекса РФ об административных правонарушениях РФ и обязательно ли участие Ваших уполномоченных лиц при составлении протокола об административном правонарушении? По материалам сайта Приокского управления Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору, www.priok.gosnadzor.ru — В соответствии с Кодексом об административных правонарушениях РФ, (гл. 23, ст. 7.19) материалы по административным правонарушениям должен рассматривать орган государственного энергетического надзора, который Распоряжением Правительства РФ № 1257-р от 1 октября 2004 г. ликвидирован с передачей надзорных функций по соблюдению требований промышленной безопасности в ведение Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору. Положением об Управлении по технологическому и экологическому надзору Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору по Тульской области, утвержденным Приказом Федеральной службы № 190 от 22 ноября 2004 г., функции контроля за рациональным и эффективным использованием газа (топлива), равно как тепловой и электрической энергии, не предусмотрены. В соответствии со ст. 22.3 КоАП, ч. 1, в случае упразднения указанных в гл. 23 КоАП органов, учреждений, их структурных подразделений до внесения в Кодекс изменений и дополнений, подведомственные им дела об административных правонарушениях рассматривают судьи. На основании вышеизложенного следует, что вынести постановление об административном правонарушении в отношении юридического или физического лица, допустившего несанкционированный отбор теплоносителя (тепловой энергии) из принадлежащих Вам сетей теплоснабжения, ни Ваша организация, ни Управление Ростехнадзора по Тульской области не имеют правового основания.

39

Бизнес-предложение | Справочник предприятий Производство. Поставки. Услуги ЗАО «Энергорегион»

620142 Екатеринбург, ул. Цвиллинга, 6, оф. 214 Тел.: (343) 379-53-25, 378-30-81 Тел./факс: (343) 379-54-82 www.energoregion.su

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.

620144 Екатеринбург, ул. Фрунзе, 96 В Тел. (343) 251-19-96, Факс (343) 251-19-85, E-mail: eic@eic.ru www.eic.ru

Одна из крупнейших независимых энергосбытовых компаний предлагает полный спектр услуг по подготовке и работе предприятий на оптовом рынке электроэнергии (мощности): создание и обслуживание автоматизированных систем учета электроэнергии, получение допуска на торговую систему, поставки с ОРЭМ (низкая сбытовая надбавка). Снабжение с розничного рынка. Энергоаудит. Консультирование.

ООО «МРО-Электро»

660118 Красноярск, Северное шоссе, 5 г, стр. 5, оф. 1 Тел.: (391) 292-76-87, 232-17-71 Тел./факс (391) 220-69-06 E-mail: mro2008@mail.ru www.mrorele.ru

Поставка приборов защиты электроустановок: реле контроля и защиты РКЗ, РКЗМ, реле повторного пуска РПП-2, счетчиковрегистраторов 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.

Энергогруппа «АРСТЭМ»

620146 Екатеринбург, ул. Решетникова, 22 а Тел.: (343) 310-70-80, 222-22-78 Факс (343) 310-32-18 www.eg-arstem.ru

Комплексные решения в области энергетики: энергетическое обследование (энергоаудит), оценка энергоэффективности проекта, внедрение энергосберегающих решений, подключение к электросетям, электроснабжение предприятий, создание систем учета энергоресурсов, вывод предприятий на оптовый рынок, создание собственной энергосбытовой организации, энерготрейдинг.

ЗАО «Энергопромышленная компания»

Обучение НОУ «Инженерная Академия»

Екатеринбург, ул. Красноармейская, 4 б Тел./факс: (343) 217-82-74, 217-82-76 E-mail: mail@enad.ru www.инженернаяакадемия.рф www.enad.ru

• Подготовка специалистов в области энергосбережения и энергоэффективности: профессиональных энергоаудиторов, энергоменеджеров в соответствии с ISO 500001; • энергосбережение в системах теплоснабжения; • энергосбережение в ЖКХ; • энергосбережение и управление энергоэффективностью предприятий, зданий. Основы энергетического менеджмента; • эксплуатация и повышение энергоэффективности инженерных систем предприятий, зданий, сооружений. на правах рекламы

ООО «ЮНИТЕКС» ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТЬ И ЭНЕРГОБЕЗОПАСНОСТЬ Проведение энергетического обследования (энергоаудита)

Действительный член СРО НП «ТЭК-Эксперт», зарегестрированной 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

40

в соответствии с требованиями Федерального закона от 23 ноября 2009 г. № 261-ФЗ «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации»: • составление энергетического баланса предприятия, • определение показателей энергоэффективности, • определение потенциала энергосбережения и повышения энергоэффективности, • разработка мероприятий по повышению энергоэффективности и их стоимостная оценка, • составление энергетического паспорта предприятия.

Измерение качества электрической энергии

в соответствии с ГОСТ 13109-97 «Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения».

620014 г. Екатеринбург, ул. Хомякова, 2, офис 201 Тел. (343) 266-33-59, тел./факс (343) 377-62-24, e-maile: info@unitex-pro.ru www.unitex-pro.ru

ЭНЕРГОНАДЗОР

на правах рекламы