0613kj3hjk46bjk264jk56

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

№ 6 (47), июнь, 2013 год

Владимир Христофоров, главный энергетик ЕВРАЗ НТМК:

Стратегической целью является выведение ЕВРАЗ НТМК в лидеры по уровню энергоэффективности производства среди металлургических компаний России с. 19

На правах рекламы

Журнал «ЭНЕРГОНАДЗОР» ежемесячное издание Главный редактор Виталий Капустин Обозреватели Роза Ибрагимова, Владимир Кузьмин, Наталья Полькина, Павел Цереня Выпускающий редактор Наталья Грачева Дизайн и верстка Дарья Портнова Корректор Лилия Коробко Редакционный совет СЕРЕБРЯКОВ Дмитрий Владиславович, исполнительный директор СРО НП «Союз «Энергоэффективность» ЩЕЛОКОВ Яков Митрофанович, заслуженный изобретатель РСФСР, заслуженный энергетик РСФСР, кандидат технических наук, доцент Коммерческий директор Юлия Вострикова Руководители проектов Любовь Бажукова, Мария Девятых, Анастасия Мосеева, Оксана Панькова, Елена Чаплыгина Коммерческая служба Ирина Морозова (руководитель), Элина Зезегова, Анастасия Каримова, Кристина Крапивина, Елена Малышева, Ирина Паращенко, Олеся Солоникова, Евгения Тагильцева, Рауль Такиуллин Отдел продвижения: pr@tnadzor.ru Отдел подписки Юлия Вострикова (руководитель), Евгения Бойко, Юлия Колегова, Елена Кононова, Наталья Королева, Татьяна Купреенкова, Галина Мезюха, Вероника Чепурина Тел. +7 (343) 253-89-89, +7 (967) 633-95-67 E-mail: podpiska@tnadzor.ru Свидетельство о регистрации ПИ № ФС 77-43797 от 7 февраля 2011 г. выдано Федеральной службой по надзору в сфере связи, информационных техно­ логий и массовых коммуникаций. Учредитель ООО «Издательский дом «Информ-медиа»

Редакция журнала «ЭНЕРГОНАДЗОР» 121099 Москва, Смоленская пл., 3 Тел. 8 (800) 700-35-84, (495) 662-49-17 E-mail: moscow@tnadzor.ru 620017 Екатеринбург, пл. Первой пятилетки Тел./факс (343) 253-89-89 E-mail: еnadzor@tnadzor.ru, tnadzor@tnadzor.ru www.tnadzor.ru Представительство в Омске E-mail: omsk@tnadzor.ru Представительство в Тюмени Тел. +7(967) 633-95-58, +7(967) 636-67-13 E-mail: region@tnadzor.ru Представительство в Челябинске 454000 Челябинск, пл. Революции, 7, оф. 1.14, 5.60 Тел. (351) 246-87-34, 266-69-59, моб. +7 (909) 002-61-27, +7 (965) 545-04-64 Факс (351) 246-87-34, 266-66-78 E-mail: tnadzor@tnadzor.ru, 74@tnadzor.ru Подписано в печать 14 мая 2013 г. Отпечатано в ООО «Астер-Ек+» г. Екатеринбург, ул. Черкасская, 10 ф Тел. +7 (343) 310-19-00 Заказ №13220 от 14 мая 2012 г. Тираж 5 000 экз. Редакция не несет ответственности за содержание рекламных материалов. Мнение редакции может не совпадать с мнением авторов.

№ 6 (47), июнь, 2013 г.

Содержание Стратегия отрасли Факты, события, комментарии.........................................................................2 Сети – вопрос номер один .................................................................................6

Энергоэффективность Экономика и электропотребление....................................................................8 С перспективой до 2018 года............................................................................10 Республиканский аспект.................................................................................12 ЭСКО, первые результаты...............................................................................14 Картина маслом................................................................................................ 16

Клуб главных энергетиков: ЕВРАЗ НТМК Минус энергоемкость – плюс конкурентоспособность................................20 Инжиниринг высокого класса.........................................................................24 Надежный партнер........................................................................................... 25 Наша репутация – безупречна.........................................................................26

Спецпроект «Энергоэффективное предприятие»: горнодобывающая отрасль

Технологический аудит................................................................................... 28 Раскрыть потенциал энергосбережения . .....................................................30

Энергия региона: Северо-Запад Модернизация энергохозяйства – насущная потребность..........................32 Энергопоставки: взгляд в будущее.................................................................34

Финансовые инструменты Взаимодействие во имя безопасности...........................................................35

Спецпроект «Собственная генерация» Кластерный подход как важнейшее направление.......................................36 «Ключевые» стройки........................................................................................ 39 Как выбрать электростанцию.........................................................................40 Эффективность мини-ТЭЦ...............................................................................42 Установки средней и малой мощности..........................................................44

Подготовка персонала Комплексные центры образования................................................................48

Технологии и оборудование СИП: вопросы и ответы.................................................................................... 50 По пути модернизации..................................................................................... 52

Стандартизация и нормирование В соответствии с нормами Евросоюза........................................................... 54

Служба надзора Обзор аварий и несчастных случаев..............................................................55

Охрана труда и СИЗ Магнитное поле под контролем......................................................................56

Энергетика и право Обзор законодательства................................................................................... 58

Бизнес-предложение Справочник предприятий................................................................................60

1

Стратегия отраСли | События, факты, коММентарии ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКА СНГ

ПЛАНы МИНЭНЕРГО Ввод генерирующих мощностей, функционирующих на основе «возобновляемых источников энергии», составит в 2018 году 1,161 ГВт, что в 4,9 раза больше плана на 2014 год /238 МВт/. Об этом сообщается в плане деятельности Министерства энергетики Рф до 2018 года.

В г. Чолпон-Ата (Кыргызстан) 24 мая состоялось 43-е заседание Электроэнергетического совета СНГ. В мероприятии приняли участие президент Электроэнергетического совета СНГ – министр энергетики России Александр Новак, а также делегации органов управления электроэнергетикой и электроэнергетических компаний Азербайджана, Армении, Белоруссии, Казахстана, Молдавии, России, Таджикистана, Украины, представители Исполнительного комитета СНГ. В ходе рассмотрения вопросов параллельной работы энергосистем государствучастников СНГ участники заседания обсудили разработку проекта межправительственного Соглашения о мерах по обеспечению плановых межгосударственных перетоков электрической энергии между энергосистемами Центральной Азии и Казахстана. Стороны также подвели итоги прошедшего осеннезимнего периода и обсудили подготовку к следующему отопительному сезону. Участники встречи также обсудили вопросы безопасности работы отрасли, в частности взаимодействия электроэнергетических компаний при ликвидации крупных технологических нарушений и чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера. Еще одной темой заседания стал вопрос сотрудничества Электроэнергетического совета СНГ с Евразийским банком развития. Кроме того, стороны оценили возможности интеграционных процессов в области электроэнергетики государств Содружества.

Потери электроэнергии в электрических сетях сократятся с 11,6 % в 2013 году до 9,7 % в 2018 году. В 2015 году этот показатель составит 11,1 процента. Сроки подключения к электросети снизятся с 276 дней в 2013 году до 40 дней в 2018 году. В 2015 году срок подключения к электросети составит 45 дней.

НОВОЕ ПАРТНЕРСТВО Премьер-министр Дмитрий Медведев подписал постановление, направленное на стимулирование использования возобновляемых источников энергии и о компенсации соответствующих тарифов.

– Теперь при заключении соответствующих договоров на генерацию возможно будет заключать их на существенно более выгодных условиях, – добавил Медведев. Премьер выразил надежду, что это будет «толчком к использованию возобновляемых источников энергии на территории такой мощной энергостраны, энергодержавы, как Россия». Согласно госпрограмме «Энергоэффективность и развитие энергетики» до 2020 года в стране должно быть введено 6,2 ГВт генерирующих мощностей на основе

ВИЭ, что позволит увеличить долю ВИЭ в энергобалансе с 0,8% до 2,5%. Планируется, что производство оборудования для ВИЭ будет локализовано на территории РФ. Контроль за деятельностью в этом направлении возложен на Министерство промышленности и торговли.

яЗыкоМ диаграММы | теплоСнабжение в роССии Коэффициент использования топлива на ТЭС

Оборудование ТЭС России по срокам эксплуатации 58 % 57 %

Всего оборудования 2 881 шт.

56 %

1 591 шт. Срок эксплуатации от 30 до 50 лет 1 503 шт. (52%) Срок эксплуатации более 50 лет 674 шт. (23%)

52 % 51 % 50 %

Турбины

Сегодня только 25% энергетических котлов и 36% турбин ТЭС моложе 30 лет

49 %

19 92 19 93 19 94 19 95 19 96 19 97 19 98 19 99 20 0 20 0 01 20 02 20 03 20 04 20 05 20 06 20 07 20 08 20 09 20 10 20 11

288 шт. (18%)

2

54 % 53 %

732 шт. (46%)

Котлы

55 %

• За этот же период на ТЭС Дании и Финляндии КИТ вырос с 52% до 80% ЭНЕРГОНАДЗОР

РЕОРГАНИЗАцИЯ ИЛИ СТРОИТЕЛьСТВО? Инвестиции в энергосбережение экономически привлекательней, чем строительство новых энергетических объектов, сказал в ходе пленарного заседания XV Томского инновационного форума INNOVUS представитель департамента энергетики и природных ресурсов Европейского банка реконструкции и развития Александр Чепакович.

ИННОВАцИОННый ЗАБОР В ГРОЗНОМ Руководитель МРСК Северного Кавказа Петр Сельцовский и глава министерства промышленности и энергетики Чеченской Республики Галас Таймасханов провели в Пятигорске рабочее совещание по вопросам реализации договоренностей, достигнутых между председателем правления ОАО «фСК ЕЭС» Олегом Бударгиным и главой Чеченской Республики Рамзаном Кадыровым, сообщают Новости энергетики России. Напомним, что руководство ОАО «фСК ЕЭС» и глава Республики Чечня договорились о создании в Чечне производства для нужд электросетевого комплекса Северного Кавказа. В ходе встречи стороны рассмотрели предложенный план-график организации на базе научно-производственного предприятия ООО «Энергия Плюс» завода по

– Проведение энергоаудита показало: окупаемость инвестиций в энергоэффективность в размере 36 млн. долл. не превышает трех лет, при этом потребление электроэнергии сокращается на 25%, – пояснил Чепакович. Между тем существующая в стране нормативная база – договоры на предоставление мощности поощряют строительство новых мощностей, хотя это и малоэффективно. Европейский банк реконструкции и развития профинансирует проекты по энергоэффективности в России на 2,4 млрд. евро, с учетом привлеченных средств финансирование составит 10 млрд. евро.

ПРОВЕРКА фСК ЕЭС федеральная служба по экологическому, технологическому и атомному надзору с 14 мая 2013 года проводит плановую выездную проверку открытого акционерного общества «федеральная сетевая компания Единой энергетической системы» (ОАО «фСК ЕЭС») и его филиалов. Соответствующий приказ подписал врио руководителя ведомства Алексей ферапонтов. Комиссию по комплексной проверке ОАО «фСК ЕЭС» возглавляет начальник Управления государственного энергетического надзора Дмитрий фролов.

Снижение надежности тепловых сетей 2011 г.

32 %

68 % –

ветхие

Менее 25 лет 25 лет и более

Проверка проводится с целью контроля (надзора) за соблюдением требований законодательства в области электроэнергетики, энергосбережения и повышения энергетической эффективности, технических регламентов, а также требований в области промышленной безопасности.

Повреждения тепловых сетей в отопительный период 2010–2011

4 735

2009–2010

3 906

2008–2009

2 500

2007–2008

2 344

2006–2007

2 500 0

• Реальные потери в тепловых сетях составляют до 20–30% (за рубежом: 6–8 %)

№ 6 (47), июнь, 2013 г.

изготовлению композитных опор воздушных ЛЭП, а также производства приборов учета и автоматики. В ближайшее время в рамках проекта начнется пилотная установка потребителям чеченской столицы счетчиков, разработанных сотрудниками Грозненского государственного нефтяного технического университета. В сентябре 2013 года, когда количество установленных приборов учета достигнет уровня, предусмотренного техзаданием «Комплексной программы по снижению сверхнормативных потерь», реализуемой в республике, завод начнет регулярные поставки приборов для МРСК Северного Кавказа, сообщают Новости энергетики России. Помимо вопросов организации производства, на совещании также были рассмотрены вопросы реализации проекта по размещению на территории Грозного забора с солнечными элементами.

500

1 000 1 500

2 000

2 500

3 000

3 500

4 000 4 500 5 000

Количество повреждений • С 2006 по 2011 год повреждаемость тепловых сетей в отопительный сезон выросла в 1,7раза

3

Стратегия отраСли | События, факты, коММентарии АНАЛИЗ РЕфОРМы Текущие механизмы регулирования электроэнергетики могут привести к полной потере конкурентоспособности российской экономики. Такой вывод сделал Институт проблем естественных монополий (ИПЕМ), опубликовав результаты научно-исследовательской работы «Анализ результатов реформы электроэнергетики и предложений по росту ее эффективности». В докладе отмечается, что главный и самый ощутимый итог реформы – значительный рост цен на электроэнергию для конечных потребителей. Так, начиная с 2002 года цены для промышленности выросли в 2,7 раза, что лишило отечественную промышленность одного из важнейших конкурентных преимуществ:

более низких издержек на электроэнергию по сравнению с другими промышленно развитыми странами. Так, заметно снизилась рентабельность деятельности компаний энергоемких отраслей промышленности: если, например, в металлургии в 2008 году она составляла 21–32%, то в 2012 – 6–13%, что даже ниже, чем в кризисном 2009 году. Основные причины, вызвавшие рост тарифов в сетевом комплексе, по мнению экспертов Института, связаны с ошибками при введении RABрегулирования, непрозрачностью инвестиционных программ электросетевых компаний и нерешенными проблемами перекрестного субсидирования (в том числе «последней мили»).

ПРАВИЛА ПРЕДОСТАВЛЕНИЯ ИНфОРМАцИИ ДЛЯ СРО 24 мая на пленарном заседании Государственной Думы сразу во втором и третьем чтениях был принят правительственный законопроект об информационной открытости саморегулируемых организаций (СРО).

Закон определяет состав информации, подлежащей обязательному опубликованию. В частности, устанавливается обязанность СРО иметь сайт, доменное имя, права на которое принадлежат непосредственно саморегулируемой организации. СРО будет обязана размещать на данном сайте сведения о своей деятельности, реестр членов организации, сведения о лицах, которые ушли из СРО. Кроме того, СРО должна будет публиковать информацию о структуре и компетенции своих подразделений, о размерах и порядке уплаты членских взносов, а также о способах и порядке обеспечения имущественной ответственности членов СРО и информацию о составе и стоимости имущества компенсационного фонда. Также устанавливаются единые правила ведения реестра СРО, а также перечень сведений, содержащихся в реестре. Согласно регламенту соответствующий закон поступит на рассмотрение в Совет Федерации и далее на подпись Президенту.

яЗыкоМ диаграММы | теплоСнабжение в роССии Тарифы и стоимость тепла для населения Тарифы для потребителя тепла в Челябинске одни из наиболее низких в Европе

В то же время размер платежей для населения уже сопоставим с европейскими странами, особенно с коррекцией на цену на газ

Тарифы на тепло (Руб./Гкал)

Платеж населения (Руб./м2)

Дания

4 611

Курган

388

Швеция

3 049

Россия

291

Латвия

2 559

Челябинск

240

Финляндия

2 358

Латвия

211

Курган

1 252

Швеция

183

Россия

1 120

Дания

156

Челябинск

799

Финляндия

138

4

Европа Россия Европа с приведением к цене российского газа Реальные платежи в Европе Россия СреднеДоля расходов душевой на тепло в додоход, ходах, % руб./мес.

358 Шведские ТЭЦ не работают на газе 369 259

Челябинск

20 000

4,5%

Хельсинки

80 000

<1%

ЭНЕРГОНАДЗОР

РОССИЯ И СшА ПРО ЭНЕРГОЭффЕКТИВНОСТь гетического менеджмента по недавно принятому стандарту ГОСТ Р 50001, разработки и внедрения новых техник и технологий активно-адаптивных сетей (smart grids). На повестке дня заседания был также вопрос о двустороннем развитии технологий активно-адаптивных сетей как направления деятельности, которое в ближайшем будущем позволит значительно повысить энергетическую эффективность электросетевого комплекса. Член делегации, заместитель директора Департамента энергоэффективности и модернизации ТЭК Александр Митрейкин подчеркнул необходимость поиска общих подходов в развитии систем управления сетями и внедрения в обеих странах технологий smart grids путем реализации совместных проектов на территории обеих стран.

Делегация Минэнерго России под руководством заместителя министра энергетики Рф Антона Инюцына в конце мая находилась с рабочим визитом в Соединенных штатах Америки в целях проведения очередного заседания Российско-Американской рабочей группы по развитию ТЭК. Решение задачи снижения энергоемкости российского ВВП на 40% до 2020 года придает международному сотрудничеству в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности особую важность. В ходе проведения указанного заседания глава делегации отметил этот факт, в том числе подчеркнув значение двухсторонних отношений в части развития использования в России механизма энергосервисных контрактов, внедрения и активного применения системы энер-

ПРИМОРьЕ ПРОТИВ СОцИАЛьНОй НОРМы В адрес губернатора Приморского края Владимира Миклушевского участники рабочей группы по вопросу введения в регионе социальной нормы на электроэнергию направили письмо, в котором высказались против участия в пилотном проекте, сообщают Новости энергетики России. Депутаты Законодательного собрания края от разных фракций, а также представители муниципальных образований, энергокомпаний, департаментов по тарифам, члены Общественного совета по качеству услуг ЖКх и гражданские активисты на очередном заседании рабочей группы пришли

к единогласному мнению, что жители Приморья не готовы принимать участие в эксперименте. Многочисленные обращения в адрес депутатов различного уровня и членов Общественного совета отмечают несовершенство предложенной федеральным центром системы расчета социальной нормы на электроэнергию, так как она не учитывает ряд параметров, определяющих объемы потребления. Кроме того, корректно определить приемлемый для населения размер социальной нормы мешает и отсутствие достоверных статистических данных по энергопотреблению.

Сравнение тарифов на тепло для конечного потребителя и для ТЭЦ (с учетом стоимости газа) Тарифы на тепло с НДС, 2012 г. (Руб./Гкал)

Тарифы на тепло с НДС, 2012 г. (Руб./Гкал)

Москва

732

1 519

Республика Татарстан

528

1 121

Нижегородская область

731

1 393

Тверская область

526

1 181

Воронежская область

710

1 164

Свердловская область

510

937

Ярославская область

707

1 085

Астраханская область

482

908

Ивановская область

680

Челябинская область

434

Костромская область

688

Тюменская область

404 1 108

Курганская область

624

Белгородская область

440

1 466

Пермский край

603

Липецкая область

492

1 095

Республика Башкортостан

548

№ 6 (47), июнь, 2013 г.

1 687 1 505 1 503 1 072 810

На ТЭЦ

912

Для конечного потребителя

5

Стратегия отрасли | Комментарии

Сети – вопрос номер один Для улучшения ситуации на рынке вводится модель двусторонних долгосрочных договоров между генерирующими компаниями и конечными потребителями. О преимуществах и рисках новой модели организации рынка электроэнергии рассказывает руководитель департамента исследований ТЭК Института проблем естественных монополий Александр Григорьев.

– Поэтому произошел форсированный рост цен на электроэнергию?

– Почему именно сейчас возникла необходимость смены модели рынка электроэнергии?

– С 1999 по 2008 год в российской электроэнергетике шла реформа. Нынешняя смена модели на оптовом рынке электроэнергии – это один из элементов процесса по комплексному решению проблем, накопившихся в постреформенный период и в значительной степени сформированных в ходе самой реформы. И главная из них – рост цен на электроэнергию для конечного потребителя. За последние четыре года цены на рынке приблизились к ценам развитых стран. И в ноябре 2012 года мы по уровню цен в промышленности – а это основной потребитель электроэнергии – догнали США. Это значит, что определенная граница пройдена и наша промышленность стала платить больше, чем американская. Конечно, у этого есть свои причины. В США рост цен на электроэнергию затормозил рост добычи сланцевого газа: на протяжении последних шести-семи лет для промышленных потребителей цена на электроэнергию колеблется в районе 6–7 центов. У нас в это время шла реформа, и надо признать, что за четыре года рост цен на электроэнергию был колоссальным.

6

– Во-первых, за счет резкого роста стоимости услуг сетевого комплекса, что было обусловлено как неудачным введением RAB-регулирования, так и непрозрачностью инвестиционных программ сетевиков, да и самого тарифообразования на местном уровне. Например, в чистом поле строится подстанция с новейшим современным оборудованием, которая используется на 5%, так как инвестор когда-то пообещал построить там завод или жилой квартал. Он договорился с губернатором, тот, в свою очередь, с сетевиками, они поставили подстанцию, а она не нужна, потому что инвестор ничего рядом с ней не построил, а потребители все это вынуждены оплачивать, потому что построенный объект включен в тариф. Никакого механизма ответственности нет, а цена на электроэнергию растет, ведь объекты построены – затраты на них надо возвращать. Во-вторых, общий рост цен на электроэнергию произошел за счет локального роста цен в генерации, может быть, меньшего, чем в сетях, но, тем не менее, тоже весьма серьезного. Важно понимать, что от роста цен страдает прежде всего крупная энергоемкая промышленность: металлургия, химия, машиностроение. Дело в том, что с начала реформы на рынке электроэнергии применялась модель ДПМ – договоры на поставку мощности. Изначально цель этих договоров была благая: ДПМ обязывали инвесторов, которые покупали активы в генерации, к строительству новых мощностей. Инвесторы строят мощности, но условия, на которых это происходит, почти полностью освобождают их от каких-либо предпринимательских рисков и ответственности. Они в любом случае свои деньги за определенный промежуток времени отобьют. Более того, часть вложенных средств они могут окупать за счет продажи электроэнергии. А сроки окупаемости этих проектов оказываются даже короче изначальных расчетов. Разумеется, всем это понравилось, и создалась ситуация, когда генерирующие компании развернули борьбу не за потребителя, а за возможность заключения ДПМ. Последние договоры по модели ДПМ, то есть по строительству новых мощностей, заканчивают свое действие в 2017 году. И ситуация складывается следующая: цены на электроэнергию уже высокие, а как жить после окончания договоров ДПМ, пока не ясно.

ЭНЕРГОНАДЗОР

– При этой модели потребители договариваются с поставщиками электроэнергии напрямую на долгосрочных условиях, без какого-либо государственного регулирования цен. Соответственно у генераторов появляются предпринимательские риски, конкуренция. Государство в данном случае никому ничего не гарантирует – вот два субъекта, которые заключили между собой договор, как в любых рыночных отношениях. По сравнению с ДПМ новая модель – это, безусловно, прогресс. Но радоваться по этому поводу не стоит: у новой модели есть свои риски. За введение двусторонних договоров ратует в основном крупная промышленность, и для нее ситуация должна улучшиться, или во всяком случае появляется такой шанс. Однако при этой схеме могут пострадать малые и средние потребители, а также энергодефицитные регионы. Ведь для генерирующих компаний привлекательны в первую очередь крупные потребители – именно им достается самая лучшая и дешевая энергия. Остальные получают уже по остаточному принципу, а значит, подороже. Кроме того, несмотря на важность структуры оптового и розничного рынков, ключевым фактором остается эффективность сетевого комплекса. Даже если модель двусторонних договоров будет способствовать снижению цен на электроэнергию, это не приведет к повышению эффективности в сетевом комплексе. А если не будет повышаться его эффективность, любой прирост эффективности в других сегментах электроэнергетики будет съеден сетями. На оптовом рынке не существует истины в последней инстанции. Но ситуация с ДПМ привела сейчас к тому, что после 2017 года у нас нет новых проектов в тепловой энергетике, которая работает на угле и газе. Подход к реформе должен быть взвешенным, но все же не стоит затягивать с определением будущего рынка электроэнергии, иначе мы можем столкнуться с перспективным дефицитом генерирующих мощностей.

– Как, по-вашему, решается проблема повышения эффективности сетей?

– Да, все, что связано с сетями, – это вопрос номер один. На мой взгляд, в правительстве эту проблему осознают. Сколько было выпущено стратегических документов по сетям – такого количества не было принято, наверное, за все десять лет реформы в электроэнергетике. В документах признаются проблемы высокой себестоимости сетей, завышенных операционных издержек. Это очень важно, так как признание проблемы – это первый шаг для ее решения. Вторым шагом, на мой взгляд, должно стать

№ 6 (47), июнь, 2013 г.

3,5 3,0

2,5 Разы

– Можно ли разрешить ситуацию с ценами на электроэнергию с помощью модели двусторонних долгосрочных договоров, которую предлагает сейчас внедрить правительство?

2,0

1,5

1,0 2007

2008

2009

Тариф ФСК Тариф ХМРСК

2010

2011

2012

2013

Оптовый рынок (Сибирь) Оптовый рынок (Европа и Урал)

Рост тарифов ФСК и ХМРСК и цен на оптовом рынке в 2008–2013 гг. накопительным итогом к 2007 году

Составляющая цены

Доля в конечной цене, %

Стоимость электроэнергии на оптовом рынке

52,6

Тариф на инфраструктурные услуги

0,4

Тариф ФСК

6,0

Тариф МРСК

27,0

Тариф территориальных сетевых организаций

10,0

Сбытовая надбавка

4,0

Структура конечной цены на электроэнергию в 2011 г. Источник: Совет рынка создание механизма публичного общественного контроля за тарифообразованием и инвестиционными программами в сетевом комплексе. Естественная монополия сама по себе не будет повышать свою эффективность, если на нее не будут оказывать давление извне. Для нее необходим эффективный регуляторный механизм, который должен дополняться общественным контролем. И тогда все смогут увидеть, по той ли цене мы строим и там ли мы строим. Сегодня есть все предпосылки для создания эффективного механизма общественного и экспертного контроля. Могу привести в пример ФСК, которая уже проводит общественные слушания. Так что если будет политическая воля, то подобные механизмы будут запускаться. Приложение «Энергетика», газета «Коммерсантъ», №83/П (5114), 20 мая 2013 года

7

Энергоэффективность | Регионы

Экономика и электропотребление

Межрегиональный анализ статистических данных Олег Иншаков, ректор Волгоградского государственного университета, профессор, д. э. н. Людмила Богачкова, заведующая кафедрой Волгоградского государственного университета, профессор, д. э. н. Ольга Олейник, руководитель Территориального органа Федеральной службы государственной статистики по Волгоградской области, профессор, д. э. н.

Тип региона (обозначение)

В

настоящее время показатели электроемкости ВРП в регионах Юга России превосходят среднероссийский уровень, в то время как величина ВРП на душу населения достигает здесь наименьших значений (рис. 1). Поэтому задача повышения энергоэффективности и сокращения электроемкости ВРП для ЮФО и СКФО стоит с особой остротой [2]. Различия территорий по уровням электроемкости ВРП связывают с особенностями структур их валовых продуктов [2, 5]. Так, завышенные показатели электроемкости экономик СФО, УФО и ПФО объясняются сравнительно большими долями тяжелой промышленности в объемах их ВРП. А самый низкий уровень электроемкости, наблюдаемый в ЦФО, достигается в связи со значительно большим, чем в других округах, вкладом сферы услуг в ВРП. С позиции энергоэффективности высокая электроемкость экономики может быть оправдана большим объемом ВРП на душу населения и, как следствие, высокими значениями электровооруженности труда. Так, при сравнительно большом показателе электроемкости в УФО этот округ демонстрирует и наибольшее значение ВРП на душу населения (рис. 1). Вторым в РФ по показателю ВРП на душу населения являетОтличия структуры ВРП региона от средней по РФ структуры валового продукта Завышенные доли отраслей (да / нет)

Отрасли экономики с завышенными долями

А – аграрнобиоресурсный

да

Сельское, лесное и рыбное хозяйство

Б – бюджетнозависимый

да

Здравоохранение, образование, государственное управление и др.

Доб – добывающие

да

Добыча полезных ископаемых

О – обрабатывающий

да

Обрабатывающая промышленность, производство и распределение электроэнергии, газа и воды, строительство

Т – торговофинансовый

да

Торговля, финансовая деятельность, аренда, услуги ЖКХ, гостиницы, рестораны и др.

Див –диверсифицированный

да

Структура ВРП, близкая к среднероссийской

Таблица 1. Принцип определения типа региона по структуре ВРП Составлено на основе [1].

8

ся ЦФО, обладающий, однако, и самой низкой в стране электроемкостью. Если же уровень ВРП на душу населения низок, а электроемкость валового продукта высока, как в СФО, ПФО, ЮФО и особенно – в СКФО, то это ассоциируется с экономически неэффективным электропотреблением. Для анализа ситуации, которая сложилась с обсуждаемыми показателями на Юге России, рассмотрим группировку регионов по структурам их ВРП, предложенную в [1] и описанную в таблицах 1, 2. Как показано в таблице 2, среди регионов ЮФО и СКФО нет ни добывающих, ни обрабатывающих субъектов, для которых высокая энергоемкость ВРП была бы объективно обусловлена. В ЮФО входят 2 диверсифицированных региона – Астраханская и Волгоградская области и 2 торгово-финансовых: Краснодарский край и Ростовская область. Краснодарский край относится также и к аграрно-биоресурсным регионам. Адыгея и Калмыкия – это аграрно-биоресурсные и бюджетно-зависимые субъекты РФ. Наличие в составе ЮФО диверсифицированных регионов объясняет более высокий, чем в СКФО, уровень ВРП на душу населения, а аграрно-биоресурсные 3 из 6 регионов ЮФО являются, по-видимому, одной из причин их отставания по показателю ВРП на душу населения. С учетом не слишком «тяжелых» составляющих ВРП регионов ЮФО, средняя по этому округу электроемкость валового продукта представляется необоснованно завышенной. СКФО включает в себя 7 регионов (табл. 2), из них 6 – аграрно-биоресурсные и/или бюджетнозависимые. Лишь 1 из 6 – Дагестан относится не только к аграрно-биоресурсным, но и к торговофинансовым регионам. Одновременно как аграрными, так и бюджетно-зависимыми являются Кабардино-Балкария, Карачаево-Черкесия, Северная Осетия. А Ингушения и Чечня – это исключительно бюджетно-зависимые субъекты РФ. Принимая во внимание составы ВРП регионов СКФО, а также самый низкий уровень ВРП на душу населения в этом округе (рис. 1), можно охарактеризовать электроемкость СКФО как весьма завышенную, а электропотребление – как нерациональное. Дифференциация регионов Юга России по показателям ВРП на душу населения и электроемкости экономики проиллюстрирована на рисунке 2. В Волгоградской области наблюдается максимальный показатель электроемкости (рис.

2), что оправдывается таким же высоким уровнем ВРП на душу населения. По последнему

ЭНЕРГОНАДЗОР

СФО

50

Электроемкость ВРП и ВВП в кВт-ч/(тыс.руб.) Рис. 1. Дифференциация федеральных округов по двум показателям: ВРП на душу населения и электроемкости ВРП в 2011 году. Рассчитано по данным Росстата [3] показателю Волгоградская область уступает лишь Краснодарскому краю, на экономическое развитие которого значительно влияет широкомасштабное строительство олимпийских объектов в Сочи. Волгоградская область – это один из наиболее экономически развитых регионов Юга России со сбалансированной структурой ВРП. Диверсифицированная промышленность сочетается здесь с многоотраслевым сельским хозяйством. Среди отраслей промышленности – черная и цветная металлургия; металлообработка и машиностроение; добыча нефти и газа; нефтепереработка; химическое и нефтехимическое производства; выпуск стройматериалов, а также текстильная, деревообрабатывающая, пищевая промышленность. Волгоградская область является монополистом в России по производству 11 видов промышленной продукции, в том числе некоторых видов подшипников, сернистого ангидрида, полиуретановых нитей, газопроводных труб [4]. Вместе с тем, наибольшее среди регионов Юга России значение показателя электроемкости ВРП свидетельствует об особой актуальности повышения энергоэффективности в Волгоградской области. Минимальные значения электроемкости ВРП на Юге России демонстрируют: в СКФО – Дагестан и Кабардино-Балкария; в ЮФО – Калмыкия и Краснодарский край. При этом показатели ВРП на душу населения в этих регионах, в отличие от Краснодарского края, более низкие, чем в среднем по ЮФО, но близкие к среднему по СКФО. В Ингушетии и Чечне – наименьшие уровни ВРП на душу населения. Вместе с тем, электроемкость ВРП в Ингушетии несколько превосходит средний по округу уровень, а в Чечне – значительно превосходит. Завышенная по сравнению со среднероссийским уровнем электроемкость экономик регионов Юга России угрожает их конкурентоспособности и безопасности в условиях членства нашей страны в ВТО. В отличие от других территорий РФ, большие значения показателей электроемкости здесь связаны не столько с укрупненной долей

№ 6 (47), июнь, 2013 г.

ВРП/душу (тыс.руб/чел.)

ВРП/душу (тыс.руб/чел.)

550 500 450 400 350 300 250 200 150 100 50

245 225 205 185 165 145 125 105 85 65 45

Регионы ЮФО Регионы СКФО ЮФО (в среднем) СКФО (в среднем)

Северная Осетия КарачевоЧеркессия Калмыкия

40 Электроемкость ВРП в кВт-ч/(тыс.руб.)

Рис. 2. Дифференциация регионов Юга России по показателям ВРП на душу населения и электроемкости ВРП в 2011 году. Рассчитано по данным Росстата [3] Регионы ЮФО

Группа

Регионы СКФО

Группа

Астраханская область

Див

Кабардино-Балкария

А; Б

Волгоградская область

Див

Карачаево-Черкесия

А; Б

Краснодарский край

А; Т

Дагестан

А; Т

Адыгея

А; Б

Ингушетия

Б

Калмыкия

А; Б

Северная Осетия–Алания

А; Б

Ростовская область

Т

Чечня

Б

Ставропольский край

А

Таблица 2. Классификация регионов Юга России (ЮФО и СКФО) по структуре ВРП Составлено на основе [1] промышленности в структуре ВРП, сколько с недостаточным объемом самого валового продукта. Поэтому решение задачи повышения энергоэффективности в Южном макрорегионе следует искать на путях обеспечения экономического развития этой территории. Источники: 1. Артюхов В.В. и др. Рейтинги устойчивого развития регионов РФ, 2011. – 96 с. Режим доступа: http://interfax-era.ru/reitingi-regionov/2009/ kniga .

2. Иншаков О.В., Богачкова Л.Ю., Олейник О.С. Повышение энергоэффективности в контексте вступления России в ВТО: проблема, межрегиональные сравнения, пути решения // Современная экономика: проблемы и решения, 2013.– № 1. – С. 17–32.

3. Официальный сайт Росстата. Режим доступа: http://www.gks.ru/ 4. Рейтинговое агентство «Эксперт РА»: Режим доступа: http://www.raexpert.ru/database/ regions/volgograd/ 5. Функционирование и развитие электроэнергетики Российской Федерации в 2011 году: Информационно-аналитический доклад. Министерство энергетики РФ, 2012. // Официальный сайт Агентства по прогнозированию балансов в электроэнергетике (АПБЭ). Режим доступа: http://www.e-apbe.ru/analytical/.

9

ЭнергоЭффективноСть | регионы

С перспективой до 2018 года

Схема и программа развития электроэнергетики Свердловской области

В соответствии с Постановлением Правительства РФ от 17 октября 2009 года № 823 разрабатываются схемы и программы перспективного развития электроэнергетики субъектов Российской Федерации. Основными целями разработки являются: развитие сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей, обеспечение удовлетворения долгосрочного и среднесрочного спроса на электрическую энергию и мощность, а также формирование стабильных и благоприятных условий для привлечения инвестиций в строительство объектов электроэнергетики. Алексей СОКОЛОВ, начальник отдела топливноэнергетического комплекса Министерства энергетики и ЖКХ Свердловской области (Екатеринбург)

С

хемы и программы перспективного развития электроэнергетики субъектов Российской Федерации разрабатываются ежегодно органами исполнительной власти совместно с ОАО «Системный оператор единой энергетической системы» и сетевыми компаниями и утверждаются органом исполнительной власти субъекта РФ в срок до 1 мая. В качестве основных задач формирования схем и программ перспективного развития электроэнергетики следует отметить такие задачи, как: обеспечение надежного функционирования единой энергетической системы России; обеспечение баланса между производством и потреблением в единой энергетической системе России, в том числе предотвращение возникновения локальных дефицитов производства электрической энергии и мощности и ограничения пропускной способности электрических сетей; скоординированное планирование строительства и ввода в эксплуатацию, а также вывода из эксплуатации объектов сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей. В рамках работы уточнены прогноз потребления и выработки электрической энергии и мощности, перечень объектов реконструкции и нового строительства, необходимый для обеспечения надежного электроснабжения по-

требителей Свердловской области, в том числе для ликвидации «узких мест» энергосистемы. Перечень планируемых к строительству и выводу из эксплуатации генерирующих мощностей на электростанциях Свердловской области приведен в соответствие со Схемой и программой развития ЕЭС России на 2013–2019 годы.

Н

а территории энергосистемы Свердловской области действуют электростанции, принадлежащие следующим компаниям: ОАО «Концерн Росэнергоатом», ОАО «ОГК-1», ОАО «ОГК-2», ОАО «Энел ОГК-5», ОАО «ТГК-9», ОАО «ГТ-ТЭЦ Энерго», а также блокстанции промышленных предприятий. Наиболее крупными электростанциями, расположенными на территории области, являются Рефтинская ГРЭС, Верхнетагильская ГРЭС, Среднеуральская ГРЭС, Серовская ГРЭС, Ново-Свердловская ТЭЦ, Нижнетуринская ГРЭС, Богословская ТЭЦ, Красногорская ТЭЦ, Свердловская ТЭЦ, Первоуральская ТЭЦ, Качканарская ТЭЦ, Белоярская АЭС. Суммарная установленная мощность электростанций энергосистемы на 1 января 2013 года составила – 9727,4 МВт. Более половины от всей установленной мощности энергосистемы (55,8%, что составляет 5400,5 МВт) приходится

60 000 58 000

57 110 54 216

Млн. кВт•ч

56 000 54 000 52 318,1 52 092 52 000 49 106,6 50 000 48 000

58 512

47 709,2

46 000 44 000

44 713,9

52 013,3

46 188,2

53 464,1 53 015

46 866,8 47 140

52 890

47 572

54 147

48 420

49 168

49 562 50 079

42 073

42 000 40 000 2008

2009

2010

2011

Электропотребление, млн. кВт•ч

2012

2013 2014 2015 2016 Год Производство, млн. кВт•ч

2017

2018

Фактические и прогнозные значения выработки и электропотребления энергосистемы Свердловской области

10

ЭНЕРГОНАДЗОР

на две электростанции – Рефтинскую ГРЭС и Среднеуральскую ГРЭС, принадлежащие ОАО «Энел ОГК-5». По территории Свердловской области проходит более 55 000 км линий электропередачи напряжением от 0,4 до 500 кВ, здесь расположены 583 ПС от 35 до 500 кВ и более 14 000 ТП 10-6/0,4 кВ. Всего более 400 тысяч условных единиц электросетевого оборудования. Также на территории Свердловской области действуют более 100 мелких территориальных сетевых организаций, в состав которых входит около 190 тысяч условных единиц электросетевого оборудования.

С

вердловская энергосистема входит в Объединенную энергосистему Урала и граничит с Пермской, Челябинской, Курганской, Тюменской, Башкирской энергосистемами. Согласно прогнозу на электроэнергию и мощность, разработанному ОАО «Системный оператор Единой энергетической системы», электропотребление Свердловской области в 2018 году составит 50 079 миллионов кВт·ч, что выше электропотребления 2012 года, составившего 46 866,8 миллиона кВт·ч, на 6,4 процента. Прогноз спроса составлен на базе фактических показателей электропотребления за последние годы с учетом анализа имеющихся заявок и выданных технических условий на технологическое присоединение энергопринимающих устройств потребителей электроэнергии к электрическим сетям с оценкой прироста, потребности в электроэнергии и мощности. В программе развития отражены и основные проблемы электроэнергетического комплекса Свердловской области. Среди них особо следует отметить такие, как: высокий физический износ электросетевых объектов; значительное количество морально устаревшего оборудования, что снижает надежность энергосистемы и является негативным экологическим фактором; значительные протяженности ЛЭП, отсутствие центров питания 500–220 кВ и устройств компенсации реактивной мощности; большое количество территориальных сетевых организаций на распределительных сетях низкого напряжения, а также наличие «узких мест» энергосистемы. Одной из главных проблем генерирующих мощностей Свердловской области является высокая степень физического износа энергетического оборудования. На электростанциях региона от установленной на 1 января 2013 года мощности, около 8 500 МВт, что составляет 87,3 %, было введено более 30 лет назад, из них 4 325,5 МВт, то есть 44,4 %, было введено 40 лет назад, а 1 822,5 МВт (18,7 %) – более 50 лет назад. Поэтому в соответствии со Схемой и программой развития электроэнергетики Свердловской области предполагается значительный ввод нового экономичного генерирующего оборудования: • в 2014 году планируется ввод в эксплуатацию четвертого блока Белоярской АЭС БН-800,

№ 6 (47), июнь, 2013 г.

% Установленная мощ100 ность, % 90 Вводимая мощность, в 80 % от установленной 70 60 50 40 30 20 10 Год 1960 1970 1980 1990 2000 2010 2011 2012 0 Высокая степень износа энергетического оборудования мощностью 880 МВт, и блока ПГУ-410 МВт на Верхнетагильской ГРЭС; • в 2015 году – Ново-Богословской ТЭЦ, на базе блока ПГУ-230 МВт и блока ПГУ-420 МВт на Серовской; • в 2016 году – ввод в эксплуатацию двух блоков ПГУ-230 МВт на Нижнетуринской ГРЭС; • в 2017 году – ТЭЦ «Академическая» в Екатеринбурге на базе ПГУ на 230 МВт. Кроме этого учтены дополнительные вводы блока ПГУ-420 МВт на Серовской ГРЭС в 2016 году и Демидовской ТЭС мощностью 1 320 МВт в 2018 году. Для того, чтобы гарантировать надежное электроснабжение потребителей Свердловской области, в 2014 году запланирован ввод ПС 500 кВ «Исеть» для обеспечения выдачи мощности четвертого блока Белоярской АЭС и ПС 220 кВ для обеспечения надежности энергоснабжения потребителей Екатеринбургского энергоузла. В 2017 году запланирован ввод ПС 220 кВ «Титановая долина» для электроснабжения ОЭЗ ППТ «Титановая долина». В итоге реализации программы до 2018 года будет выполнен следующий объем мероприятий: • ввод 2 610 МВт высокоэффективных генерирующих мощностей; • вывод 1 745,5 МВт устаревшего генерирующего оборудования; • строительство новых воздушных и кабельных линий на 110, 220 и 500 кВ общей протяженностью более 500 км; • реконструкция воздушных и кабельных линий от 110 до 500 кВ общей протяженностью более 200 км; • строительство 14 ПС на 110-220-500 кВ с установкой более 1 200 МВА новых трансформаторных мощностей. Объем капитальных вложений составит при этом около 400 миллиардов рублей. Реализация всех рассмотренных мероприятий позволит удовлетворить долгосрочный и среднесрочный спрос на электрическую энергию и мощность. Разработанная программа позволит повысить надежность энергосистемы, ликвидировать «узкие места» и ограничения для технологического присоединения потребителей на всей территории Свердловской области, снизить расходы топлива на выработку электрической и тепловой энергии, повысить эффективность работы оборудования и производительности труда в отрасли, снизить экологическое воздействие на окружающую среду.

11

Энергоэффективность | Регионы

Республиканский аспект

Основы формирования государственной политики в области энергосбережения на территории Республики Татарстан Основу формирования государственной политики в области энергосбережения и ее практическую реализацию в Республике Татарстан обеспечивает закон об энергосбережении, а также целевые программы, отраслевые, муниципальные и прочие. Результат, который необходимо при этом достичь, – повышение эффективности экономики, выраженное в снижении энергоемкости валового регионального продукта на 40% к 2020 году относительно 2007 года.

Гузял Садриева, начальник управления энергетики Министерства промышленности и торговли Республики Татарстан (Казань)

12

Постановлением Кабинета министров Республики Татарстан от 29 июля 2010 года утверждена Долгосрочная целевая программа «Энергосбережение и повышение энергетической эффективности в Республике Татарстан на 2010–2015 годы и на перспективу до 2020 года». Основным механизмом реализации республиканской программы является разработка и реализация отраслевых, производственных и муниципальных программ энергосбережения. Во всех муниципальных образованиях рес­ публики приняты и реализуются программы энергосбережения и повышения энергетической эффективности. В 2012 году совместно с органами местного самоуправления проведена большая работа по организации и завершению проведения энергетического обследования учреждений бюджетной сферы, а также оснащению приборами учета используемых энергетических ресурсов. Всего в прошломи году согласно плану технического задания энергоаудит прошли 6 448 муниципальных и государственных учреждений, включая филиалы. В 2013 году необходимо обеспечить реализацию конкретных проектов по энергоэффективности с учетом результатов,

полученных по итогам энергоаудита учреждений бюджетной сферы, в том числе с использованием механизма энергосервиса. В сентябре 2012 года распоряжением Правительства РФ был утвержден план мероприятий по совершенствованию государственного регулирования в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности, в Российской Федерации. Согласно этому плану предполагается внести изменения в действующие нормативно-правовые акты. В частности, в требования, предъявляемые к муниципальным программам энергосбережения, в методику расчета значений целевых показателей в области энергосбережения, утвержденную Минрегионом, в порядок определения объемов снижения потребляемых учреждением ресурсов, утвержденный Минэкономразвития России. Базовым документом по энергосбережению, принятым на федеральном уровне, является 261 -й Федеральный закон «Об энергосбережении». С момента принятия закона 23 ноября 2009 года в данный документ внесены 13 изменений. В настоящее время на рассмотрении в Госдуме Российской Федерации находится новая

ЭНЕРГОНАДЗОР

редакция законопроекта, направленного на совершенствование правового регулирования при проведении энергетических обследований, разработке программ в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности, а также при оказании энергосервисных услуг. Рассматриваемая редакция закона предполагает наделение новыми полномочиями федеральных, региональных и муниципальных органов власти. Например, к полномочиям органов местного самоуправления в области энергосбережения предлагается отнести составление топливно-энергетического баланса муниципального образования, определение форм и методов муниципальной поддержки в области энергосбережения и ее осуществление. Также в законе вводятся новые понятия, такие как «первичный энергетический ресурс», «энергоаудитор», «энергосервисная компания», «топливно-энергетический баланс» и др. На Правительство России возлагаются полномочия по установлению порядка расчета энергоемкости валового регионального продукта, а также иных обобщенных целевых показателей, значения которых подлежат включению в региональные и муниципальные программы в области энергосбережения. В законопроекте также определяется порядок расчета значений целевых показателей на основе статистической и иной информации. Большая часть изменений касается сферы рынка энергетического обследования и предоставления энергосервисных услуг. В рамках реализации Федерального закона «Об энергосбережении» и в целях информационной поддержки и пропаганды энергосбережения на территории республики распоряжением Кабинета министров введена в промышленную эксплуатацию региональная информационная система управления повышением энергоэффективности. В органах местного самоуправления назначены лица, ответственные за ввод данных в систему по установленным индикаторам энергоэффективности, совместно с разработчиками системы проведено обучение и созданы необходимые инструкции по работе. В то же время мониторинг информационной наполняемости системы выявил факт низкой исполнительской дисциплины со стороны органов местного самоуправления и муниципальных учреждений. Поэтому руководителям муниципальных органов власти необходимо обеспечить и организовать контроль за вводом данных в информационную систему с соблюдением сроков и периодичности представления информации. А в ходе формирования республиканской заявки в 2013 году на предоставление субсидии из федерального бюджета на реализацию энергоэффективных проектов будет учитываться наполняемость республиканской информационной системы в целом по муниципальному образованию. Министерством промышленности и торговли Республики Татарстан совместно с заинтересованными министерствами и ведомствами, а также органами местного самоуправления организова-

№ 6 (47), июнь, 2013 г.

30 25

40%

27,41 24,51

23,99

24,2

23,33

22,06

20 16,44

15 10 5 0

2008 2009 2010 2011 2012 2020 2007 Динамика энергоемкости ВРП в ценах 2007 года, т.у.т./млн. руб. Законодательная база

Республиканские программы

Результаты

Закон Республики Татарстан от 21 октября 1998г. №1817 «Об энергосбережении». Принят Государственным советом Республики Татарстан

Республиканская целевая программа «Энергосбережение в Республике Татарстан на 2000–2005 годы» (ПКМ РТ от 3.07.2000 г. № 468)

Снижение энергоемкости ВРП на 27,9% (в ценах 2000 г.)

Программа «Энергоресурсоэффективность в Республике Татарстан на 2006 –2010 годы» (Закон РТ от 23.03.2006 г. № 24-ЗРТ)

Снижение энергоемкости ВРП на 17,4% (в ценах 2000 г.)

Долгосрочная целевая программа «Энергосбережение и повышение энергетической эффективности в Республике Татарстан на 2010 – 2015 годы и на перспективу до 2020 года» (ПКМ РТ от 29.07.2010 г. № 604)

Снижение энергоемкости ВРП с 2010 по 2012 год на 8,84 % (в ценах 2007 г.)

Закон Республики Татарстан «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности на территории РТ» от 14.07.2012г. № 49ЗРТ. Принят Государственным советом Республики Татарстан 21 июня 2012 года

Основы формирования государственной политики и практическая реализация в Республике Татарстан на работа по формированию перечня проектов в области энергосбережения для последующего их включения в республиканскую программу энергосбережения на 2013 год. Одним из главных условий участия в программе является целевое софинансирование предлагаемого мероприятия или проекта в размере не менее 50% от общей потребности за счет средств республиканского бюджета. Средства субсидии будут направлены на реализацию энергосберегающих мероприятий и иных проектов, имеющих высокие показатели энергетической и экономической эффективности и обеспечивающих реальную экономию энергетических ресурсов. При отборе проектов также будет учитываться эффективность реализации политики энергосбережения, в том числе: • наличие утвержденных программ энергосбережения; • завершение на 100% проведения обязательного энергетического обследования организаций и учреждений; • наполняемость республиканской информационной системы в области энергосбережения и повышения энергоэффективности; • фактические достигнутые показатели энергоэффективности по итогам отчетного периода.

13

Энергоэффективность | Опыт предприятий

ЭСКО, первые результаты

Проблемы реализации энергосервисных контрактов

Людмила Мелинова, технический директор ООО «ВолгоЭнергоЭксперт», к. т. н., доцент филиала МЭИ в г. Волжском

14

В соответствии с государственной программой Российской Федерации «Энергосбережение и повышение энергетической эффективности на период до 2020 года» реализация энергосберегающих мероприятий должна осуществляться за счет внебюджетных источников (около 9 трлн. рублей), в том числе посредством заключения энергосервисных договоров. Первый энергосервисный контракт (далее ЭСКО) в Южном федеральном округе заключен администрацией городского поселения г. Ленинск Волгоградской области в мае 2011 года по результатам открытого аукциона на «Выполнение мероприятий по энергосбережению и повышению энергетической эффективности на объектах наружного освещения г. Ленинска». Исполнителем контракта является ООО «Волго­ ЭнергоЭксперт». В соответствии с техническим заданием аукциона выполнен комплекс работ, включающий в себя энергетическое обследование системы наружного освещения (далее СНО) г. Ленинска, проектные работы, демонтаж линий освещения от ТП № 7, 9, 11, 12, 18, 23, 79, 151, монтаж самонесущего изолированного провода 13 км, консолей, креплений, энергосберегающих светодиодных светильников – 373 штуки; систем автоматики – 8 комплектов. На рисунке 1 представлено потребление электроэнергии и затраты на оплату энергоносителей г. Ленинска для системы наружного освещения за 2006–2010 годы (до реализации энергосберегающих мероприятий) и расчетные значения этих

же показателей после реализации мероприятий (при ставке тарифа на уровне 2011 года). Система принята в эксплуатацию с подтверждением заявленного энергосберегающего эффекта 18 октября 2011 года и функционирует стабильно. Энергетическая эффективность по отношению к прежней системе освещения составляет 83%. При установке светодиодных светильников сокращение энергопотребления определено в 298,8 тыс. кВт•ч/год или 2,091 млн. кВт•ч за срок действия контракта, что эквивалентно экономии 257,2 т у.т. Снижение выбросов парниковых газов пропорционально сокращению потребления электроэнергии и составит 60,36 т/год. Дополнительная экономия денежных средств муниципального образования на оплату электроэнергии оценивается в 5,9 млн. рублей (при росте тарифов на электроэнергию не более 7% в год), на эксплуатацию системы СНО – 0,5 млн. рублей за срок действия контракта. Цена контракта определена в соответствии с Постановлением Правительства Российской Федерации от 18 августа 2010 года № 636 «О требованиях к условиям контракта на энергосервис и об особенностях определения начальной (максимальной) цены контракта (цены лота) на энергосервис» и составляет 15,0 млн. рублей. Капитальная составляющая контракта 10,5 млн. рублей. По условиям соглашения, контракт прекращает свое действие при досрочном покрытии

ЭНЕРГОНАДЗОР

расходов исполнителя, то есть в случае возмещения затрат исполнителя в сумме 10,5 млн. рублей, экономия бюджета г. Ленинска за 7 лет составит: 15-10,5+5,9+0,5 = 10,9 млн. рублей. Положительный эффект реализации подобных проектов для муниципальных образований очевиден, но массового распространения, к сожалению, пока не получил. Зарубежные и отечественные аналитики, в том числе ФГУ «Российское энергетическое агентство» Министерства энергетики России отмечают, что организация энергосервисной деятельности, заключение энергосервисных контрактов на региональном и муниципальном уровнях встречают значительные препятствия и не реализуются в необходимых для выполнения требований ФЗ № 261 «Об энергосбережении…» объемах. Причинами называют: необходимость привлечения заемных средств; высокие риски работы в государственном секторе; слабое доверие к частному сектору; небольшое количество и объем проектов; длительные сроки реализации проектов; высокая стоимость разработки проекта; ограничения технических возможностей. Из всех вышеперечисленных хотелось бы остановиться на тех причинах, с которыми самим пришлось столкнуться при реализации энергосервисного контракта и которые препятствуют дальнейшему развитию энергосервисной деятельности.

1. Банковские ставки на реализацию ЭСКО, согласно предварительным заявлениям Сбербанка и других организаций, должны были составлять 9,5–11,5%, реально банковский продукт по кредитованию ЭСКО малого и среднего бизнеса отсутствует, а кредитование физических лиц осуществляется со ставкой 20% и более, что выводит энергосервисную деятельность для предпринимателей за рамки экономически целесообразной.

2. Единица оборудования СНО – светильник – имеет стоимость менее 40 тыс. рублей, не может быть поставлен на основные средства предприятия, следовательно, предприятие не может: • получить возмещение НДС, так как фактически является покупателем данного оборудования; • предложить данное оборудование в качестве залоговой базы для получения кредита в банке.

3. Отсутствие нормативной базы по оформлению сметной документации ЭСКО и, как следствие, необоснованные требования заказчиков, которые воспринимают данный вид контракта «расширенно», стремятся внести дополнительные объемы работ, не относящиеся к предмету ЭСКО – энергосбережению, не предусмотренные сметной документацией и выводящие данный вид деятельности за грань окупаемости.

4. Физическое (техническое) состояние объектов требует дополнительных затрат на реализацию проекта, что сказывается на сроках окупаемости ЭСКО и привлекательности ЭСКО

№ 6 (47), июнь, 2013 г.

2000 1800 1600 1400 1200 1000 800

1738,12 1471,38 1049,6 886,6

741

600 400 200 0

300

310

320

2006 2007 2008 Затраты, тыс. рублей Потребление электроэнергии, тыс. кВт

358

358,4 386,99 59,6

2009

2010

2012

Потребление электроэнергии и затраты на ее оплату до 2010 года и после реализации ЭСКО в 2012 году для исполнителя. Так, из-за физического состояния СНО г. Ленинска капитальные затраты на реализацию проекта возросли в полтора раза, и соответственно увеличился срок окупаемости реализуемых мероприятий, срок действия контракта и затраты на возмещение банковских ставок по кредиту.

5. Субъективные факторы, препятствующие заказчику заключать ЭСКО. Лица, ответственные за реализацию программы энергосбережения в муниципальном образовании, не понимают финансовых преимуществ ЭСКО, не имеют теоретической базы и практических навыков подготовки тендерной документации для ЭСКО, не могут выполнить технико-экономическое обоснование реализации энергосберегающих мероприятий посредством заключения ЭСКО. На основании вышеизложенного, в целях развития энергосервисной деятельности в бюджетной сфере, на наш взгляд, необходимо: • Внести изменения в условия кредитования энергосервисных компаний – при наличии реализованного ЭСКО в муниципальной сфере рассматривать данный контракт в качестве обеспечения для предоставления кредита в размере 80% от суммы понесенных капитальных затрат. Ставки кредитования энергосервисных компаний не должны превышать 10%.

• Сформировать пакет нормативной документации по оформлению проектно-сметной документации ЭСКО.

• Организовать повышение квалификации руководителей муниципальных учреждений и глав муниципальных образований по направлению «Энергосбережение и повышение энергетической эффективности» с проведением практических занятий по разделам «Энергосервис», «Технико-экономическое обоснование энергосберегающих мероприятий» с обязательным проведением финишной аттестации и внесением результатов аттестации в единую информационную систему.

• Возложить на региональные центры энергоэффективности функции региональных операторов энергосервисной деятельности.

15

Энергоэффективность | Аналитика

Картина маслом

Энергообследования и энергосервис как тормоз модернизации К настоящему времени энергообследования, энергопаспортизация и уже три года зарождающийся энергосервис, в теперешнем их виде и качестве, стали факторами не способствующими, а тормозящими решение вопросов повышения энергоэффективности и модернизации экономики.

Е

Борис Суденко, председатель правления СРО в области энергетического обследования НП «Совет энергоаудиторских фирм нефтяной и газовой промышленности»

16

сли в середине 90-х годов утверждение о том, что до 60% потенциала энергоресурсоэффективности в России может быть реализовано за счет организационных и малозатратных мероприятий и около 40% – за счет модернизации и инвестиций в замену оборудования и технологий, в целом соответствовало действительности и положило начало нашей деятельности в области энергосбережения, то, повторяемое в той же самой формулировке сегодня, 20 лет спустя, оно не чем иным, кроме как насмешкой над здравым смыслом, быть не может. В прошедшие два десятилетия в развитых странах разрабатывались и осваивались новые виды продукции, новые технологии, оборудование, материалы, а мы в это время занимались безрезультатным энергосбережением, поиском скрытых «малозатратных», но «высокоэффективных» резервов в наших безнадежно устаревших технологиях, оборудовании, продукции. Сегодня реальный потенциал энергосбережения, по моему мнению, не превышает 15%, с постоянно ускоряющейся тенденцией к сниже-

нию в связи с износом и моральным старением оборудования. Таким образом, сегодня модернизация экономики в целом и промышленности в частности вполне очевидно стала основным направлением развития России, в том числе повышения энергоэффективности, а продолжающиеся обсуждения неактуальных проблем энергообследований уводят внимание профессионального сообщества и производственников от проблемы насущной и действительно важной – модернизации. Те финансовые средства, которые уже потрачены на энергообследования с 1998 по 2013 год, и те, что, надеюсь, не будут потрачены в ближайшем будущем на реализацию этой бесперспективной затеи, можно с гораздо большей пользой для экономики потратить на решение вопросов модернизации. Предвижу вопрос: как определить направление, виды и объемы модернизации без энергообследований? В 2006 году на 1-й Всероссийской конференции энергоаудиторов в Минпромэнерго я предлагал перейти от энергообследований к энергетической

ЭНЕРГОНАДЗОР

инвентаризации, а универсальную форму энергопаспорта заменить на ряд отраслевых форм. Не вдаваясь в детали различий между энергообследованием и энергетической инвентаризацией, скажу только: энергообследование – это дорогостоящая, трудоемкая, длительная по времени, а поэтому практически бесполезная попытка нарисовать картину маслом. Инвентаризация – это вполне точная, быстрая и гораздо менее затратная фотография. Для проведения такой инвентаризации силами примерно 20–25 специально аккредитованных СРО будет достаточно 3 лет. Энергообследование, которым Минэнерго пыталось максимально широко охватить страну, породило серьезную кадровую проблему, последствия которой будут иметь отложенный отрицательный эффект.

Т

ысячи начинающих и молодых специалистов технических и энергетических специальностей буквально с институтской скамьи поступают в модные сегодня энергоаудиторы. Через год работы они уже считают себя опытными специалистами и, используя конъюнктуру кадрового рынка, переходят из одной организации в другую, требуя все большей зарплаты. Среди них есть некоторое количество тех, кому стоило бы продолжить обучение в аспирантуре, кое-кто даже поступает в нее, но бросает, польстившись на хорошие энергоаудиторские заработки. Эти молодые люди могли бы поступить на производство, пойти в науку, стать проектировщиками, конструкторами, но их, как пылесос, затягивает энергоаудит. Я знаю вузовских преподавателей, которые отказываются от аспирантов или бросают их в процессе учебы. Некоторые преподаватели ради энергоаудиторских заработков уходят из преподавательской деятельности вообще. Большинство из них хорошо понимают, что энергоаудит – это большая халтура, но возможность заработать лишает их профессиональной гордости и человеческого достоинства. Думаю, что в скором времени все эти люди останутся не у дел. Мониторинг эффективности реализации гос­ программы «Энергосбережение и повышение энергетической эффективности на период до 2020 года», проведенный Счетной палатой РФ, фактически дал негативную оценку состоянию дел в энергосбережении. Аудиторы Счетной палаты сделали вывод о том, что госпрограмма требует актуализации ее целей и задач. О том же сказал и Президент РФ В.В. Путин на заседании совета по науке и образованию в октябре 2012 года: – необходима корректировка векторов и принципов развития отечественной промышленности и машиностроения; – необходимо вкладываться в отечественные научные разработки и исследования. Как отметила Счетная палата РФ, в середине 90-х годов потери в электрических сетях составля-

№ 6 (47), июнь, 2013 г.

ли не более 2%, а сегодня они достигают 10–12%, износ энергетического оборудования достиг 65%. Это и есть печальный результат, в том числе нашей энергоаудиторской деятельности. Для справки: реализация программы повышения энергоэффективности в Дании позволила еще в прошлом веке в течение 20 лет, при росте валового внутреннего продукта (ВВП) в 1,8 раза, снизить потребление всех видов энергии на 5%, при повышении потребления электроэнергии на 60%. Общая энергоемкость ВВП уменьшилась в 2 раза, электроемкость снизилась на 12%. Результаты российского энергосбережения за 20 лет конца 20 – начала 21 века оказались негативными. Причина в том, что вместо модернизации в середине 90-х годов мы, с подачи наших зарубежных советников, выбрали легкую, но, оказалось, ложную цель – малозатратное энергосбережение, углубились в бесполезные энергообследования, потратили на них впустую немалые средства и потеряли 20 лет. Задача модернизации экономики сегодня по-прежнему представляется одной из наиболее важных, и поэтому хочется понять, почему даже упоминание о модернизации так стремительно уходит из тематики наших докладов и дискуссий. Понятно, что говорить о полностью дискредитировавшем себя за 17 последних лет энерго­ сбережении уже просто неудобно, но точно так же должно быть неловко обсуждать проблемы энергетических обследований, энергопаспортизации, которые за 15 последних лет доказали свою полную бессмысленность и бесперспективность в том виде, в котором мы их себе представляем и пытаемся реализовать. Считаю, что попытки оживить мертворожденное три года назад дитя по имени «энергосервис» также не дадут положительного результата. Проблема энергосбережения в нашей стране существовала всегда, а начиная с середины 90-х годов прошлого века она вступила в новую фазу под эгидой тогдашнего Министерства топлива и энергетики. Возглавившая этот процесс структура Минтопэнерго-Главгосэнергонадзор пошла к решению задачи практически кратчайшим путем, в результате чего к началу двухтысячных годов были созданы основы законодательной, нормативной и методической баз, а главное, и это очень показательное событие, сформировалась, реально заработала и успешно работает до сегодняшнего дня такая важная для энергосбережения подотрасль приборостроения, как разработка и производство отечественных приборов учета. Подчеркиваю, это отечественные разработки и отечественное производство. На мой взгляд, произошло буквально чудо: зарубежные приборы в рыночных условиях, в особенности после дефолта 1998 года, не выдержали конкуренции с российскими приборами на нашем внутреннем рынке. Активная, разумная и целенаправленная деятельность Энергонадзора привела к тому, что уже в начале двухтысячных в стране, что

Тогдашнее Минпромэнерго успешно превратило энергосбережение из реальной в ложную цель

17

Энергоэффективность | Аналитика

называется, запахло реальным снижением потребления энергии и энергоносителей, а это влекло за собой необходимость снижения их производства и, как следствие, ухудшало показатели Минэнерго. Энергетики всех уровней забили тревогу, так как сложившаяся ситуация не только угрожала их финансовому благополучию, но и требовала от них серьезной работы по повышению собственной энергоэффективности производства энергии. Требовалась модернизация энергетики, ее реформирование.

Р

В застывшей в своем развитии экономике перспектив у энергосервиса нет и не может быть

18

еформа началась и закончилась расчленением РАО «ЕЭС» и упразднением в 2004 году главного локомотива энергосбережения – Энергонадзора. Обезглавив энергосбережение, тогдашнее Минпромэнерго успешно превратило энергосбережение из реальной в ложную цель. У ракетчиков это означает вид электронной помехи, уводящей боевую ракету от цели материальной. В результате мы уже 15-й год проводим энергообследования и 9-й год разрабатываем энергопаспорта по регулярно изменяющимся формам. Ограничусь тезисами: 1. Государственная политика в области модернизации экономики не обусловливается исключительно вопросами энергосбережения и повышения энергоэффективности, поэтому утверждение о том, что результатов энергообследования достаточно для начала модернизации, не более чем заблуждение.

2. Модернизация производства состоит не только в обновлении технологий и оборудования.

3. При проведении модернизации первичным условием является выпускаемая продукция, которая должна стать конкурентоспособной на открытом рынке ВТО.

Модернизацию экономики, промышленности нужно начинать не с энергообследований ветхих сетей, котлов, насосов, зданий. Начинать нужно с разработки новых видов современной, и в первую очередь промышленной, продукции, разработки соответствующих технологий и оборудования, хотя на начальном этапе последние можно приобретать за рубежом. Для таких разработок могли бы пригодиться специалисты, которые все последние годы были вовлечены в энергообследования, а также финансовые средства для их проведения. Энергосервис хорош в развитых экономиках и промышленности. В них его назначение, в условиях постоянного развития и совершенствования техники и технологий, буквально точечно внедрять новейшие разработки на объектах в периоды между масштабными модернизациями и реконструкциями. Энергосервис – это высокопрофессиональная деятельность в области энергетики, а не финансов, но связанная с финансовыми рисками. Для осуществления декларируемой ими деятельности ЭСКО требуется совсем немного: • грамотные специалисты; • собственные или кредитные средства; • обоснованная уверенность в положительном результате своих работ и достижении заявленного экономического эффекта; • надежда на то, что им заплатят за выполненные работы. Однако нынешним апологетам энергосервиса такая мелкая и кропотливая работа не по душе, они стремятся к многомиллиардным, желательно бюджетным контрактам, работы по которым они предполагают организовывать, но не выполнять собственными силами, потому что их собственные возможности практически исчерпываются гиперактивной пропагандой мнимых достоинств энергосервиса в прессе и Интернете. В застывшей в своем развитии экономике, промышленности, энергетике перспектив у энергосервиса нет и не может быть. Механизмом запуска и реализации процесса модернизации энергосервис быть не может по своей природе и существу. Сначала должна пройти модернизация, а потом обязательно наступит время энергосервиса. Опять, как в начале 90-х, расширяется круг иностранных консультантов и советников, достаточно быстро и легко решаются вопросы создания различных совместных предприятий, причем последнее следует признать разумным в качестве тактического (временного) шага. Я уверен, у России, у нас с вами достаточно ума, чтобы отличить реальные цели от ложных, чтобы самим найти выход из трудной ситуации. Повышение энергоэффективности, модернизация экономики, промышленности, ЖКХ – это не проблема и не задача частника, для которого свято только понятие «прибыль», это огромная, чрезвычайно сложная в решении государственная задача, которую мы обязаны решить.

ЭНЕРГОНАДЗОР

Клуб главных энергетиков

ЕВРАЗ НТМК ОАО «ЕВРАЗ Нижнетагильский металлургический комбинат» (ЕВРАЗ НТМК) входит в пятерку крупнейших металлургических комбинатов страны. Предприятие по праву можно назвать одним из самых современных в отрасли. За последние годы реконструированы и продолжают обновляться практически все основные производства: доменное, сталеплавильное, колесопрокатное, рельсовое. Вводятся в эксплуатацию новые современные агрегаты и механизмы, внедряются инновационные технологии, огромное внимание уделяется природоохранной деятельности. ЕВРАЗ НТМК входит в состав ЕВРАЗа, одной из крупнейших вертикально-интегрированных металлургических и горнодобывающих компаний с активами в Российской Федерации, Украине, США, Канаде, Чехии, Италии и ЮАР. По объему производства стали ЕВРАЗ входит в 20 крупнейших металлургических компаний в мире.

Главный энергетик ЕВРАЗ НТМК Владимир Николаевич Христофоров

№ 6 (47), июнь, 2013 г.

19

Клуб главных энергетиков | ЕВРАЗ НТМК

Минус энергоемкость – плюс конкурентоспособность Сегодня в журнале «Энергонадзор» дебют новой рубрики. В «Клубе главных энергетиков» первые лица в энергетике ведущих предприятий России поделятся опытом, обсудят пути повышения энергоэффективности промышленных предприятий, выразят свое мнение о проблемах отрасли и путях их решения. Слово главному энергетику ЕВРАЗ НТМК Владимиру Христофорову.

300 шагов к успеху

Главный энергетик ЕВРАЗ НТМК Владимир Николаевич Христофоров Родился 6 марта 1978 года в городе Целиноград. После окончания Нижнетагильского горно-металлургического колледжа работал электромонтером в конвертерном цехе НТМК. В 2008 году был назначен на должность директора по электрическим сетям ООО «НТМК-Энерго», которое является дочерним обществом комбината. В 2010 году был назначен генеральным директором ООО «НТМК-Энерго». В мае 2011 года переведен на должность главного энергетика ЕВРАЗ Нижнетагильского металлургического комбината. В период трудовой деятельности получил дополнительное профессиональное образование: в 2003 году окончил Уральскую государственную горно-геологическую академию, в 2007 году Новоуральский государственный технологический институт, в 2011 году Московскую школу управления «Сколково».

20

Черная металлургия – довольно энергоемкое производство, энергозатраты в структуре себестоимости продукции составляют порядка 12%, и это без учета углей и моторного топлива. Ежегодно мы закупаем энергоресурсы на несколько миллиардов рублей, и работа по снижению энергоемкости нашего производства – одно из ключевых направлений деятельности. Анализируя лучшие мировые достижения, мы видим, что потенциал для снижения энергозатрат может достигать десятков процентов. Проведя анализ энергоемкости ведущих российских и зарубежных предприятий, мы пришли к выводу, что ЕВРАЗ НТМК занимает достойное место среди ведущих российских металлургических предприятий. Но при этом мы уступаем средним европейским показателям по энергоэффективности производства. Изучая передовой европейский опыт, мы намерены адаптировать его к условиям производства ЕВРАЗ НТМК, что позволит нам снизить энергоемкость производства. На комбинате уже второй год реализуется стратегическая Программа по снижению затрат ЕВРАЗ НТМК Большая часть программы при этом состоит из энергосберегающих мероприятий, их более 140, сейчас планируется добавить к ним еще 160, которые были выявлены в ходе проведенного энергоаудита комбината.

Энергосберегающие проекты приносят миллионы На комбинате реализовано много проектов по внедрению высокотехнологичного производства, модернизации существующего оборудования. Так, в конце прошлого года ЕВРАЗ НТМК первым в России ввел в эксплуатацию установку вдувания пылеугольного топлива (ПУТ) в доменные печи. Планируется, что применение пылеугольного топлива в доменной плавке позволит на 20 процентов снизить расход кокса и на 50 процентов – природного газа при производстве чугуна. Еще одно перспективное направление – повышение эффективности производства непрофильных производств. Например, сейчас в рамках совместного проекта с компанией Praxair идет

ЭНЕРГОНАДЗОР

строительство нового комплекса по разделению воздуха. На площадке строительства нового кислородного производства ЕВРАЗ НТМК монтируется оборудование: холодные блоки, насосы, турбины основных и второстепенных компрессоров и бустер-компрессор. Две установки разделения воздуха будут поставлять более двух миллионов кубометров кислорода в сутки, а также аргон и азот. Новые мощности планируется ввести в строй в конце 2013 года, энергозатраты на производство технических газов на ЕВРАЗ НТМК снизятся более чем на 30%. Также хочется отметить реализованный в 2012 году пилотный проект по внедрению агрегатного учета природного газа и электроэнергии в конвертерном цехе №1. В рамках проекта было установлено дополнительно 215 счетчиков электрической энергии и 48 узлов учета природного газа. Данные со всех узлов учета выведены в систему мониторинга. Эффект за счет экономии энергоресурсов за 9 месяцев эксплуатации системы – 26 млн. рублей, при этом срок окупаемости составил меньше года. Основное достоинство системы – реальная помощь технологическому персоналу в принятии решений в ходе технологического процесса с целью уменьшения энергозатрат. По результатам реализации данного проекта будет принято решение о внедрении агрегатного учета во всех цехах комбината. Одним из перспективных проектов, реализация которого уже начата, является внедрение на комбинате системы энергоэффективного освещения. В рамках реализации проекта планируется в течение 4 лет произвести замену всех неэффективных, устаревших источников света, привести уровень освещенности на рабочих местах в соответствие с изменившимися отраслевыми нормативами, снизить потребление электроэнергии на нужды освещения.

Курс на использование вторичных энергоресурсов Большинство электропотребляющих объектов комбината в соответствии с нормативными требованиями обеспечены достаточным уровнем резервирования как потребители I категории, а в некоторых случаях особой группы. Дополнительным фактором, обеспечивающим надежность энергосистемы комбината, является наличие собственной генерации, покрывающей более 50% объема потребления. В связи с этим на комбинате разработана программа увеличения собственной генерации электроэнергии. Программа содержит разноплановые мероприятия и по величине роста генерации, и по срокам реализации, и по объему необходимых инвестиций. Например, на 2014 год запланирована модернизация выведенного из работы турбогенератора 5А ТЭЦ мощностью 12 МВт. Особое внимание мы уделяем проектам с использованием вторичных энергоресурсов. Инвестиционным комитетом ЕвразХолдинга одобрены два таких проекта – строительство ГУБТ-10

№ 6 (47), июнь, 2013 г.

и установка конденсационных турбогенераторов мощностью до 20 МВт для утилизации (с выработкой электроэнергии) низкопотенциального пара, вырабатываемого на котлах-охладителях конвертеров. Таким образом, не затрачивая дополнительного топлива, мы можем получить до 30 МВт дополнительной мощности.

Нам не нужен формальный энергопаспорт Мы идем в ногу со временем и своевременно отслеживаем все законодательные инициативы, касающиеся энергоснабжения и энергосбережения. Так было и в случае энергоаудита. Всего через 2 месяца после выхода Федерального закона № 261 от 23 ноября 2009 года «Об энергосбережении …» было принято решение провести глубокий инструментальный энергоаудит комбината. К сожалению, в настоящее время законом об-

21

Клуб главных энергетиков | ЕВРАЗ НТМК полученный результат того стоил. В декабре 2012 года ЕВРАЗ НТМК одним из первых среди крупных промышленных предприятий получил утвержденный энергопаспорт, детальные отчеты по каждому подразделению комбината, по всем видам энергоресурсов и отчеты по специальным обследованиям – по качеству электроэнергии, по потерям в сетях и т.д. Но главный результат энергоаудита – разработка программы повышения энергоэффективности ЕВРАЗ НТМК.

Выйти в лидеры по энергоэффективности говариваются лишь формальные требования к наличию энергопаспорта и срокам его получения. Многие аудиторы этим воспользовались и пошли по пути наименьшего сопротивления, разрабатывая формальные энергопаспорта и не проводя, по сути, энергообследования. В лучшем случае заполнение энергопаспорта происходило на основе отчетной документации, собранной самими энергетиками предприятий. Я регулярно общаюсь со своими коллегами-энергетиками и, к глубокому сожалению, часто слышу негативные отзывы об энергоаудите. Такие ситуации становятся возможными по причине отсутствия в законодательстве механизма проверки достоверности представленных в энергопаспорте сведений, нет критериев оценки качества проведенного энергоаудита, нет механизма определения стоимости энергоаудита и многого другого. В том, что энергоаудит должен быть самым детальным и глубоким, насколько это возможно в условиях непрерывного производства, энергетики комбината не сомневались ни минуты. Нам не нужен был формальный энергопаспорт в качестве аргумента для Ростехнадзора, Мин­ энерго и других исполнительных и контролирующих органов. Мы ставим перед собой гораздо более серьезные задачи – добиться реального сокращения энергозатрат на производство продукции. Поэтому мы очень ответственно подошли к выбору подрядчика. На поиски организации, отвечающей нашим требованиям, ушло 11 месяцев. Но

22

Одна из стратегических целей – обеспечение энергетической безопасности предприятия и повышение энергетической эффективности производства. В феврале 2011 года на ЕВРАЗ НТМК была создана Служба энергосбережения. Стратегической целью Службы энергосбережения является выведение ЕВРАЗ НТМК в лидеры по уровню энергоэффективности производства среди металлургических компаний России посредством снижения энергетических затрат на производство продукции, исключения непроизводительных расходов и потерь энергоресурсов, развития и автоматизации систем энергоучета, внедрения энергосберегающих технологий и системы энергоменеджмента. Для достижения стратегической цели Службой энергосбережения ежедневно решаются задачи по трем основным направлениям: Планирование потребления энергоресурсов – мероприятие, направленное на эффективное использование энергоресурсов. В первую очередь планируется максимальная загрузка собственных мощностей, закуп энергоресурсов со стороны – по остаточному принципу. Обеспечение достоверного учета энергоресурсов – комплекс технических решений, направленных на своевременное выявление мест возникновения сверхнормативных потерь и перерасхода энергоресурсов. Энергосбережение – направление деятельности, основой которого является постоянное выявление мест нерационального использования энергоресурсов с разработкой мероприятий по их локализации, «жесткое» нормирование потребления энергоресурсов в технологических процессах, вовлечение всего персонала комбината в процесс энергосбережения. Приоритетные направления деятельности – снижение расхода энергоресурсов в производственных процессах, замещение закупных ресурсов их собственным производством, сокращение непроизводительных потерь энергоресурсов при транспортировке и потреблении. Сегодня, после двух лет работы, можно подвести первые итоги: • энергоемкость производства снижена на 7,3% (с 25,4 ГДж/т в 2010 году до 23,5 ГДж/т в 2012 году); • достигнута экономия в размере 220 млн. руб. за счет реализации мероприятий программы энергосбережения;

ЭНЕРГОНАДЗОР

Структура и основные задачи управления главного энергетика ЕВРАЗ НТМК В состав УГЭ входят 6 технологических цехов, 3 ремонтных и 2 специализированных цеха. Основная задача технологических цехов УГЭ – обеспечение энергоресурсами металлургической площадки: Теплоэлектроцентраль (ТЭЦ) – установленная электрическая мощность 149,9 МВт, установленная «паровая» мощность 1620 т/ч. Доменное дутье, технологический пар, электроэнергия, горячая вода, химически очищенная вода – все это вырабатывается на ТЭЦ. Кроме того, мы обеспечиваем теплом и горячей водой несколько жилых районов г. Нижнего Тагила. Цех водоснабжения (ЦВС) – эксплуатирует насосные станции, оборудование «чистых» и «грязных» оборотных циклов цехов, все сети водоснабжения, системы ливневой и хозяйственно-бытовой канализации на территории комбината. Системы производственного водоснабжения комбината в основном оборотные. В эксплуатации находятся 24 оборотных цикла. Паросиловой цех (ПСЦ) – обеспечивает бесперебойное снабжение паром, горячей и химически очищенной водой цехов комбината и сторонних потребителей. На оборудовании, эксплуатируемом ПСЦ, производится утилизация тепла вторичных энергоресурсов – отходящих газов нагревательных печей крупносортного и рельсобалочного цехов с выработкой пара. Газовый цех (ГЦ) – отвечает за надежное и бесперебойное снабжение потребителей газообразным топливом (природный, доменный, коксовый газ и их смеси), а также безопасную и эффективную эксплуатацию газоочисток доменных печей №5 и 6. Газовый цех также эксплуатирует газовую бескомпрессорную утилизационную турбину (ГУБТ), установленную после газоочистки ДП-6. Общая протяженность межцеховых газопроводов, эксплуатируемых газовым цехом, составляет 56,9 км. Цех утилизации шламов (ЦУШ) – обеспечивает осветление оборотной воды ГОЦ после газоочисток доменных печей и конвертеров. Обезвоженный шлам используется как составная часть шихты доменных печей. Цех сетей и подстанций (ЦСиП) – обеспечивает прием из внешней сети, транспортировку и распределение электроэнергии,

• создан «банк идей» по энергосбережению, включающий в себя 340 мероприятий. Этого удалось достичь благодаря организации на комбинате системы постоянного внутреннего аудита, внедрения «жесткой» системы нормирования энергопотребления (по лучшему достигнутому результату), совершенствованию системы учета энергопотребления. Важное звено этого процесса – реализация организационных мероприятий. Вовлечение всего персонала предприятия в процесс энергосбережения при помощи анкетирования, освещение вопросов энергосбережения в СМИ, обучение персонала основам энергосбережения, визуализация достигнутых результатов на рабочих местах, мотивация персонала.

Развитие собственной генерации По нашему мнению, основным направлением и потенциалом снижения энергоемкости является глубокая модернизация производства с применением новейших мировых разработок, в том числе применение возобновляемых ис-

№ 6 (47), июнь, 2013 г.

а также осуществляет эксплуатацию электросетевого комплекса предприятия на всех уровнях напряжения, включая 110 кВ. Общая установленная мощность силовых трансформаторов 110 кВ составляет без малого 1 ГВт. Центральная электротехническая лаборатория комбината (ЦЭТЛ) – определяет стратегию развития технической политики в части состава электрооборудования комбината, разрабатывает рекомендации по его безопасной работе, осуществляет диагностику технического состояния, а также обеспечивает контроль режимов электроснабжения комбината и работы электрооборудования, в том числе фиксацию и анализ аварийных ситуаций в сетях, работу управляемых приводов, релейной защиты и автоматики, систем учета и т.д. Цех технологической автоматизации (ЦТА) – обеспечивает измерение и визуализацию всех параметров технологических процессов, формирует данные для своевременной корректировки режимов работы оборудования.

точников энергии. Для определения основных направлений модернизации мы разрабатываем техническую политику в области энергосбережения при новом строительстве и текущей эксплуатации. В связи с тем, что сегодня на комбинате прорабатывается проект строительства II очереди комбината в составе доменной печи и конвертерного цеха, предполагается увеличение энергопотребления. Вопрос применения новых, энергосберегающих технологий и увеличение собственных генерирующих мощностей переходит из разряда операционных в разряд стратегических. Тем более что при строительстве II очереди комбината, кроме возникающего дефицита энергоресурсов, перед нами встают вопросы полезной утилизации дополнительных объемов топливных вторичных энергоресурсов – газов доменного и конвертерного производств. Решение о строительстве на комбинате ТЭЦ-II в такой ситуации является адекватным ответом на растущие потребности производства, а также станет надежной основой для уверенного развития ЕВРАЗ НТМК в будущем.

23

Клуб главных энергетиков | ЕВРАЗ НТМК

Инжиниринг высокого класса В 2014 году Екатеринбургский филиал ВНИПИ «Тяжпромэлектропроект» имени Ф.Б. Якубовского, ныне ЗАО «Тяжпромэлектромет», отметит свое 70-летие. Большую часть этого времени предприятие являлось монополистом в области проектирования энергообъектов металлургии в Уральском регионе. К настоящему моменту область деятельности компании значительно расширилась как в отраслевом, так и в территориальном плане.

ЗАО «Тяжпромэлектромет» 620014 Екатеринбург, пр. Ленина, 24/8, оф. 501 Тел. + 7 (343) 371-26-55 Факс + 7 (343) 371-42-16 E-mail: info@tpem.ru www.tpem.ru

24

На сегодняшний день высококвалифицированные специалисты ЗАО «Тяжпромэлектромет» специализируются на разработке проектносметной документации на всех этапах и стадиях общесистемного, промышленного и высоковольтного проектирования ВЛ и ПС любого класса напряжения от 6 до 500 кВ. В соответствии с выполненными проектами осуществляется комплексная поставка любого электрооборудования и систем автоматизации, в том числе шкафов оперативного тока, низковольтных комплектных устройств и высоковольтных ячеек 6–10 кВ GeRus собственного производства. Для решения вопросов энергоэффективности на предприятии имеются лаборатория для инструментального энергетического обследования объектов, лаборатория АСУ, а также группа по измерению и исследованию качества электрической энергии. Являясь EPC/EPCM-контрактором, ЗАО «Тяжпромэлектромет» способно выполнить любой объект «под ключ», начиная с разработки технико-экономического обоснования и заканчивая вводом в эксплуатацию, гарантийным и постгарантийным обслуживанием. На сегодняшний день предприятие может гордиться своими проектами для ОАО «ХК «Металлоинвест», ОАО «Северсталь», ОАО «МЕ-

Одним из перспективных направлений деятельности ЗАО «Тяжпромэлектромет» является проектирование подстанций на класс напряжения 500 кВ.

ЧЕЛ», ОАО «НЛМК», ЗАО «Машиностроительная корпорация «Уралмаш», ЗАО «Группа «ЧТПЗ», ОАО «ТМК», ОАО «Синарский трубный завод» ОАО «МРСК Урала», ОАО «РусГидро», ОАО «ФСК ЕЭС», ОАО «ЕВРАЗ НТМК» и многих других. С ОАО «ЕВРАЗ НТМК», к примеру, ЗАО «Тяжпромэлектромет» связывают доверительные партнерские отношения на протяжении 70 лет. В «копилку» выполненных для этого предприятия работ, в частности, внесены: – система базовой автоматизации ДП № 5, совместный проект и поставка с фирмой «VA TECH», Австрия; – автоматизация ДП № 6, детальный инжиниринг; – система управления оборудованием линии удлинения рольгангов МНЛЗ; – реконструкция коксохимического производства – коксовая батарея № 5, ДП № 5, ПС 47А; – электроснабжение кислородно-конвертерного цеха ПС № 61, генподряд; – реконструкция конвертерного цеха № 1 с увеличением производительности до 4,2 миллиона тонн заготовки в год, электрическая часть; – модернизация конвертерного цеха – конвертеры № 2, 3, 4. Уникальный опыт проектировщиков бывшего ВНИПИ «Тяжпромэлектропроект», техническая библиотека и архив, накопленный за 70 лет, выполнение всех работ в комплексе, применение современных разработок, развитая сеть представительств и филиалов – залог конкурентоспособности компании, ее пропуск в сферу инжиниринговых компаний мирового класса.

ЭНЕРГОНАДЗОР

Надежный партнер В

разные годы специалистами предприятия на высоком профессиональном уровне выполнялись работы по монтажу импортного и отечественного электрооборудования, систем автоматизации на промышленных предприятиях России и СНГ. При непосредственном участии ОАО были построены, реконструированы и сданы в эксплуатацию такие крупнейшие объекты, как: • Молдавский металлургический завод; • Володарское нефтехранилище в Москве; • установка десульфурации полупродукта и непрерывной разливки стали, печь-ковш, кислородный блок КАР-30 на Нижнетагильском металлургическом комбинате; • произведена реконструкция котла №1 на ТЭЦ и в ряде цехов ОАО НПК «Уралвагонзавод» в Нижнем Тагиле; • выполнены электромонтажные работы на комплексе печь-ковш, на дуговой сталеплавильной печи и машине непрерывного литья заготовки Нижнесергинского метизнометаллургического завода; • на комплексе кислородной станции DRGA 5100 ОАО «Металлургический завод им. А.К. Серова». Имидж надежного партнера позволил ОАО «Сервисавтоматика» принять участие в строительстве целого ряда знаковых объектов ТЭК. Это комплекс газоперекачивающих станций на магистральных газопроводах «Ямбург – Центр», «Ямбург – Помары – Ужгород», «Ямбург – Полоцк», газоперерабатывающие заводы в городах Нягань и Оренбург. Большим объемом работ и отличным результатом отмечен труд специалистов компании при капитальном ремонте, строительстве и реконструкции объектов «Тюменьтрансгаз» в п. Приобье Ханты-Мансийского автономного округа; СОГ № 1 в Ямбурге; газопроводов «Ямбург – Поволжье», «СРТО – Урал» и многих других. В настоящее время по заказу ОАО «НК «Роснефть» компанией ведутся электромонтажные работы на Ванкорском месторождении. Благодаря большому опыту, высокой квалификации сотрудников и нацеленности на результат,

Открытое акционерное общество «Сервисавтоматика» создано в 1991 году на базе Нижнетагильского монтажного управления треста «Уралмонтажавтоматика» и является одной из ведущих специализированных организаций, осуществляющих строительно-монтажные работы на объектах капитального строительства.

ОАО «Сервисавтоматика» уже много лет является партнером одного из лидеров металлургического комплекса России ОАО «ЕВРАЗ НТМК». При тесном взаимодействии со службами Управления капитального строительства и службой Управления главного энергетика коллективом предприятия был выполнен солидный объем работ по реконструкции производственных мощностей: введены в действие доменные печи № 5 и 6, коксовые батареи № 5 и 6, конвертерный цех № 1 с увеличением производительности до 4,2 миллиона тонн заготовок в год, установка вдувания пылеугольного топлива в доменные печи. И сейчас предприятием ведутся работы по капитальному ремонту электрооборудования и кабельных линий в цехах ОАО «ЕВРАЗ НТМК». Сегодня для реализации поставленных задач ОАО «Сервисавтоматика» ведет проектные работы, оптимизируя предлагаемые решения, выполняет монтажные и пусконаладочные работы, гарантийное и послегарантийное обслуживание поставляемого оборудования и систем. Компания осуществляет работы, связанные с монтажом и наладкой импортного оборудования таких ведущих фирм-производителей, как Siemens VAI, VAI Fooks, Danielle и других. ОАО «Сервисавтоматика» имеет Свидетельство № 0046.05-2009-6669002747-С-2 Некоммерческого Партнерства «Саморегулируемая организация «Межрегиональное объединение строителей» и сертифицировано на соответствие системы менеджмента качества всех выполняемых работ требованиям ГОСТ Р ISO 9001-2008. За большой вклад и выдающиеся успехи в развитии строительного комплекса предприятие награждено Почетным дипломом правительства Свердловской области.

Основными видами деятельности ОАО «Сервисавтоматика» являются: • работы по устройству наружных и внутренних инженерных сетей и коммуникаций; • работы по монтажу технологического оборудования: электротехнических установок до 35 кВ, автоматизированных систем управления и информатизации, приборов, средств автоматизации и вычислительной техники; • пусконаладочные работы; • работы по монтажу, ремонту и обслуживанию средств обеспечения пожарной безопасности зданий и сооружений; • проектные работы; • изготовление электромонтажных изделий и щитовой продукции; • общестроительные работы; • осуществление функций генерального подрядчика.

№ 6 (47), июнь, 2013 г.

ОАО «Сервисавтоматика» 622000 Свердловская обл. г. Нижний Тагил, ГСП, ул. Индустриальная, 42 Тел. +7 (3435) 25-77-06 Факс +7 (3435) 25-77-06 E-mail: oao-servisavtomatika@ rambler.ru www.sa-nt.ru

25

клуб главных Энергетиков | евраЗ нтМк

Наша репутация – безупречна Для ОАО «УРАЛЭНЕРГОРЕМОНТ» 2013 год стал юбилейным: 26 марта исполнилось 65 лет со дня выхода приказа министра электростанций СССР об организации в составе треста «Союзэнергоремонт» производственного предприятия по капитальному ремонту оборудования электростанций и электросетей «УРАЛЭНЕРГОРЕМОНТ». Иван ГУРьЕВ, генеральный директор ОАО «УРАЛЭНЕРГОРЕМОНТ», заслуженный энергетик РФ

П

редприятие росло и развивалось вместе с энергетикой страны. Специалисты ПП «УРАЛЭНЕРГОРЕМОНТ» одними из первых освоили ремонт и техническое обслуживание котлов, паровых турбин, турбогенераторов единичной мощностью 100 МВт, первых энергоблоков мощностью 150 и 200 МВт. Большой вклад внес коллектив предприятия в освоение, организацию и проведение ремонтов энергоблоков на сверхкритические параметры пара на Кармановской, Ириклинской, Троицкой, Пермской ГРЭС, в освоение и развитие ремонтного обслуживания оборудования атомных электростанций Белоярской и Билибинской АЭС. В ХХI век открытое акционерное общество «УРАЛЭНЕРГОРЕМОНТ» вступило одним из ведущих специализированных энергоремонтных предприятий России с безупречной технической репутацией. Ремонты и реконструкцию энергетического оборудования любой мощности и сложности выполняют пять основных цехов: котельный, турбинный, электрический, цех регулирования и автоматики, цех производства запасных частей. Филиалы и подразделения предприятия располагаются в Республике Удмуртия, Пермской, Оренбургской, Челябинской, Свердловской областях. Долговременное сотрудничество с заводамиизготовителями энергетического оборудования (ЗАО «Уральский турбинный завод», ОАО «Силовые машины» и другими компаниями), научно-исследовательскими институтами и проектными организациями помогает предприятию обеспечивать высокий уровень энергоремонтного производства.

Ремонт турбокомпрессора на ТЭЦ ОАО НТМК Среди заказчиков и партнеров ОАО «УРАЛЭНЕРГОРЕМОНТ» – электростанции ОАО «ОГК-1», ОАО «ОГК-3», ОАО «Энел ОГК-5», ОАО «ТГК-2», ОАО «ФОРТУМ», ОАО «Енисейская ТГК (ТГК-13)», ОАО «Курганская генерирующая компания», «РАО ЭС Востока», ОАО «Геотерм» РусГидро, подразделения ЗАО «КЭС» – ОАО «ТГК-5» и ОАО «ТГК-9», станции ОАО "ГАЗПРОМ", теплоэлектроцентрали крупнейших промышленных предприятий Урала: ОАО «ЕВРАЗ НТМК», ОАО «ММК», ОАО «Научно-производственная корпорация «УралВагонЗавод». С момента создания и по сегодняшний день не меняется название нашего предприятия, как не меняются и основополагающие принципы, которыми мы руководствуемся в своей деятельности. Требования и пожелания заказчика всегда являются отправной точкой наших взаимоотношений. Выполнение этих требований – главная цель работы ОАО «УРАЛЭНЕРГОРЕМОНТ».

Основные направления деятельности ОАО «УРАЛЭНЕРГОРЕМОНТ»

ОАО «УРАЛЭНЕРГОРЕМОНТ» г. Екатеринбург, ул. шевченко, 16 Тел. (343) 350-81-46 факс (343) 388-14-59 E-mail: uer@uer.ru

26

• Все виды ремонтов основного и вспомогательного энергетического оборудования • Индустриальный ремонт роторов паровых турбин и турбогенераторов в условиях, приближенных к заводским • Испытания и наладочные работы на основном и вспомогательном оборудовании электростанций • Разработка и внедрение электрогидравлических систем автоматического регулирования и защиты паровых турбин и АСУТП турбоустановки в целом • Экспертиза промышленной безопасности опасных производственных объектов. Работы по диагностике состояния котельного, турбинного, электротехнического оборудования электростанций, котельных и тепловых сетей

• Модернизация и реконструкция паровых турбин • Ремонт и модернизация оборудования (сосудов высокого давления)на газокомпрессорных и гозодобывающих станциях ОАО "ГАЗПРОМ" • Вибродиагностика и балансировка паровых турбин, турбогенераторов и крупных электродвигателей • Изготовление и поставка запасных частей для энергетического оборудования, включая лопатки и рабочие колеса паровых турбин, бандажные кольца роторов турбогенераторов • Разработка и реализация проектов реконструкции и модернизации энергообъектов с целью увеличения электрической и тепловой мощности • Консультационные, инжиниринговые и посреднические услуги в энергетике

ЭНЕРГОНАДЗОР

№ 6 (47), июнь, 2013 г. На правах рекламы

27

Энергоэффективные решения | Горнодобывающая отрасль

Технологический аудит Среди приоритетных направлений деятельности Института горного дела при Российской академии наук ( ИГД УрО РАН) всегда достойное место занимало ресурсосбережение. Об одной из составляющих ресурсосбережения – энергосбережении мы разговариваем с директором учреждения, доктором технических наук, профессором Сергеем Корнилковым и членом-корреспондентом РАН, главным научным сотрудником института, доктором технических наук, профессором Виктором Яковлевым.

Сергей Корнилков

Виктор Яковлев

– Какие основные пути повышения энергоэффективности вы можете назвать?

Можно модернизировать и существующую перевозку. Только за счет упорядочения процесса транспортирования себестоимость продукции сокращается минимум на 8–9 %. Виктор Яковлев: – Комплексное освоение месторождений также позволит на единицу продукции снизить затраты, потому что, помимо основного, будут разрабатываться попутные компоненты, которые, как сейчас оказалось, стоят подчас дороже. При добыче руды или угля пустая порода отвозится в отвал. Но правильно определив углы наклона бортов карьера, можно сэкономить на переработке миллионов кубометров пустой породы. Как это сделать? Наладить мониторинг состояния бортов карьера, буровзрывные работы производить в щадящем режиме и сделать углы этих бортов более крутыми. Один градус наклона дает больше миллиона кубометров породы, которую не надо извлекать. Это огромная экономия энергоресурсов, ведь самые большие затраты связаны с объемом производства буровзрывных пород.

Сергей Корнилков: – Существует два аспекта решения данной задачи. Первый – это текущий, сиюминутный, а второй – среднесрочный, перспективный. Текущие меры по снижению энергозатрат – это, прежде всего, учет, анализ ситуации, а после этого – исправление допущенных и выявленных ошибок. Для среднесрочных и долгосрочных перспектив процессы энергосбережения должны закладываться уже сегодня. Для этого необходимо оптимизировать технологические процессы. Например, в настоящее время руда обогащается только на обогатительной фабрике. В ней содержится достаточно большое количество пустой породы, есть просто очень бедные руды. При этом весь объем породы перевозится к фабрике транспортом: железнодорожным, автомобильным. Но можно организовать на карьере предварительное обогащение. Если откровенно пустую породу сбрасывать прямо на борту карьера, то объем перевозок значительно сократится. Кроме того, на 20–25 % поднимется среднее содержание полезного компонента в руде. Соответственно будет тратиться меньше энергетических ресурсов на процессы дробления, измельчения и так далее.

28

– Почему вы считаете технологический аудит главным путем энергосбережения? Виктор Яковлев: – Выяснить, на какой рабочий процесс предприятие расходует больше энергии, с целью сравнить полученные

ЭНЕРГОНАДЗОР

результаты с другими компаниями, поможет технологический аудит предприятия. Как ходит транспорт? Почему в рабочем цикле процесс ожидания погрузки затягивается? Почему экскаватор 30 % рабочего времени грузит, а 70 % ждет, когда к нему подойдет транспорт? Новая конструкция бурового инструмента при буро­ взрывных работах, экспресс-методика оценки состояния массива, использование принципиально новых транспортных средств, учет особенностей карьеров в период переходов к комбинированной разработке месторождений. Все это в комплексе приведет к значительному эффекту в энергосбережении. Сергей Корнилков: – Назначением технологического аудита, прежде всего, является установление соответствия применяемой предприятием техники и технологии сложившимся горно-геологическим условиям разработки месторождения. Аудиту подлежат все технологические основные и вспомогательные процессы производства, как по отдельности, так и в их взаимосвязи. Именно системное рассмотрение вопроса позволяет вскрыть накопленные противоречия, в комплексе оценить узкие места, разработать программу дополнительных исследований и проектных работ, а также разработать план инженерных мероприятий по снижению энергозатрат и экономии всех видов ресурсов и пр.

– Можете привести пример энергоэффективного предприятия? Сергей Корнилков: – К сожалению, наиболее показательный – зарубежный. В арктической части Швеции есть рудник Айтик. Там обогатительная фабрика представляет собой глухой, принудительно вентилируемый куб. На всех выходах стоят тепловые завесы. Отапливается этот куб энергией, выделяемой работающими механизмами. Подсвечиваются только основные пути перемещения по фабрике и места, где выполняются основные производственные операции и работают люди. Красными фона-

№ 6 (47), июнь, 2013 г.

рями отмечаются точки, в которых опасно. А если нужно пройти в неосвещенное место, то у каждого работника обязательно есть каска с фонарем на аккумуляторе. В России на многих горнодобывающих предприятиях появились свои небольшие тепловые станции на местном сырье, строятся миниэлектростанции, только потому, что подключение к большим российским энергосетям стоит дорого, и оно никак не окупается. Именно поэтому целесообразным представляется совместное использование инфраструктуры потребителями энергии и сырья.

– Что нужно сделать в первую очередь, что «тормозит» модернизацию технологических процессов, повышение энергоэффективности горных разработок? Сергей Корнилков: – Необходимо сразу, в научное обеспечение, в проекты, закладывать инновационную составляющую, чтобы можно было энерго- или ресурсоемкость стабилизировать не только сегодня, но и на дальнейшую перспективу. Но при всех технологических процессах продолжают действовать СНиПы, ГОСТы, правила, на которые приходится оглядываться во время оптимизации процессов производства. Это очень серьезная вещь, потому что в любых нормах проектирования раньше было записано, что при отклонении от действующих СНиПов и правил любой инженерный вопрос нуждается в обосновании. Обосновывать и согласовывать зачастую бывает очень долго и тяжело, особенно на этапе экспертизы. Поэтому в основном принимают то, что есть. Хотя уже часто нормы начинают сдерживать инновационную деятельность предприятий. И поэтому все СНиПы и правила надо изменять, корректировать, обеспечивать финансовую, экономическую и технологическую эффективность. Этим нужно заниматься, но как – большой вопрос. Потому что стандарты мало разработать, под них нужно подготовить соответствующие методики, эти методики согласовать, утвердить и апробировать.

29

Энергоэффективные решения | Горнодобывающая отрасль

Раскрыть потенциал энергосбережения ОАО «СУЭК» стало первой угледобывающей компанией в России, зарегистрировавшей энергетические паспорта в Минэнерго. Энергетическое обследование всех ее угледобывающих, сервисных и вспомогательных предприятий провела компания «ЭкоПрог», один из лидеров российского рынка инжиниринга. О результатах сотрудничества в сфере энергоаудита рассказывают заместитель генерального директора ОАО «СУЭК» Владимир АРТЕМЬЕВ и президент ООО «ЭкоПрог» Виталий ГИНЗБУРГ.

Владимир Борисович Артемьев

Виталий Вениаминович Гинзбург

– Владимир Борисович, чем была обусловлена необходимость процедуры энергоаудита ОАО «СУЭК»?

зовый и текущий периоды, а также по наличию и функционированию систем коммерческого и внутреннего учета энергоресурсов. Затем был проведен инструментальный энергоаудит, то есть приборные обследования в режимах эксплуатации оборудования, по результатам которых был составлен баланс поступивших и отпущенных энергоресурсов, выявлены основные потребители и источники экономии ресурсов. Следующие этапы были посвящены разработке энергосберегающих решений и созданию единой программы повышения эффективности, выдаче рекомендаций по реализации энергосберегающих мероприятий и организации системы энергоменеджмента. Результаты работы были оформлены в виде отчетов и презентаций, зарегистрированы в Минэнерго РФ и переданы в ОАО «СУЭК». Все эти этапы реализовывались с 2009 по 2011 год в ОАО «СУЭК-Красноярск», ОАО «Приморскуголь», ОАО «Разрез Тугнуйский», ООО «СУЭК‑Хакасия», ОАО «Разрез Изыхский» ОАО «Ургалуголь», ОАО «Разрез Харанорский», ООО «Читауголь», ООО «Бородинский ремонтно-механический завод», ООО «Назаровский ремонтно-механический завод», ОАО «Черногорский ремонтно-механический завод», ООО «Черновские ЦЭММ». В 2012 году завершены энергетические обследования предприятий ОАО «СУЭК-Кузбасс», ООО «Тугнуйская обогатительная фабрика» и ЗАО «Дальтранс­ уголь». Паспорта оформлены и зарегистрированы в соответствии с последними рекомендациями Департамента энергоэффективности и модернизации ТЭК Минэнерго РФ от 26 ноября 2012 года № 02-1786. По результатам проведенных энергетических обследований предприятий ОАО «СУЭК»

– Помимо требований российского законодательства существуют внутрикорпоративные стратегические приоритеты, такие как повышение операционной эффективности производства. СУЭК постоянно инвестирует в увеличение мощности и модернизацию основного оборудования, рост энергоэффективности и внедрение новейших энергетических и информационных технологий. Поэтому проведение энергетического обследования наших предприятий стало жизненно важной необходимостью еще в 2008 году, задолго до вступления в силу Федерального закона № 261 «Об энергосбережении…», а в качестве энергоаудитора была выбрана наиболее опытная в данной сфере деятельности компания «ЭкоПрог».

– Виталий Вениаминович, в чем состояла цель энергетического обследования предприятий ОАО «СУЭК» и как вы подошли к решению этой задачи?

– Энергоаудит в том виде, как принято во всем мире, условно можно разделить на несколько основных этапов: ознакомление с предприятием, сбор и анализ необходимой информации, ознакомление с общей структурой производства и распределением энергоресурсов, составление программы обследования, проведение инструментально обследования, анализ результатов и разработка рекомендаций. На начальном этапе аудита мы собрали документацию по годовому потреблению на ба-

30

ЭНЕРГОНАДЗОР

– При ежегодном размере инвестиционной программы, превышающей 20 миллиардов рублей, доля инвестиций на мероприятия, связанные с энергосбережением и повышением энергоэффективности предприятий, составляет более 10%. В настоящее время в компании завершается разработка «Программы энергосбережения и повышения энергоэффективности на период 2014–2016 годов». При ее разработке были использованы результаты проведенных энергетических обследований, стратегические планы развития ОАО «СУЭК» и управляемых обществ, инвестиционные программы, планы капитального строительства, технического перевооружения, модернизации и реконструкции, планы ремонта и прочее. Предполагается, что реализация этой программы будет способствовать достижению стратегических целей ОАО «СУЭК», таких как обеспечение рационального использования энергетических ресурсов за счет реализации организационных, правовых, технических, экономических и иных мер и выход на уровень ведущих мировых компаний по показателям энергопотребления.

Северная ОАО «Ургалуголь», позволило снизить токовые нагрузки на оборудование и кабельные линии, что привело к стабилизации уровня напряжения, высвобождению резерва активной мощности для подключения потребителей в объеме 1–1,2 МВт. Еще один резерв экономии электроэнергии – модернизация действующего и внедрение нового технологического оборудования, например, систем плавного пуска электродвигателей экскаваторов и конвейерных линий, систем частотного регулирования на технологическом оборудовании и комплексах с резко переменной производительностью, систем автоматического регулирования тока возбуждения синхронных двигателей. Серьезное внимание уделялось также оптимизации построения схем водоотлива и вентиляции, сокращению времени простоя машин и механизмов, планированию энергопотребления на основе технически обоснованных норм и приведению организации энергоснабжения в соответствие с действующими правилами. Среди других мероприятий по повышению энергоэффективности стоит отметить модернизацию системы управления экскаваторными электроприводами на разрезах ОАО «СУЭККрасноярск», экскаватора ЭШ-10/70 № 338 на Восточно-Бейском разрезе, а также главных приводов магистрального конвейера КЛМ-4500 на разрезе Березовский. В ходе проведения работ на последнем объекте штатные электродвигатели АКДЗ мощностью 1600 кВт и частотой вращения 1000 оборотов в минуту заменены отечественными частотно-регулируемыми вентильно-индукторными электромашинами меньшей мощности с отказом от эксплуатации второй (дублирующей) очереди конвейера.

– Виталий Вениаминович, какие основные направления повышения энергоэффективности предложены в результате энергоаудита предприятий ОАО «СУЭК»?

– Владимир Борисович, известно, что вы участвуете в подготовке профессиональных кадров, что способствует развитию отрасли в целом. Как организована эта работа?

– Для реализации потенциала энергосбережения предприятий ОАО «СУЭК» мы посоветовали внедрить автоматизированные системы управления энергообъектами, подсистемы учета энергоресурсов и системы контроля качества электроэнергии, а также модернизировать энергоснабжающее оборудование. Первые результаты в этом направлении уже получены. Например, за счет модернизации подстанций на предприятиях ОАО «СУЭК-Кузбасс» достигнут экономический эффект в размере 18 миллионов рублей в 2011 году и свыше 19 миллионов рублей в 2012-м. Кроме того, было предложено заняться компенсацией реактивной мощности, повышением коэффициента использования установленной мощности силовых трансформаторов и оптимизацией схем электроснабжения. Выполнение данной рекомендации, а именно установка автоматических компенсаторов реактивной мощности УКРМ на секции шин подстанции

– Компаниями «ЭкоПрог» и «СУЭК» заключен договор с Московским государственным горным университетом на разработку программы обучения по направлению «Управление энергоресурсами предприятий с целью повышения энергоэффективности производства». В результате ее реализации в России впервые появятся специалисты, которые будут заниматься энергоменеджментом и внедрять результаты энергоаудита.

определен потенциал энергосбережения и повышения энергетической эффективности, разработаны мероприятия по энергосбережению и повышению энергетической эффективности электропотребления, потребления котельнопечного и моторного топлива, выработки и потребления тепловой энергии, проведена их стоимостная оценка.

– Владимир Борисович, какой объем средств выделяется на энергосбережение и повышение энергоэффективности в ОАО «СУЭК»?

№ 6 (47), июнь, 2013 г.

– Виталий Вениаминович, насколько актуально сейчас проведение энергоаудита?

– Необходимость проведения энергетических обследований очевидна, поскольку именно эти мероприятия становятся залогом эффективной, надежной и безопасной работы российских предприятий. Текст подготовил Степан ПЕТУХОВ, главный энергетик ОАО «СУЭК»

ОАО «СУЭК» 115054 Москва, ул. Дубининская, 53, стр. 7 Тел. + 7 (495) 795-25-38 Факс +7 (495) 795-25-42 E-mail: office@suek.ru www.suek.ru

31

Энергия региона | Северо-Запад

Модернизация энергохозяйства – насущная потребность На поднадзорных предприятиях слишком затянулся вывод из строя энергооборудования, выработавшего расчетный срок службы, что является основной проблемой в обеспечении энергетической безопасности. Об этом в интервью журналу «Энергонадзор» сообщил заместитель руководителя Северо-Западного управления Ростехнадзора Станислав ПОПОВ.

– Станислав Станиславович, какие задачи выполняет Управление Ростехнадзора в части обеспечения энергетической безопасности Северо-Западного региона?

– В рамках выполнения Плана мероприятий и комплекса мер по повышению надежности и устойчивости функционирования единой национальной энергосистемы России (в пределах компетенции Ростехнадзора) сотрудники отделов по энергетическому надзору участвуют в проведении заседаний и совещаний межведомственных комиссий и штабов по обеспечению безопасности электроснабжения. В рамках разрешительной деятельности Северо-Западного управления Ростехнадзора в 2012 году были введены в эксплуатацию электроустановки энергоблока на ТЭЦ-5 (СанктПетербург) мощностью 450 МВт и Киришской ГРЭС (Ленинградская область) мощностью 800 МВт. В Санкт-Петербурге, Ленинградской и Новгородской областях допущены (в постоянную эксплуатацию или для проведения пусконаладочных работ) вновь построенные: 1 ПС 330 кВ, 3 ВЛ 330 кВ, 2 КЛ 330 кВ; реконструированные или расширенные 24 ПС 220-330 кВ, 1 ВЛ 220 кВ. Указанные объекты энергетики вносят суще-

32

ственный вклад в обеспечение энергетической безопасности и надежности энергоснабжения всех регионов Северо-Запада. Основной проблемой, связанной с обеспечением безопасности и противоаварийной устойчивости поднадзорных предприятий и объектов энергетики, являются недостаточные темпы снижения объема оборудования, выработавшего расчетный срок службы, – линейных и сетевых объектов, генерирующих мощностей. Несмотря на плановую работу по замене выработавшего свой нормативный ресурс оборудования, износ основных фондов доходит до 60% и выше. Хотя на предприятиях имеются программы развития и плановой замены оборудования, по причине недостаточного финансирования замена осуществляется с нарушением установленных сроков. Не всегда должное внимание уделяется вопросам установления охранных зон объектов электросетевого хозяйства, содержанию просек.

– Каковы динамика и причины произошедших аварий, инцидентов и несчастных случаев на энергетических объектах?

– За 2012 год Северо-Западным управлением Ростехнадзора проведено 9 918 проверок поднадзорных организаций, из них 2 229 – плановых, за 2011 год – соответственно 9 928 и 1 755. По результатам проверок должностными лицами выдано 2 465 предписаний об устранении выявленных нарушений (в 2011 году – 2660). За прошлый год произошло шесть аварий (на территории Санкт-Петербурга, Ленинградской и Новгородской областей) на объектах, поднадзорных федеральному государственному энергетическому надзору (на 13 аварий меньше по сравнению с 2011 годом). Из них четыре аварии подпадают под пункт «4 н» Правил расследования причин аварий в электроэнергетике – нарушение работы средств диспетчерского и технологического управления. Все аварии расследованы комиссией Северо-Западного управления Ростехнадзора. В 2012 году на территории Санкт-Петербурга, Ленинградской и Новгородской областей произо-

ЭНЕРГОНАДЗОР

шло девять несчастных случаев на производстве со смертельным исходом (за 2011 год – семь несчастных случаев). Несчастные случаи происходят, как правило, из-за ошибочных действий персонала и допуска его к работе без оформления наряда-допуска или распоряжения. С целью предупреждения травматизма и несчастных случаев на производстве с оперативнопроизводственным персоналом руководителям поднадзорных организаций направлялась информация об анализе несчастных случаев на энергоустановках. Руководителям организаций предложено довести информацию о причинах несчастных случаев при эксплуатации энергоустановок до ответственных лиц и обслуживающего персонала, усилить контроль за соблюдением требований правил безопасности при организации производства работ в действующих электроустановках. Анализ показывает, что основными причинами аварий, а также травм являются неудовлетворительное техническое состояние объектов энергетики, ненадлежащая организация работы в действующих электроустановках и низкий уровень квалификации обслуживающего персонала и некоторых руководящих работников поднадзорных организаций.

– Каковы результаты проверок СевероЗападным управлением Ростехнадзора предприятий и организаций, обязанных пройти энергетическое обследование и получить энергопаспорт?

– За первый квартал 2013 года Северо-Западное управление Ростехнадзора провело 396 плановых проверок выполнения обязательных требований законодательства об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности (в части принятия программ в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности, соблюдения собственниками нежилых зданий, строений, сооружений в процессе их эксплуатации требований энергетической эффективности, предъявляемых к таким зданиям, строениям, сооружениям, требований об их оснащенности приборами учета используемых энергетических ресурсов, соблюдения требований о проведении обязательного энергетического обследования в установленный срок), в том числе в СанктПетербурге – 129, в Ленинградской области – 52, в Псковской области – 18, в Новгородской области – 47, в Мурманской области – 18, в Архангельской области – 56, в Вологодской области – 37, в Республике Карелия – 34. За указанный период выявлена 91 организация, которая не провела обязательное энергетическое обследование в установленный законом срок (в Санкт-Петербурге – 47, в Ленинградской области – 16, в Псковской области – 10, в Новгородской области – 13, в Мурманской, Архангельской областях и Республике Карелия – по одной, в Вологодской области – две). К административной ответственности по части 8 статьи

№ 6 (47), июнь, 2013 г.

9.16 КоАП РФ привлечены 65 юридических лиц и 31 должностное лицо.

– Как Северо-Западное управление Ростехнадзора взаимодействует по вопросам энергобезопасности и энергосбережения с другими надзорными органами и региональными властями?

– В соответствии с пунктом 2 части 3 статьи 16 Федерального закона от 23 ноября 2009 года № 261-ФЗ «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации», Северо-Западное управление Ростехнадзора запрашивает сведения и материалы, необходимые для осуществления государственного контроля за соблюдением требований о проведении обязательного энергетического обследования у органов государственной власти, органов местного самоуправления, расположенных на территории Северо-Западного федерального округа. В соответствии с «Правилами представления федеральными органами исполнительной власти, органами исполнительной власти субъектов Российской Федерации и органами местного самоуправления информации для включения в государственную информационную систему в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности», Северо-Западное управление Ростехнадзора собирает и актуализирует информацию по Северо-Западному федеральному округу для внесения в государственную информационную систему в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности.

Несчастные

случаи происходят, как правило,

из-за ошибочных действий персонала и допуска его к работе без оформления наряда-допуска или распоряжения

33

Энергия региона | Северо-Запад

Энергопоставки: взгляд в будущее Государственное энергетическое предприятие «Вологдаоблкоммунэнерго» создано в феврале 1992 года на базе головного предприятия энергетического производственного объединения «Вологдаоблкоммунэнерго». Его основные задачи сегодня – производство и сбыт электроэнергии (в том числе обеспечение населения г. Вологды), продажа электроэнергии на оптовом рынке электроэнергии и мощности.

В

ГЭП «Вологдаоблкоммунэнерго» 160014 Вологда, ул. Горького, 99 Тел. +7 (8172)-57-24-36 факс +7 (8172)-57-24-34 E-mail: info@voce.ru www.voce.ru

34

ажным этапом в истории предприятия стало строительство и ввод в эксплуатацию в 2010 году тепловой электрической станции – Красавинской газотурбинной теплоэлектроцентрали (ГТ ТЭЦ). Это первый совместный энергетический проект Вологодской области и Чешской Республики. Он осуществлялся на заемные средства Чешского экспортного банка. Генеральным подрядчиком выступила чешская компания «ПСГ-Интернационал». Красавинская ГТ ТЭЦ предназначена для комбинированного производства электрической и тепловой энергии. Тепловая энергия в виде горячей воды подается для централизованного теплоснабжения г. Красавино. Электрическая энергия используется для энергоснабжения местных потребителей, но основной вырабатываемый объем поступает в объединенную энергосистему для энергоснабжения потребителей северо-восточных районов Вологодской области и частично Архангельской области (Котласский энергоузел). В проекте строительства Красавинской ГТ ТЭЦ реализована мощная, современная и экономичная электростанция с когенерационной выработкой электро- и теплоэнергии на основе парогазового цикла. В качестве основного электрогенерирующего оборудования приняты три турбогенераторные установки типа ТВМ-Т130 электрической мощностью по 14 400 кВт каждая производства фирмы TURBOMACH SA. Каждая ГТУ оборудована котлом-утилизатором паропроизводительностью по 19 т/ч, предназначенным для производства пара с параметрами 4,0 МПа, 445°С, который используется для паровой турбины конденсационного типа с регулируемым отбором пара. Электрическая мощность паровой турбины SIEMENS SST-300 с номинальным отбором пара 66 т/ч при максимальном расходе свежего пара 84,4 т/ч составляет 11,4 МВт, без отбора пара и максимальном расходе свежего пара 82,7 т/ч – 20,6 МВт. Для обеспечения расчетных тепловых нагрузок в отопительный период предусматривается установка на ТЭЦ с учетом резерва двух паровых котлов ОКР-25 паропроизводительностью по 25 т/ч. Основным топливом является природный газ. Резервным (для котлов ОКП-25) – дизельное топливо.

В

торым основным направлением деятельности ГЭП «Вологдаоблкоммунэнерго» является сбыт электрической энергии. Предприятие обслуживает свыше 80 тысяч абонентов (население и юридические лица) в г. Вологде и других населенных пунктах Вологодской области. ГЭП «Вологдаоблкоммунэнерго» фактически является единственным крупным альтернативным поставщиком электроэнергии в регионе помимо гарантирующего поставщика – ОАО «Вологодская сбытовая компания». Основное направление развития сбытовой деятельности – поставка электроэнергии потребителям на основе современных автоматизированных систем коммерческого учета, позволяющих осуществлять учет и планирование энергопотребления на каждый час суток и оплату электроэнергии по цене, формирующейся также на каждый час. Для потребителей с ровным графиком потребления в течение суток это позволяет уменьшить издержки по оплате электроэнергии за счет снижения цены на 15–20%. Потребителям, у которых наблюдается выраженный рост потребления в часы дневного максимума, схема с почасовым учетом и планированием дает стимул к выравниванию графика нагрузки, то есть смещения части энергопотребления с дневных часов с высокой ценой на утренние/вечерние или ночные часы с более низкой ценой. В 2013 году предприятие планирует вывести ряд крупных потребителей на оптовый рынок электроэнергии и мощности, чтобы иметь возможность напрямую покупать для них электроэнергию, минуя гарантирующего поставщика. Специалистами предприятия накоплен большой опыт по внедрению и эксплуатации современных систем автоматизированного управления технологическими процессами (Красавинская ГТ ТЭЦ), коммерческого учета, передачи технологической информации и связи, регистрации групп точек поставки электроэнергии на ОРЭМ, работы на оптовом и розничном рынке электроэнергии и мощности. Поэтому ГЭП «Вологдаоблкоммунэнерго» с уверенностью смотрит в будущее и готово осуществлять свою главную функцию – поставлять электроэнергию потребителю надежно, качественно и по низкой цене.

ЭНЕРГОНАДЗОР

Финансовые инструменты | Страхование ОПО

Взаимодействие во имя безопасности 2012 год стал отправной точкой для начала обязательного страхования гражданской ответственности владельцев опасных объектов. О работе в условиях реализации Федерального закона № 225-ФЗ «Об обязательном страховании гражданской ответственности владельца опасного объекта за причинение вреда в результате аварии на опасном объекте» (далее – Федеральный закон № 225-ФЗ) рассказывает заместитель начальника управления – начальник отдела страхования опасных объектов ОСАО «Ингосстрах» Андрей Копыток.

С

1 января 2013 года закон № 225-ФЗ распространяет требования по страхованию опасных объектов на бюджетные организации. За этот период было застраховано более 210 тысяч опасных объектов, в состав которых входят как производственные объекты, так и гидротехнические сооружения, автозаправочные станции, лифты в многоквартирных домах. Для всех, как для страховщиков, так и для страхователей – организаций, эксплуатирующих опасные объекты, возникало много вопросов по стоимости страхования, установлению страховой суммы, применению понижающих коэффициентов, правильной идентификации того или иного объекта и т.п. Тем не менее тесное взаимодействие страховых компаний с экспертными организациями, являющимися профессионалами в вопросах промышленной безопасности предприятий всех отраслей экономики, позволило найти ответы на большинство вопросов, связанных с обязательным страхованием и регистрацией опасных объектов, а самое главное – повысить уровень безопасности самих предприятий. В соответствии со ст. 12 Федерального закона № 225-ФЗ, «страховщик вправе при заключении договора обязательного страхования и в течение срока его действия проводить за свой счет экспертизу опасного объекта в целях оценки вреда, который может быть причинен в результате аварии на опасном объекте, максимально возможного количества потерпевших и (или) уровня безопасности опасного объекта, в том числе с привлечением специализированных организаций и (или) специалистов». «Ингосстрах» один из немногих, кто не раз воспользовался таким правом. Экспертная оценка реального состояния объектов позволила предприятиям предупредить возникновение на производстве внештатных ситуаций, создающих опасность для окружающих, а страховой компании уменьшить вероятность наступления страхового случая, связанного с аварией. Немаловажным моментом в данном взаимодействии является тот факт, что за подобные услуги экспертных организаций платит не предприятие, а страховщик. В итоге выигрывают все. Помимо предстраховой экспертизы «Ингосстрах» активно привлекает сотрудников экспертных

№ 6 (47), июнь, 2013 г.

организаций к участию в расследовании причин аварий, так как опыт и профессионализм экспертов в области промышленной безопасности, равно как и оснащенность спецоборудованием, позволяют наиболее полно и точно определить объемы причиненного вреда. Взаимодействие в рамках 225-ФЗ позволило и экспертным организациям предоставлять предприятиям более полный спектр услуг, выдавая, например, вместе с документами по регистрации ОПО в государственном реестре Ростехнадзора и полис обязательного страхования. Благодаря широкой региональной сети «Ингосстраха» такая услуга возможна во всех субъектах Российской Федерации, где есть филиалы компании. Вызывают большой интерес и совместные семинары, организуемые для сотрудников предприятий и инспекторов Ростехнадзора по проблематике промышленной безопасности и страхования, особенно в связи с последними изменениями в Федеральный закон № 116-ФЗ. По итогам 2012 года «Ингосстрах» занял 4-е место в сегменте страхования ОПО с долей рынка 7,5%. Такого результата удалось достичь, прежде всего, за счет активной работы на всей территории России, привлечения и развития агентского и посреднического каналов продаж, сотрудничества с экспертными организациями, а также благодаря комплексной работе с крупными федеральными компаниями.

Отдел страхования опасных объектов ОСАО «Ингосстрах» Тел. (495) 234-36-23 E-mail: osoo@ingos.ru

35

Спецпроект | Собственная генерация

Кластерный подход как важнейшее направление Некоторые аспекты создания паротурбинных мини-ТЭЦ

Д

Борис Агафонов, главный инженер ЗАО «Энерготех», к. т. н.,

Владимир Безруких, генеральный директор ООО «Балткотломаш» (Санкт-Петербург)

36

ля многих регионов России сегодняшний день характерен тем, что спрос на электро- и теплоресурсы заметно ниже технических возможностей электростанций: он находится в диапазоне от 30 до 50% мощности станций. Разумеется, есть регионы, где загрузка станций находится на уровне 80–90%. К ним относятся регионы, где осуществляется добыча нефти, газа и угля. Казалось бы, в энергодефицитные районы можно организовать перетоки электроэнергии. Однако из-за ограниченной пропускной способности региональных сетей или их отсутствия осуществить подобные мероприятия невозможно. Поэтому рассмотрение способов покрытия дефицита энергоснабжения регионов представляется актуальным. Известным и опробованным способом решения этих вопросов является строительство крупных и средних ТЭС и ТЭЦ. Однако сегодня очевидно, что без участия государства такие станции не могут быть построены. За счет же частных инвестиций этого также не сделать, так как системные риски нельзя устранить или ослабить в условиях господствующей философии рыночных отношений в энергетике. Кроме этого, изменяется, и довольно быстрыми темпами, структура энергопотребления в стране: на первое место постепенно выходит население. Сегодня около 80% первичных энергоресурсов, потребляемых энергетикой России, составляют газ и нефтепродукты. Учитывая постоянный рост цен на внутреннем рынке углеводородов, можно с большой долей вероятности прогнозировать изменения в структуре генерирующих мощностей: переход на комбинированные (газопаровые) установки и на иные виды топлива: уголь, сланцы, торф. И то и другое требует значительных средств. Однако новые владельцы генерирующих мощностей не спешат вкладывать средства в их развитие, мотивируя это тем, что сдерживание тарифов на электроэнергию и тепло не дает возможности привлечь деньги на модернизацию существующих станций и строительство новых. Таким образом, понимая состояние и тенденции изменений в централизованной энергетике, стратегической программой развития электро- и теплопроизводящих мощностей предусматривается строительство малых и средних ТЭЦ, расположенных вблизи к потребителям электрической и тепловой энергии, а также восстановление старых, выведенных из эксплуатации, малых и средних ГЭС, строительство новых ГЭС. То есть создание распределенной энергетиче-

ской системы, дополняющей и резервирующей централизованную. Подтверждением такой точки зрения стала 1-я Всероссийская конференция «Развитие малой распределенной энергетики в России», которая прошла 28 сентября 2011 года в Москве и подтвердила, что важнейшим направлением развития энергетического сектора России в период до 2030 года является развитие малой распределенной энергетики.

Н

овый (кластерный) подход к развитию экономики страны наилучшим образом вписывается в структуру распределенной энергетической системы страны. Основой любого кластера является, как правило, собственная генерация электроэнергии и тепла. В этом случае существенно сокращаются транспортные издержки, а главное, сроки ввода в эксплуатацию мини-ТЭЦ, которые сопоставимы, а в ряде случаев и меньше, со сроками ввода в эксплуатацию предприятий кластера. Приоритетной задачей создания любого кластера является задача минимизации отходов. Так, например, одна из стратегических задач лесной, деревоперерабатывающей и целлюлознобумажной промышленности – увеличение доли продукции глубокой степени переработки. По мере расширения производства такой продукции будут возрастать объемы древесных отходов, утилизацию которых необходимо осуществлять с точки зрения сохранения природной среды. Одним из направлений снижения издержек на производстве энергии является использование для мини-ТЭЦ местных видов топлива. К ним можно отнести уголь, торф, отходы различных производств, включая и бытовые отходы. То есть утилизация отходов из статьи затрат переходит в статью доходов.

С

реди различных технологий производства энергии особое место, в силу всеядности к любым видам топлива, занимают паротурбинная и паропоршневая технологии. Следует заметить также, что современный уровень развития газо- и паропоршневой, газотурбинной и паротурбинной технологий производства тепловой и электрической энергии дает возможность использовать надежное, высокоэкономичное оборудование, позволяющее удовлетворить практически любым требованиям и ограничениям заказчиков. Еще раз подчеркнем, что выбор той или иной технологии зависит, прежде всего, от вида основного топлива мини-ТЭЦ.

ЭНЕРГОНАДЗОР

Приведем краткий перечень решений по мини-ТЭЦ, которые в первую очередь должны принять участники создаваемого кластера: • выбрать вид (или виды) топлива; • определить потребности в электроэнергии, тепловой энергии (горячего водоснабжения, отопительной и технологической тепловой энергии в виде воды и пара) и холоде для всех участников кластера; • согласовать тепловую схему мини-ТЭЦ, выбор котельного оборудования в зависимости от вида основного и резервного топлива, выбор энергогенерирующего оборудования в зависимости от режима работы станции; • избрать технологию складирования, хранения и топливоподачи; • обсудить конкретные условия (ограничения) потребления различных видов энергии каждым участником кластера. Эти данные также необходимы и для определения резерва мощности для мини-ТЭЦ. Остальные вопросы, как правило, решаются в ходе проектирования мини-ТЭЦ.

И

сследования структуры потребления энергии существующими и проектируемыми промышленными и сельскохозяйственными кластерами позволили определить диапазон, в пределах которого колеблется электропотребление: от 2.5 до 10.0 МВт. Тепловое потребление зависит от географического положения кластера и от технологий предприятий, образующих кластер. Поэтому в качестве базового энергоблока выбран блок электрической мощностью 2.5 МВт и тепловой до 10.74 Гкал. Этот энергоблок является оптимальным для целей регулируемой генерации и обеспечивает высокую эффективность ТЭЦ при максимальной гибкости регулирования нагрузкой. Паротурбинная ТЭЦ должна соответствовать целому ряду жестких ограничений: экологической безопасности, технической безопасности, высокой надежности, функционированию с общей сетью, параллельно с сетью и на выделенную нагрузку. Всем вышеперечисленным требованиям соответствует мини-ТЭЦ на базе энергоблоков 2.5 МВт. Техническая безопасность, автономность функционирования и высокая надежность данных энергоблоков обеспечивается высокой степенью автоматизации процессов контроля и управления генерацией, а также передовыми техническими решениями, заложенными в конструкции составляющих энергоблока. Ресурс работы энергоблока не менее 300 000 часов. Экологическая безопасность достигается за счет применения современных технологий организации топочных процессов, обеспечивающих минимальный выход вредных веществ с продуктами сгорания – окислов азота NOx, окиси углерода – СО, окислов серы SOx (в том случае, если это топливо содержит серу, например, уголь). Выбросы твердых частиц минимизируются за счет установки высокоэффективных

№ 6 (47), июнь, 2013 г.

мультициклонов, тканевых фильтров и электрофильтров. Уровень шума не превышает 60 дБ на расстоянии 10 м. Котлоагрегат и турбоагрегат имеют модульную конструкцию максимальной заводской готовности, что дает возможность выполнить их монтаж и наладку в короткие сроки. ТЭЦ, состоящая из нескольких энергоблоков, имеет следующие преимущества: • рабочий диапазон нагрузок от 30% до 110%. Это условие работы позволяет максимально выгодно использовать ТЭЦ при больших суточных колебаниях нагрузки; • высокое качество вырабатываемой электроэнергии; • эксплуатация энергоблоков по «состоянию» и, как следствие, низкие эксплуатационные расходы; • низкая стоимость ЗИП и ТО, чем у других видов генерирующего оборудования.

К

огда обсуждают вопросы создания мини-ТЭЦ, как правило, основное внимание сосредоточивается на выборе котла и турбины, причем во главу угла чаще всего ставятся не технические характеристики, а ценовые. Но, как показывает практика проектирования мини-ТЭЦ, доля этих элементов не является определяющей в цене мини-ТЭЦ. В качестве примера приведем данные по затратам на оборудование для мини-ТЭЦ электрической мощностью 2.5 МВт и тепловой – 12.8 Гкал, топливом которой являются отходы мебельного производства. В общей стоимости мини-ТЭЦ доля основного оборудования составляет 39.630%, здесь доля турбины – 12.510%, котла с топкой – 6.670%; доля систем автоматизации – 3.012%; доля строительных работ – 13.406%; доля монтажных работ – 8.214%. Этот перечень затрат хотя и укрупненный, но позволяет определить мероприятия по сокращению издержек при создании мини-ТЭЦ и сделать важные выводы, связанные с унификацией оборудования мини-ТЭЦ, что при серийности поставок энергоблоков может дать существенное конкурентное преимущество. Здесь уместно заметить, что часто возникает соблазн ради экономии средств закупить оборудование у производителей, которые предлагают, казалось бы, аналогичное оборудование и по более низким ценам. Однако во время монтажа этого оборудования, как правило, возникают различные нестыковки и несоответствия и, чтобы их устранить, приходится находить инженерные решения, требующие дополнительных затрат. Следовательно, каждый комплектующий мини-ТЭЦ элемент или узел должен производиться серийно и как минимум двумя заводами. Строительная часть мини-ТЭЦ должна иметь максимальную заводскую готовность. Компоновка оборудования, разводка силовых, информационных и управляющих линий связи внутри и снаружи станции также должна быть оптимальной и типовой.

До 70% территории

России

находится в зонах децентрализованного энергоснабжения

37

Спецпроект | Собственная генерация

Н

Износ генерирующих мощностей в электроэнергетике

России сегодня находится на уровне

65–70% 38

а первых мини-ТЭЦ, когда в состав ее входила одна турбина, чаще противодавленческая, регулирование мощности осуществлялось по принципу «скользящего давления». Станции, в состав которых входит несколько энергоблоков, требуют уже иных подходов к регулированию частоты и мощности. В этом случае АСУТП станции должна учитывать ряд особенностей станции как объекта регулирования: • наличие нескольких генераторов; • быстрое изменение мощности при изменении нагрузок на предприятиях кластера; • технологические ограничения, связанные с обеспечением надежности работы котлов, паропроводов, коллекторов, турбин на переменных режимах; • влияние скорости изменения нагрузки станции на надежность работы котлов, турбин; • возможность параллельной работы станции с сетью и/или другими генерирующими электрическую мощность объектами. Поэтому на какое бы количество подсистем ни была сегментирована АСУТП станции, ее главной задачей было и остается регулирование частоты и мощности в соответствии со Стандартом ЦДУ РАО ЕЭС «Нормы участия энергоблоков ТЭС в нормированном первичном и автоматическом вторичном регулировании частоты» [1]. Исходя из этого и должны выстраиваться функции подсистем: общемашзального оборудования, оборудования котельного и турбинного залов, энергоснабжающего оборудования. Здесь не будем приводить содержательные части подсистем: в общем виде они многократно описаны и технически могут быть реализованы на различных программно-аппаратных платформах. Важнее подчеркнуть, что каждая подсистема должна являться элементом реализации главной задачи мини-ТЭЦ. При таком подходе удается избежать избыточности функций и аппаратуры, а также создать распределенные подсистемы, обеспечивающие автономное функционирование отдельных групп оборудования.

О

становимся на некоторых технологических вопросах эксплуатации оборудования мини–ТЭЦ. Так, котлы, работающие на газовом или жидком топливе, являются достаточно маневренными в части реакции на изменение нагрузки станции и позволяют достаточно точно отслеживать изменения расхода пара перед турбинами. В том

случае, когда используются другие виды топлива (местные виды топлива) – древесные отходы, торф, бурые угли (для регионов Сибири) при единичной мощности котлоагрегатов 10 МВт и более, целесообразно использовать топочные устройства с кипящим слоем (НТКС), а также котлы с циркулирующим кипящим слоем (ЦКС). Данные топочные устройства обладают известной инерционностью, что на практике усложняет возможность регулирования начальных параметров перед турбиной. При использовании твердотопливных котлов данная задача решается за счет ряда апробированных мероприятий. Поддержать заданные балансы тепловой и электрической мощностей можно либо за счет разгрузки (подгрузки) соседних турбин, либо обводного регулирования со сбросом редуцированного пара с большим теплосодержанием в пароводяные подогреватели сетевой воды. При большом тепловом потреблении это, как правило, не приводит к колебаниям температуры сетевой воды на выходе из мини-ТЭЦ.

З

начительное влияние на состав турбинного оборудования мини-ТЭЦ оказывает режим ее работы. Различают следующие режимы: по электрическому графику, по тепловому графику и по смешанному электрическому и тепловому графику. Если противодавленческие турбоагрегаты по своим конструктивным особенностям не предназначены для участия в поддержании частоты и эксплуатируются в основном в базовом режиме по тепловому графику, то конденсационные турбоагрегаты с теплофикационным отбором уже позволяют работать по смешанному графику нагрузки. То есть включение в состав станции энергоблоков с конденсационными, противодавленческими и конденсационными турбинами с производственными и теплофикационными отборами дает возможность удовлетворить практически любые запросы и осуществить качественное энергоснабжение потребителей. В данной статье кратко рассмотрены узловые вопросы, решение которых на разных этапах создания мини-ТЭЦ в конечном счете определяет эффективность эксплуатации мини-ТЭЦ в конкретных условиях функционирования производственного кластера. Разумеется, это не все вопросы, которым необходимо уделить должное внимание в ходе проектирования и строительства мини-ТЭЦ. Однако, как показал опыт создания мини-ТЭЦ, без своевременного решения указанных выше вопросов возникает множество различных неувязок и несоответствий как по проекту, так и по монтажу и наладке оборудования мини-ТЭЦ. Литература Стандарт СО–ЦДУ ЕЭС001–2005. Нормы участия энергоблоков ТЭС в нормированном первичном и автоматическом вторичном регулировании частоты – М., 2005.

ЭНЕРГОНАДЗОР

«Ключевые» стройки В

настоящее время многие предприятия промышленности и ЖКХ принимают решение о строительстве объектов собственной генерации, поскольку централизованное обеспечение теплом, паром и электричеством не всегда отвечает их потребностям, в том числе в части энергосбережения. Ведь ни для кого не секрет, что солидные электростанции, в отличие от своих младших родственников, более склонны к созданию разного рода проблем, начиная от значительных энергетических потерь в сетях и заканчивая возможностью возникновения масштабного энергетического коллапса. Да и строятся они гораздо дольше распределенных объектов малой энергетики, что в условиях возрастающего дефицита электроэнергии не очень-то хорошо. Комплекс услуг по строительству, реконструкции, модернизации и сервису малых энергетических объектов, который с 2005 года оказывает ООО «УГК-Холдинг», способствует повышению общей маневренности и эксплуатационных характеристик энергосистемы. С каждым годом все больше и больше заказчиков оценивают это преимущество, о чем свидетельствует обширный референс-лист компании и постоянно расширяющаяся география произведенных ею работ. На сегодняшний день опытные квалифицированные специалисты холдинга – инженеры разных направлений, производственный персонал, выездные ремонтные и монтажные бригады – широко востребованы на территории Ханты-Мансийского автономного округа, Свердловской, Челябинской и Кировской областей, Дальнего Востока, Республики Беларусь.

– Наша компания, одна из немногих в стране, придерживается комплексного подхода – от проектирования энергообъектов до их сдачи «под ключ», – отмечает Андрей Ченский, руководитель отдела энергетического оборудования ООО «УГК-Холдинг». – Все необходимое для его реализации у нас есть, включая проектноконструкторское бюро, сметный отдел и отдел КИП и А, цех сборки блочно-модульных зданий, котельного оборудования и паровых турбин, строительно-монтажные и другие подразделе-

ния. Также имеется ряд собственных инновационных решений по сжиганию твердого топлива и совершенствованию работы паротурбинных установок электростанций, подтвержденных патентами и авторскими свидетельствами на полезные модели. К примеру, угольные мини-ТЭЦ от «УГКХолдинг» отличаются от аналогичных электростанций высоким КПД, достигаемым при использовании автоматизированной топки КСОМОД. Еще с большей выгодой работают биотопливные мини-ТЭЦ, отапливаемые сырыми древесными отходами.

– Уникальность нашего предложения состоит в строительстве высокоэффективных объектов малой генерации на местных видах топлива, – подчеркивает Андрей Валерьевич. – Топка КСОМОД может результативно сжигать низкокалорийный, высокозольный и высоковлажный измельченный уголь, а также торф, щепу, опил, кору, древесную пыль с влажностью до 70%, отходы сельскохозяйственного производства. При этом экологические характеристики предлагаемой технологии сжигания благодаря развитой внутритопочной аэродинамике в несколько раз выше, чем у типовых твердотопливных котлов, а масса выбросов значительно меньше. Другими достоинствами топки КСОМОД являются отсутствие колосников и соответственно затрат на их замену, шамотная обмуровка, защищающая топку от выгорания, механизированная охлаждаемая шурующая планка, которая обеспечивает шуровку слоя и выгрузку догоревшего шлака. В настоящее время в ООО «УГК-Холдинг» разработали еще одну модификацию топки КСОМОД, более автоматизированную и универсальную. Патент на эту полезную модель уже одобрен. Патентной комиссией также одобрена еще одна разработка холдинга – двухвальная паротурбинная установка, работающая по схеме когенерации. Ее использование позволит повысить КПД электростанции до еще более высокого уровня, что повлечет за собой снижение расходов на топливо, уменьшение себестоимости отпускаемой энергии и сокращение срока окупаемости энергообъекта.

Преимущества мини-ТЭЦ от «УГК-Холдинг» • Надежная система механизации и автоматизации в котлах • Глубокое – до 99,5% – выжигание горючих веществ из твердого топлива, в том числе низкокалорийного • Возможность быстрого строительства энергообъекта • Малый расход топлива • Низкая стоимость вырабатываемых электроэнергии и тепла • Экологическая безопасность

№ 6 (47), июнь, 2013 г.

ООО «УГК-Холдинг» 620017 Екатеринбург, ул. Фронтовых бригад, 18, корп. 4 Тел./факсы + 7 (343) 272-31-80, 272-31-82, 345-85-07 E-mail: office@urgk.ru www.urgk.ru

39

Спецпроект | СобСтвенная генерация

Как выбрать электростанцию Изучая любой предмет или процесс, всегда можно выделить как количественные, так и качественные характеристики. Для электроснабжения количественной характеристикой является наличие необходимой мощности, а качественной – степень ее доступности. Михаил КАЗАКОВ, ведущий специалист группы компаний «Хайтед»

кВт 400

К

сожалению, уровень износа энергосетей на территории бывшего Советского Союза не позволяет обеспечить действительно надежное энергоснабжение – будь то промышленный объект, жилой комплекс или инфраструктура населенного пункта. И если для некоторых компаний допустима приостановка производства без особого экономического ущерба, то, например, предприятия с непрерывными технологическими процессами перебои с электроэнергией могут привести к колоссальным убыткам. Дополнительным фактором, требующим ответственного отношения к энергоснабжению, является повсеместное внедрение современного оборудования и аппаратуры. Механизмы, разработанные в странах с качественной системой энергоснабжения, не адаптированы к суровой российской действительности. Некачественное Электроэнергия от внешней электросети

Изменение электрической нагрузки в течение суток 300

Единичная мощность мини-ТЭЦ

200

Модуль №1

100 Модуль №2

0.00

40

3.00

6.00

9.00

12.00

15.00

18.00

21.00

Часы 24.00

энергоснабжение влияет и на производительность такого оборудования, и на его надежность. Задумываясь о повышении уровня энергобезопасности, руководители и владельцы бизнеса все чаще делают выбор в пользу собственной миниТЭЦ, ведь помимо надежного энергоснабжения объект получает бесплатную тепловую энергию. Большинство таких проектов реализуются на основе газопоршневых электростанций. Мы остановимся на тех вопросах, ответы на которые необходимо учесть при выборе мини-ТЭЦ.

ОБЩАЯ СТОИМОСТь ПРОЕКТА Зачастую на этапе предоставления коммерческих предложений заказчик получает цифру, соответствующую стоимости электростанции и системы утилизации тепла. При этом расходы на проектирование и монтаж указываются предварительно, в процентах от стоимости оборудования. Как правило, такой расчет оказывается неверным и ведет к серьезным дополнительным расходам.

КОНТЕйНЕР ИЛИ ОТДЕЛьНОЕ ЗДАНИЕ? Подумайте, где будет находиться электростанция. Выбирая контейнер, вы получаете большую мобильность и простоту размещения. Более того, появляется возможность разметить энергоблоки ближе к основным потребителям. Отдельное здание позволяет построить более крупные энергоцентры, получая эффект экономии на масштабе, исключая дублирование некоторых вспомогательных систем. Если вы планируете установить электростанцию в здании, то будет лучше полностью отдать решение

ЭНЕРГОНАДЗОР

на откуп крупной российской инжиниринговой компании. Накопленный опыт позволяет ей реализовывать подобные проекты качественно, при этом индивидуальный подход к комплектации помогает получить отличное соотношение цена-качество. При установке электростанции в контейнерах стоит обратить особое внимание на «пакетировщика».

КТО ТАКИЕ «ПАКЕТИРОВЩИКИ»? «Пакетировщики» – это компании, которые занимаются установкой электростанций в контейнеры вместе с системами вентиляции, утилизации тепла и других вспомогательных систем. Основная сложность таких решений – малое пространство для размещения нужного оборудования. Расположить все правильно и продуманно, соблюдая адекватную стоимость, непросто. И здесь нужен большой опыт. Например, немецкая компания 2G, официальным партнером которой является «Хайтед», реализует в год до 900 контейнерных электростанций. Для сравнения, в России во всех отраслях установлено всего около 3 500 газопоршневых электростанций. Большинство российских компаний, которые занимаются проектами собственной генерации, могут также выполнять пакетирование электростанций в контейнеры. Но при использовании таких решений нужно быть полностью уверенным в партнере и ознакомиться с реализованными компанией проектами, причем напрямую у заказчиков.

ПОЛНАЯ СТОИМОСТь НА 8–10 ЛЕТ Рассматривайте не только скорость окупаемости проекта. Обратите ваше внимание и на полную стоимость владения таким комплексом на период до первого капитального ремонта включительно. Обычно это 8–10 лет при условии выбора качественного оборудования. Часто результат такого расчета может оказаться для вас сюрпризом.

ЕДИНИЧНАЯ МОЩНОСТь ЭНЕРГОБЛОКА Обычно при создании мини-ТЭЦ используются несколько газопоршневых электростанций для оптимизации распределения нагрузки и обеспечения энергоснабжения, в том числе и во время технического обслуживания и непредвиденной поломки. Хороший специалист сам предложит вам оптимальное количество электростанций и определит их мощность.

ДОСТУПНОСТь ЗАПЧАСТЕй Не выбирайте редкие модели электростанций. Чем больше таких электростанций уже установлено в России – тем больше вероятность получить запчасти быстро и недорого. Не сотрудничайте с мелкими компаниями из 5–10 человек. У них, как правило, отсутствует склад запчастей и нет

№ 6 (47), июнь, 2013 г.

Структура капитальных затрат

8%

3%

20%

67%

2%

Щитовое оборудование Пусконаладка Основное оборудование Проектирование Пакетирование в контейнер возможности организовать срочную поставку необходимых деталей и расходных материалов при неожиданной поломке.

НИЗКОЕ ИЛИ СРЕДНЕЕ НАПРЯЖЕНИЕ Помните, экономически целесообразно передавать низкое напряжение на расстояния до 200–250 метров. И это расстояние от электростанции или трансформатора до последнего потребителя. При использовании среднего напряжения вы существенно экономите как на потерях электроэнергии, так и на стоимости кабеля. При расстоянии 300–400 метров вы легко окупите установку понижающего трансформатора, улучшив при этом показатели напряжения.

КПД ЭЛЕКТРОСТАНцИИ Не все газовые электростанции одинаково полезны! Одни имеют более высокий КПД по электричеству и невысокий по теплу, другие – наоборот, третьи соблюдают баланс. КПД энергоустановки обязательно должен быть учтен в коммерческом предложении. Дополнительно стоит обратить внимание на изменение КПД при снижении загрузки. Такие расчеты достаточно трудоемки, но ведь вы готовы потратить миллионы рублей! Думаю, что в таком случае стоит уделить дополнительное время и рассчитать стоимость электроэнергии именно при вашем профиле потребления электроэнергии.

ВСЕ ИЗЛОЖЕННОЕ ВышЕ ПОЗВОЛЯЕТ СДЕЛАТь СЛЕДУюЩИЕ ВыВОДы Собственная генерация – оптимальный вариант энергоснабжения для промышленных производств с непрерывными технологическими процессами, жилых комплексов и целого ряда других объектов, требующих непрерывного и надежного энергоснабжения. Успех проекта зависит от правильного выбора оборудования и инжиниринговой компании – партнера.

Компания «хайтед» 129337 Москва, ул. Красная Сосна, д. 3 Тел.+7 (495) 789-38-00 факс +7 (495) 789-38-95 E-mail: info@hited.ru www.hited.ru

41

Спецпроект | Собственная генерация

Эффективность мини-ТЭЦ:

техническая, экономическая и политическая

П

Александр Богданов эксперт СРО «Энергоаудиторы Сибири»

мини-ТЭЦ, работающих по комбинированному циклу с КПИТ 76–86%. Очевидно, что самые лучшие ГРЭС не достигнут плановых заданий по энергоемкости на 2020 год на уровне 300 г.у.т/ кВт·ч (КПИТ 40,95%). В целом принимать решение по эффективности той или иной технологии только по КПИТ у производителя энергии нецелесообразно. Необходимо сравнивать КПИТ для условий равенства потребления электрической и тепловой энергии для конечного потребителя. Так, при равных КПИТ комбинированного производства для традиционной ТЭЦ и миниТЭЦ, равном 88%, техническая эффективность комбинированного производства для потребителя от традиционной ТЭЦ в 1,32 раза выше мини-ТЭЦ, а эффективность комбинированного производства ПГУ ТЭЦ выше мини-ТЭЦ в 1,57 раза. Во-вторых, мини-ТЭЦ с низкими параметрами рабочего тела (давлением газа ГТУ менее 6–12 ата, давлением пара 13 ата, с удельной выработкой электроэнергии на базе теплового потребления менее 0,15 мВт/Гкал, нагрузкой менее 65%) вообще не могут быть эффективнее даже раздельного производства электроэнергии на ГРЭС и тепла на котельных. Только мини-ТЭЦ с комбинированным производством электрической и тепловой энергии, парогазовые установки с высокими начальными параметрами пара не менее 30 ата и давлением газа более 30 ата по

оследнее время стало модным восхищаться и пропагандировать стратегию «распределенной энергетики» – отказ от мощных энергетических блоков в пользу производства ЭЭ и ТЭ на небольших мини-ТЭЦ на месте потребления тепла, с ориентацией на крупные межгосударственные электросетевые комплексы. В СМИ появились предложения о создании «Концепции электроэнергетической и теплоснабжающей инфраструктуры на основе когенерации и распределенной энергетики», о внесении изменений в федеральные законы «Об электроэнергетике» и «О теплоснабжении» по гармонизации электро- и теплоснабжения, развитию распределенной энергетики, преференциям для когенерационных технологий и т.д. К примеру, в проекте «Схемы теплоснабжения города Омска» появились рекомендации проектных институтов, где вместо ТЭЦ с высокими параметрами газа предлагается установить несколько мини-ТЭЦ. Верно ли это? Не выплескиваем ли мы с водой ребенка? Не рассматривая проекты конкретных миниТЭЦ, проведем анализ технологических и экономических показателей эффективности миниТЭЦ в целом. Во-первых, анализ отчетных показателей за 2007 год наглядно показывает, что отечественные ГРЭС с коэффициентом полезного использования топлива (КПИТ) 33–39% никогда не достигнут экономичности рядовых ТЭЦ и Тариф на электрическую энергию и процент потерь электроэнергии на технологические потери и собственные нужды (СН) электросетевого комплекса

Тариф на электроэнергию с перекрестным субсидированием (руб./кВт•ч) для электроотопления, электроподогрева выключателей и СН электрических сетей

Потери электрической энергии, % (2010 г.) К полезному отпуску потребителям

К поступлению в сеть

С учетом «последней мили»

Как фактически отчитываться с перекрестным субсидированием

2011г.

2012г.

Как реально надо отчитываться

Алтайэнерго

1,165

1,294

12,2

10,9

9,9

Бурятэнерго

0,507

1,327

26,8

21,1

14,9

Горный Алтай

1,582

1,6

26,3

20,8

—

Красноярскэнерго

0,840

0,936

20,9

17,3

7,3

Кузбассэнерго

0,935

1,048

5,9

5,6

4,6

Омскэнерго

1,039

1,165

10,3

9,4

8,6

Хакасэнерго

0,860

0,964

18,9

15,9

4,0

Читаэнерго

1,184

1,339

32,4

24,5

13,8

Тываэнерго

0,36

0,62

55,5

35,7

—

13,9

12,2

7,6

В целом МРСК Сибири

Политизированное регулирование тарифа и искажение анализа потерь электрической энергии на собственные и технологические нужды в электросетевом комплексе

42

ЭНЕРГОНАДЗОР

энергетической эффективности могут быть на уровне современных ТЭЦ. В-третьих, в отличие от технической эффективности, экономическая и политическая эффективность не имеют однозначного показателя измерения, и для каждого участника рынка энергии она своя. Именно по этим политическим, а не техническим показателям распределенная энергетика с мини-ТЭЦ приобретает неоспоримые преимущества перед федеральной регулируемой энергетикой. Именно внедрение частных мини-ТЭЦ потребителями энергии, как метод борьбы с неэффективным государственным регулированием естественных монополий, может привести к очищению существующей тарифной политики от монопольного перекрестного субсидирования всем обществом огромных потерь электроэнергии при транспортировке электроэнергии в электросетевом комплексе. В качестве примера можно привести размеры реальных потерь электроэнергии электросетевого комплекса МРСК Сибири за 2010 год. Так, при существующей практике отчетов по потерям электроэнергии в целом по МРСК Сибири с учетом «последней мили», получается цифра потерь на уровне 7,6%. Однако, если исключить «последнюю милю», то потери, отнесенные «к поступлению в сеть», составляют уже не менее 12,2%. А если отчитаться достоверно, как требует инструкция «к полезному отпуску потребителям», то реальные потери составляют уже 13,9% (см. таблицу). А по некоторым электросетевым хозяйствам реальные потери электроэнергии достигают 32% (Читаэнерго) и даже 55% (Тываэнерго). О какой конкурентной способности электросетевого комплекса можно говорить! Работаем сами на себя. Вместо того чтобы строить ТЭЦ и мини-ТЭЦ, в Кызыле постоянно разрабатываются прожекты о строительстве новых линий электропередачи. Неоспоримое преимущество для собственника мини-ТЭЦ заключается в том, что собственник мини-ТЭЦ, не получающий электроэнергию от распределительных сетей компании, автоматически исключается из субсидирования неэффективного электросетевого хозяйства. Являясь потребителями остропиковой электрической энергии на обогрев масляных выключателей и отопление помещений распредустройств, сетевой комплекс реально потребляет самую дорогую, конденсационную, энергию с замыкающими затратами не менее 10–15 рублей за кВт·ч. Являясь самыми затратными по технологии транспорта, Тываэнерго имеет самые маленькие тарифы на электрическую энергию (36–62 коп.). Политический регулятор, занижая тариф в 8–6 раз для электросетевого комплекса и для котельных ТГК, делает бессмысленным внедрение любых существующих и новейших топливосберегающих технологий: мини-ТЭЦ, тепловых насосов, сезонной аккумуляции тепла, тригенерации, солнечных нагревателей и т.д. Одним из наиболее ярких примеров подмены политическим регулятором объективных

№ 6 (47), июнь, 2013 г.

первичных технологических показателей на субъективные вторичные показатели является политизированная статистическая отчетность о работе тепловых электростанций по форме 6-тп. Так, важнейший показатель – удельный расход топлива, определяющий развитие всех топливосберегающих технологий российской энергетики, включает в себя субсидирование электроэнергетики за счет потребителей тепловой энергии сбросного пара. Именно недостоверная государственная статистическая отчетность по форме 6-тп, основанная на необъективных показателях вторичных документов, искусственно завышающая эффективность производства электроэнергии за счет тепловых потребителей, в конечном итоге привела к отсутствию инвестиционной привлекательности для массового строительства ТЭЦ, мини-ТЭЦ. Рекомендации собственникам, принимающим решения по мини-ТЭЦ.

1. Самая распространенная ошибка технического анализа ТЭЦ (мини-ТЭЦ) и внедрения новейших топливосберегающих технологий (тепловые насосы, сезонная аккумуляция тепла, тригенерация и т.д.) – это анализ экономичности комбинированного производства электрической и тепловой энергии только по коэффициенту полезного использования топлива. Ошибка в оценке энергоемкости может достичь 3–4 – кратного значения.

2. Проверяйте технологическую и экономическую эффективность мини-ТЭЦ по значению годовой удельной выработки электроэнергии на базе теплового потребления W= Этф/Qотпуск. Если это значение меньше 0,15-0,25 мВт/Гкал, то даже при высоком КПИТ более ~ 85%, миниТЭЦ не будет конкурентоспособной на внешнем рынке. Ориентируйтесь только на внутреннее потребление электрической энергии только для собственных нужд. В качестве нетрадиционного решения по использованию энергии от миниТЭЦ организуйте сбыт электроэнергии для близлежащих потребителей, без транзита ЭЭ через федеральный электросетевой комплекс.

3. Не ориентируйтесь на применение «дешевых» водогрейных и паровых котлов низкого давления для утилизации тепла отработанных газов газовых турбин. Ставьте задачу по применению паровых котлов и паровых турбин среднего и высокого давления не ниже 35 ата.

Политический регулятор, занижая тариф в

8–6 раз, делает

бессмысленным внедрение любых топливосберегающих технологий

43

Спецпроект | Собственная генерация

Установки средней и малой мощности

Решение проблемных вопросов интеграции объектов распределенной генерации в электрические сети 6-20 кВ

Павел Илюшин, заместитель директора по техническому контролю и аудиту ЗАО «Техническая инспекция ЕЭС», к.т.н.

44

Внедрение распределенной генерации является перспективным направлением развития энергетики и одним из эффективнейших средств, помогающих справиться с интенсивным ростом нагрузки, особенно в крупных городах, и подразумевает такое размещение электростанций, при котором их мощности расходуются непосредственно в ближайших узлах нагрузки. Данный подход позволяет снижать перетоки активной и реактивной мощностей по распределительным сетям 6-220 кВ, что дает значительные экономические преимущества при интенсивном росте электропотребления, такие как отсутствие необходимости или отсрочка в проведении реконструкции распределительных сетей и трансформаторных подстанций с целью повышения пропускной способности. В настоящее время в России получают широкое распространение электростанции малой и средней мощности (единицы и десятки мегаватт), особенно в крупных городах и мегаполисах, например, газотурбинные (ГТЭС), в том числе мобильные (МГТЭС), дизельные (ДЭС) и газопоршневые (ГПЭС). В большинстве случаев эти электростанции подключаются к распределительным электрическим сетям 6-20 кВ, а в ряде случаев и к сетям высокого напряжения 110-220 кВ. Использование современных генерирующих установок средней и малой мощности сопряжено с необходимостью решения ряда проблемных вопросов, весьма существенных как для собственников объектов распределенной генерации, так и для распределительных сетевых компаний. Рассмотрим главные из них.

1. Известны случаи, когда генерирующие установки получают механические повреждения из-за воздействия ударных электромагнитных моментов в генераторе при возникновении КЗ в той сети, к которой подключена электростанция.

2. Уставки устройств релейной защиты генерирующих установок (особенно на ГПЭС и ДЭС) выбраны заводами-изготовителями такими, что имеют место случаи отключения генераторов защитами при отсутствии угрозы механического или термического повреждения установки. Внезапное отключение генерации, особенно в режимах максимальных нагрузок сети, может создавать предпосылки для развития опасных каскадных аварий.

3. Значительная часть генерирующих установок (ГПЭС, ДЭС, ГТЭС с разрезными валами или, что то же самое, со свободными силовыми турбинами)

обладают механическими моментами инерции, значительно меньшими, чем традиционные паротурбинные генераторы. Следствие – трудности обеспечения динамической устойчивости. При этом нарушение динамической устойчивости и переход генераторов в асинхронный режим может оказывать отрицательное влияние на потребителей электроэнергии, так как объекты распределенной генерации электрически близки к нагрузкам.

4. У ряда генерирующих установок имеются трудности с обеспечением регулирования скорости вращения генератора, когда генератор (например, при отключении линии связи с системой устройствами РЗА) переходит от параллельной работы с сетью к автономной работе на выделенную нагрузку. То же самое и при обратном переходе к работе в параллель с энергосистемой. Наличие переключателя (как автоматического, так и оперативного), с помощью которого осуществляется переключение алгоритмов регулирования, нельзя признать удовлетворительным решением. Целью данной статьи является рассмотрение комплексного подхода в решении технических вопросов интеграции объектов распределенной генерации в распределительные сети, с учетом имеющегося практического опыта, позволяющего минимизировать отрицательные последствия эффектов, обусловленных упомянутыми выше особенностями генерирующих установок.

ЭНЕРГОНАДЗОР

При заказе генерирующих установок поставщик (завод-изготовитель) должен документально подтверждать, что любые КЗ во внешней сети не представляют угрозы нарушения механической прочности генерирующих установок, а также сообщать величину продолжительности КЗ, безопасную для термической стойкости генераторов (определяет требования к времени ликвидация КЗ в сети). Если внешние КЗ могут нарушить механическую прочность какой-либо части установки, то становится необходимым включение в цепь статора генератора токо­ ограничивающего реактора с сопротивлением, достаточным для снижения ударных электромагнитных моментов до безопасного для генерирующей установки уровня. В настоящее время крайне сложно убеждать технических специалистов заводов-изготовителей согласиться на изменение уставок устройств релейной защиты (по величине тока, напряжения, частоты и времени срабатывания) при сохранении гарантийных обязательств, однако возможно получить согласование на существенное изменение параметров уставок. Основанием для пересмотра уставок устройств релейной защиты генерирующих установок могут служить корректно выполненные расчеты установившихся и динамических режимов. При этом в любых случаях необходимо минимизировать вероятность возникновения опасных для сети и потребителей набросов нагрузки на питающую сеть, вызываемых отключениями генерирующих установок объектов распределенной генерации, посредством применения комплексных мер: ввода в работу автоматики повторного запуска и синхронизации генераторов; оптимизации мероприятий по введению режима работы сети в допустимую область; улучшения условий самозапуска и автоматического повторного пуска электродвигателей, причем последнее – с учетом ограничений, которые генераторные защиты налагают на процессы пусков.

№ 6 (47), июнь, 2013 г.

Решать проблему возникновения асинхронных режимов генерирующих установок со свободными силовыми турбинами (разрезными валами) необходимо в конкретных условиях. У рассматриваемых генераторов данный режим характеризуется большими скольжениями, значительной амплитудой колебаний скольжения и высокой вероятностью самопроизвольной ресинхронизации, если состояние сети близко к нормальной схеме. Если учесть, что быстрая ликвидация асинхронного режима действием автоматики (АЛАР) означает для сети потерю на какое-то время данной генерации, что может повлечь за собой увеличение перетоков мощности по сети и снижение напряжений в узлах, то, учитывая серьезность и масштабность последствий, можно прийти к выводу, что автоматическую ликвидацию асинхронного режима рассматриваемых генераторов целесо­ образно применять только тогда, когда эта мера является технически обоснованной. С точки зрения надежности работы сети и электроснабжения потребителей целесообразно было бы допускать асинхронный режим генераторов небольшой мощности, если асинхронный режим: кратковременный; заканчивается самопроизвольной ресинхронизацией генераторов; не нарушает устойчивость других генераторов и электроприемников (должно быть обосновано расчетами); резервируется действием АЛАР на отключение генератора в случае, если ресинхронизации не происходит в течение заданного времени (затяжные асинхронные режимы генераторов наиболее вероятны в ремонтных схемах и аварийных условиях, когда ослаблены электрические связи в энергосистеме). Для сетей ЕНЭС важно, чтобы заводы-изготовители предусматривали возможность работы генерирующих установок как в автономном режиме, так и параллельно с сетью без переключений, требующих вмешательства дежурного персонала (оператора) или применения недостаточно надежной телесигнализации состояния выключателей. Генерирующая установка должна иметь один алгоритм регулирования скорости вращения, при котором генератор может работать со статизмом по частоте независимо от наличия мощных внешних электростанций, а также в автономном режиме в качестве единственного источника электроснабжения. Помимо решения вышеперечисленных проблемных вопросов интеграции распределенной генерации в электрические сети, представляется целесообразным одновременно рассматривать вопросы повышения надежности электроснабжения потребителей и эффективности алгоритмов противоаварийного управления (ПАУ) за счет внедрения распределенной генерации. Можно предложить следующие технические решения: автоматическое выделение электростанции на сбалансированную нагрузку действием дели-

45

Спецпроект | Собственная генерация

тельной автоматики – частотной делительной автоматики (ЧДА) и/или делительной автоматики по напряжению (ДАН); автоматическая загрузка генераторов (АЗГ) управляющими воздействиями от локальных устройств и комплексов противоаварийной автоматики. Параметры делительной автоматики, обеспечивающей выделение электростанции на автономное электроснабжение ближайших потребителей и/или собственных нужд (СН) при аварийном состоянии энергосистемы, должны быть согласованы с процессами, характерными для используемых генерирующих установок и крупных промышленных потребителей в рассматриваемом энергорайоне. Традиционно ЧДА рассчитывается в первую очередь на случаи плавного понижения частоты при сохранении допустимых уровней напряжения. Именно такие процессы имеют место, если в большой части энергосистемы возникает аварийный дефицит мощности. Величины дефицита мощности в таких случаях не бывают слишком большими, даже при отключении крупной электростанции. Но необходимо иметь в виду и другой возможный алгоритм развития аварии, когда отделяется небольшой энергорайон, в котором дефицит мощности может быть как угодно велик. В этом случае, как правило, имеют место значительные понижения напряжения, которые, как показано в [1], могут создавать как большие сбросы нагрузки, резко улучшающие протекание аварии, так и лавины напряжения, ведущие к полному нарушению работы и потребителей, и электростанций. Оба эти возможные следствия возникновения большого дефицита мощности и ведут к значительной разгрузке генераторов, и авария может развиваться без понижения частоты или даже с ее повышением. Следовательно, в таких случаях автоматическая частотная разгрузка (АЧР) не является достаточной противоаварийной мерой [2]. Если возможны случаи, когда рассматриваемая электростанция может оказаться вместе с местной нагрузкой отделенной от ЭЭС, то требуется разработка ПА, действующей при внезапной потере генерации.

46

Учитывая свойства ГТЭС, в первую очередь – возможность принять нагрузку значительно быстрее, чем на тепловых электростанциях, целесообразно использовать генерирующие установки в реализации алгоритмов следующих видов противоаварийной автоматики: автоматика ограничения перегрузки линий (АОПЛ); автоматика ограничения перегрузки трансформаторов (АОПТ); автоматика ограничения снижения напряжения (АОСН). Для повышения эффективности ПАУ необходимо полностью автоматизировать процесс запуска генерирующих установок объектов распределенной генерации, обеспечить расчетную настройку уставок регуляторов мощности и реализовать возможность приема команд от устройств ПА в общестанционное устройство управления [3].

Заключение Необходимо проводить изучение параметров и характеристик генерирующих установок, с выполнением вышеуказанных расчетов, до их приобретения собственниками. Это не только повысит эффективность эксплуатации объектов распределенной генерации, но и снизит затраты на реализацию всех технических мероприятий, однако не отменит необходимости применения средств ПАУ. В целях повышения надежности электроснабжения потребителей необходимо всестороннее рассмотрение возможностей выделения станций мощностью менее 25 МВт на сбалансированную нагрузку (автономную работу) действием ЧДА и/или ДАН при возникновении повреждений в питающей сети или при возникновении режима высоких рисков нарушения электроснабжения (при наличии ТЭО). К перспективным направлениям развития при внедрении объектов распределенной генерации следует отнести использование генерирующих установок в реализации алгоритмов ПАУ (АОПЛ, АОПТ, АОСН) для решения задач минимизации отключения потребителей (полного отказа от отключения) при перегрузке ЛЭП и трансформаторов, а также при снижениях напряжения в узлах сети. Литература [1] Гуревич Ю.Е., Либова Л.Е., Окин А.А. Расчеты устойчивости и противоаварийной автоматики в энергосистемах. М., Энерго­ атомиздат, 1990.

[2] Илюшин П.В. Требования к разгрузке при вынужденном отделении от сети электростанции с собственными нуждами и нагрузкой на напряжении 6–10 кВ. – «Электро», 2011, № 6.

[3] Горшкова Н.А., Гуревич Ю.Е., Илюшин П.В. Перспективные направления в автоматизации объектов распределенной генерации при их интеграции в распределительные сети. – «Релейная защита и автоматизация», 2013, №1.

ЭНЕРГОНАДЗОР

СРО ПРЕИМУЩЕСТВА НАШЕЙ САМОРЕГУЛИРУЕМОЙ ОРГАНИЗАЦИИ

Ɋɚɛɨɬɚ ɜ ɫɟɪɜɢɫɟ ɷɥɟɤɬɪɨɧɧɨɝɨ ɡɚɩɨɥɧɟɧɢɹ ɷɧɟɪɝɟɬɢɱɟɫɤɨɝɨ ɩɚɫɩɨɪɬɚ Ⱥɤɬɭɚɥɶɧɚɹ ɢɧɫɬɪɭɤɰɢɹ ɩɨ ɡɚɩɨɥɧɟɧɢɸ ɷɧɟɪɝɟɬɢɱɟɫɤɢɯ ɩɚɫɩɨɪɬɨɜ 2Q OLQH ɤɨɧɫɭɥɶɬɚɰɢɢ ɩɨ ɩɪɨɜɟɞɟɧɢɸ ɨɛɹɡɚɬɟɥɶɧɵɯ ɷɧɟɪɝɟɬɢɱɟɫɤɢɯ ɨɛɫɥɟɞɨɜɚɧɢɣ ɫɩɟɰɢɚɥɢɫɬɚɦɢ ɤɚɮɟɞɪɵ ©ɗɧɟɪɝɨɫɛɟɪɟɠɟɧɢɟª ɍɪɎɍ Ȼɟɫɩɥɚɬɧɵɣ ɧɨɪɦɨɤɨɧɬɪɨɥɶ ɷɤɫɩɟɪɬɢɡɚ ɷɧɟɪɝɨɩɚɫɩɨɪɬɨɜ ɞɥɹ ɢɯ ɪɟɝɢɫɬɪɚɰɢɢ ɢ ɩɨɫɥɟɞɭɸɳɟɝɨ ɫɨɝɥɚɫɨɜɚɧɢɹ ɜ Ɇɢɧɷɧɟɪɝɨ ɊɎ

На правах рекламы

НОМЕР В ГОСУДАРСТВЕННОМ РЕЕСТРЕ СРО-Э-019

БОЛЕЕ 300 КОМПАНИЙ-УЧАСТНИЦ 34 РЕГИОНА РОССИИ № 6 (47), июнь, 2013 г.

WWW.SRO19.RU

47

Подготовка персонала | Комментарии

Комплексные центры образования

Э

Владимир Фролов, руководитель Центра комплексной энергоэффективности и энергосбережения Института профессионального администрирования и комплексной энергоэффективности Минобрнауки России

48

нергосбережение – одна из важнейших проблем, стоящих сегодня перед обществом. И если в развитых странах программы экономии энергоресурсов действуют уже несколько десятков лет, то Россия лишь сейчас вплотную подошла к решению вопросов повышения энергоэффективности и формирования бережливого отношения к энергоресурсам. Федеральным законом об энергосбережении и повышении энергетической эффективности (261-ФЗ) определен четкий план реализации политики в области сбережения энергетических ресурсов. Министерство образования и науки РФ принимает активное участие в воспитании энергоэффективного общества в России. На сегодняшний день стало совершенно очевидным, что необходима серьезная работа по координации работы всех подведомственных образовательных учреждений Минобрнауки в области энергосбережения, а также созданию структур, которые будут способствовать интеграции образовательной, проектной и научноисследовательской деятельности в области повышения энергоэффективности. С этой целью Минобрнауки России начало активную работу по созданию на базе ведущих федеральных вузов страны комплексных центров образования в области энергоэффективности. В России уже существуют различные виды центров энергосбережения. В первую очередь это центры, создаваемые местными органами власти. Однако в задачи этих центров входит в основном работа с бюджетными учреждениями, без учета возможностей научно-практической

работы и реализации бизнес-проектов. Кроме того, действуют центры энергоэффективности при энергоснабжающих компаниях, таких как МОЭК, МОЭСК и региональные ТГК. Но для таких центров задача энергосбережения является в большей степени имиджевой, чем реально действующей. Ведь снижение энергопотребления невыгодно поставщикам энергоресурсов. Производителями энергоэффективной продукции также создаются аналогичные центры. Но, опять же, их задача – это скорее продвиже-

ЭНЕРГОНАДЗОР

ние собственных товаров. Кроме всего прочего, перечисленные центры испытывают серьезные затруднения с квалифицированными преподавательскими кадрами и, как следствие, не могут оказывать качественные образовательные услуги. Для решения перечисленных проблем представляется целесообразным создание эффективно действующей сети комплексных центров с участием поставщиков продукции на базе ведущих вузов России. Внутри созданной сети будет осуществляться эффективный обмен ресурсами, знаниями и опытом, что позволит существенно повысить результативность работы. Мы планируем обучать в каждом центре сначала около 10 тысяч человек в год, затем выйти на 30 тысяч обучающихся ежегодно. И уже к 2015 году через наши центры каждый год будет проходить порядка 400 тысяч человек. Большую надежду мы возлагаем на развитие взаимовыгодных связей созданных центров и производителей энергоэффективного оборудования. Сотрудничество в этой области может идти по нескольким направлениям. Во-первых, поставщики могут предоставлять свое оборудование для проведения обучающих семинаров или даже становиться спонсорами мероприятий. В свою очередь, комплексные центры будут размещать логотипы и официальные релизы компаний на своих ресурсах, включая стенды и сайт. Так, например, в ОАО «ТГК-1» (г. Санкт-Петербург) разработали программу для обучения школьников энергоэффективному поведению. И сейчас мы планируем заключить с компанией договор об использовании данной программы для популяризации идей бережного отношения к энергоресурсам среди молодежи во всех регионах страны. Во-вторых, поставщики могут заключить с центром договор о проведении обучения своих сотрудников по разработанной ими программе и на имеющемся у компании оборудовании. Это позволит организовать непрерывный процесс обучения для сотрудников, причем не только в отдельно взятом городе, но и по всем регионам России. Такое сотрудничество позволит эффективно решить и проблемы востребованности молодых специалистов на рынке труда. Сейчас во многих вузах специалисты выпускаются с одной специальностью, а работают по другой. Поступательное обучение и стажировка в рамках деятельности интегрированных центров создадут группу квалифицированных специалистов в данной отрасли и предоставят им возможность для реализации своих знаний на практике. И наконец, создаваемые центры смогут заключать дилерские договоры с поставщиками энергоэффективной продукции и представлять их в регионах. Центром комплексной энергоэффективности и энергосбережения Министерства образования и науки Российской Федерации уже подготовлены необходимые для сотрудничества проекты договоров и планов сотрудничества. И конечно, не нужно забывать о возможностях реализации научных и научно-практических

№ 6 (47), июнь, 2013 г.

исследований на базе центров. Мы планируем создать на их базе сеть лабораторий, готовых испытывать то или иное оборудование, сертифицировать и совершенствовать продукцию. Комплексные центры также смогут на предоставленном им высококлассном оборудовании проводить энергетические обследования и участвовать в реализации энергосервисных контрактов. В качестве примера можно привести Ухтинский государственный технический университет, заключивший крупный энергосервисный контракт. В результате всех мероприятий вуз сэкономит 40 млн. рублей. Это весьма значительная сумма для любого высшего учебного заведения. Таким образом, создание комплексных центров энергоэффективности на базе ведущих федеральных вузов по всей территории России позволит качественно решать многие важнейшие задачи в области энергосбережения. При этом очень важно, что все центры будут интегрированы в единую сеть, что позволит существенно повысить уровень осуществляемых ими работ. Это позволит обучить больше людей, действовать более согласованно, распространять наработки одного центра на все организации. Сегодня уже создано 8 центров в восьми федеральных округах. А в течение 2013 года мы планируем выбрать еще 8 образовательных учреждений для создания аналогичных структур. Центр комплексной энергоэффективности и энергосбережения Института профессионального администрирования и комплексной энергоэффективности Минобрнауки России является головной структурой, координирующей работу региональных центров. Мы нацелены на активное взаимодействие с региональными властями, местными центрами энергоэффективности и компаниями-производителями энергоэффективного оборудования. Наша цель – создать базу для интеграции образования, науки и производства для реализации образовательных и научно-практических задач в области энергосбережения и повышения энергоэффективности.

49

Технологии и оборудование | Электрические сети

СИП: вопросы и ответы Ошибки при строительстве воздушных линий электропередачи напряжением до 1 кВ с использованием СИП*

П

Антон Абраменко, технический директор ООО «СИП кабель» (Челябинск)

ри реализации любого проекта, в том числе строительстве ВЛИ, необходимо пройти ряд этапов – от стадии подготовки технического задания на проектирование до реализации проекта. Мы предлагаем рассмотреть 4 основных этапа и характерные ошибки, совершающиеся в них, которые сводят на нет инвестиционные затраты на строительство воздушных линий электропередачи с использованием СИП: 1. Подготовка заказчиком технического задания на проектирование.

2. Разработка специализированной (проектной) организацией рабочих чертежей и прилагаемых документов.

3. Приобретение службой закупок оборудования, изделий и материалов.

4. Реализация проекта. В первой части статьи мы обсуждали первый и второй этапы. Сейчас рассмотрим третий и четвертый.

Приобретение службой закупок оборудования, изделий и материалов После рассмотрения и утверждения рабочей документации, поступившей от проектной организации, заказчиком формируется заявка на приобретение оборудования и материалов, в том числе СИП и линейной арматуры, которая передается в работу службе закупок. Провод СИП. Служба закупок, ссылаясь только на проектную марку провода, приобретает провод по минимальной цене на основе тендера. А при абсолютно одинаковых, на первый взгляд, марках проводов меньшая стоимость будет у СИП с изоляцией из термопластичного полиэтилена, чем с изоляцией из сшитого полиэтилена, или с несущей жилой из алюминия, упрочненного стальной проволокой (для проводов СИП-1, СИП-2) по отношению к алюминиевому сплаву типа АВЕ. Если электротехнический расчет провода выполнялся на основе данных для изоляции из сшитого полиэтилена, а приобретен провод с изоляцией из термопластичного полиэтилена, то в итоге строительства мы получим ВЛИ с заниженными характеристиками. Разобраться в технических нюансах СИП, выпускаемых производителями России и ближнего зарубежья, затруднительно не только менеджерам отдела закупок, но и техническим специалистам. Дело в том, что введение ГОСТ

Р 52373-2005 не привело к единому порядку в наименовании и исполнении проводов. Как указывалось выше, согласно Федеральному закону от 27 декабря 2002 года № 184-ФЗ «О техническом регулировании», указанный ГОСТ Р 52373-2005 не может ограничивать применение продукции, удовлетворяющей иным техническим условиям. Напомним, что требования ГОСТ Р 52373-2005, изм. 1 к конструктивному исполнению проводов СИП гласят: 5.2.1.5. Нулевая несущая жила и токопроводящая жила защищенных проводов должны быть скручены из круглых проволок из алюминиевого сплава, иметь круглую форму и быть уплотненными.

5.2.1.8. Изоляция основных и вспомогательных токопроводящих жил, изоляция (при наличии) нулевой несущей жилы и защитная изоляция защищенных проводов должна быть из светостабилизированного сшитого полиэтилена. Изоляция должна быть черного цвета. Но ряд заводов продолжают совершенно законно производить и реализовывать СИП с изоляцией из термопластичного полиэтилена или с несущей жилой из алюминия, упрочненного стальной проволокой. Проблема в том, что указанные провода иногда маркируются в соответствии с ГОСТ Р 52373-2005, то есть как провода с изоляцией из сшитого полиэтилена или с несущей жилой из алюминиевого сплава соответственно. В 2010 году мы провели исследование самонесущих изолированных проводов, выпускаемых предприятиями, входящими в НП «Ассоциация «Электрокабель». Работа проводилась на основе изучения информации, представленной на заводских сайтах, и интервьюирования ведущих технических специалистов предприятий. Как показали исследования, под одной маркой СИП можно найти изделия с разными качественными характеристиками. Например, провод СИП-4 с изоляцией из термопластичного полиэтилена производят такие компании, как ПАО «Завод «Южкабель», Украина, ОАО «Казэнергокабель», Казахстан, ОАО «Севкабель», ОАО «Рыбинсккабель», Россия. Эту же марку провода СИП-4, но с изоляцией из сшитого полиэтилена производят ЗАО «Завод Людиновокабель», ОАО «Иркутсккабель», ООО «Камкабель», ЗАО «Цветлит», ЗАО «Завод Москабель», ОАО «Электрокабель» Кольчугинский завод», ЗАО «Томсккабель», Россия, ЗАО «Белтелекабель», Белоруссия. Поэтому, если

*Окончание. Начало в № 5 (46)

50

ЭНЕРГОНАДЗОР

электрический расчет ВЛИ выполнялся на основе технических данных СИП с изоляцией из сшитого полиэтилена, а для реализации проекта был приобретен СИП с изоляцией из термопластичного полиэтилена, то в итоге строительства мы получим линию с заниженными рабочими характеристиками. Российские производители ООО «Камкабель», ОАО «Севкабель» и ОАО «Рыбинск­ кабель» производят провод марки СИП-2 с нулевой несущей жилой, выполненной как из алюминиевого сплава типа АВЕ, так и из алюминия, упрочненного стальной проволокой. Без учета технических условий на производство указанных проводов (технических характеристик) можно приобрести на рынке провод марки СИП-2 с нулевой несущей жилой из алюминия, упрочненного стальной проволокой, вместо провода с нулевой несущей жилой из алюминиевого сплава. Опыт монтажа и эксплуатации доказывает, как рассматривалось выше, что нулевая несущая жила из алюминия, упрочненного стальной проволокой предельного сечения 95 мм 2, не всегда надежно фиксируется в поддерживающих зажимах из-за большей жесткости, чем жила из алюминиевого сплава. Линейная арматура. Опрос монтажных компаний выявил, что причинами низкого качества строительства ВЛИ являются проблемы, связанные с организацией строительно-монтажных работ, в том числе приобретением линейной арматуры службой закупок заказчика или подрядной организацией. Зачастую ввиду сжатых сроков выполнения СМР приобретаются провода и линейная арматура, существующие в наличии у ближайших поставщиков, часто не соответствующие требованиям проектной документации (с пересортицей арматуры для разных марок СИП). Не менее важной проблемой является ценовая политика при закупках материалов и оборудования. Часто взамен качественной арматуры приобретается продукция малоизвестных сомнительных производителей с заниженными механическими характеристиками, но по более низким ценам.

Реализация проекта При реализации проектных решений основной причиной совершаемых ошибок является низкая дисциплина монтажных работ, вследствие отсутствия полного комплекта инструментов для монтажа ВЛИ или игнорирование его применения, а также низкая профессиональная подготовка электромонтажного персонала. Например, монтаж провода, как правило, выполняется без применения монтажных роликов непосредственно по земле и без вертлюга, что приводит к множественным повреждениям изоляции провода и образованию петель провода в пролетах. В нарушение требований производителя линейной арматуры, бандаж верхней части крюка выполняется одинарным оборотом ленты COT37, а скрепа COT36 устанавливается не с противополож-

№ 6 (47), июнь, 2013 г.

ной стороны от крюка, а сбоку. Между тем на основе выполненного нами исследования можно сделать вывод, что прочность узла крепления крюка SOT29.10 достигает своего максимального значения при установке скрепы COT36 именно с противоположной стороны от крюка, как и рекомендуется производителем арматуры.

Заключение Принимая во внимание перечисленные негативные факторы, ниже предлагаются основные требования, которые следует учитывать при строительстве воздушных линий электропередачи с использованием СИП: • В техническом задании на проектирование заказчику необходимо четко отражать марку провода СИП, материал изоляции (сшитый или термопластичный полиэтилен), а также номер технического условия или ГОСТ Р 52373-2005, которому должен соответствовать провод.

• Проектной организации в спецификации оборудования, изделий и материалов необходимо четко прописывать номер технического условия, по которому должен изготавливаться СИП.

• При приобретении провода и линейной арматуры службе закупок следует запрашивать у поставщиков информацию о реализуемой продукции с предоставлением сертификатов соответствия продукции требованиям нормативных документов. Все замены материалов и оборудования производить только после согласования с организацией, разработавшей проект.

• Электромонтажные работы при строительстве ВЛИ должен выполнять только квалифицированный персонал, прошедший специальную подготовку и имеющий в наличии полный комплект инструментов.

• Заказчику при реализации проекта систематически производить визуальный и инструментальный контроль строительно-монтажных работ, а также применяемых материалов.

51

Технологии и оборудование | Паровые турбины

По пути модернизации

Основное и вспомогательное оборудование для реконструкции ТЭС, ГРЭС и ТЭЦ

Александр Валамин, технический директор Алексей Култышев, главный конструктор Юрий Сахнин, начальник отдела паровых турбин Михаил Степанов, начальник бюро отдела расчетов, ЗАО «Уральский турбинный завод» (Екатеринбург)

О

дним из наиболее востребованных направлений реконструкции и модернизации паротурбинного оборудования, позволяющего повысить эффективность ТЭС, ГРЭС и ТЭЦ, является разработка новых, современных, обладающих высокими техникоэкономическими показателями паровых турбин для установки взамен морально и физически устаревших, уже отработавших свой парковый ресурс. За последние годы по запросу рынка и энергетики РФ и стран СНГ разработаны новые типы паровых турбин, входящих в уже известные семейства. Спроектированы и установлены на станциях такие турбины, как ПТ-30/358,8/1,0, Т-50/60-8,8, Т-60/65-12,8-2М, ПТ-65/75-8,8,

Рис. 1. Продольный разрез турбины Т-50/60-8,8

52

Тп-100/110-8,8, Т-120/130-12,8-8МО. В этих турбинах использованы современные технические решения в элементах проточной части, клапанов, подшипников, паровых и масляных уплотнений, парораспределения, системы влагоулавливания, системы тепловых перемещений, а также системы автоматического регулирования и защиты. Турбина ПТ-30/35-8,8/1,0 разработана для замены турбин ВПТ-25-90-3(4), которые в 50–70-е годы прошлого века занимали большую долю среди всего установленного в те годы оборудования. В России только одно ОАО «Турбомоторный завод» (в настоящее время ЗАО «УТЗ») изготовило таких турбин 187 штук. География поставок турбин такого типа очень широка: они установлены в России, Беларуси, Казахстане, Украине, Киргизии, Туркмении, Таджикистане, Азербайджане, Узбекистане, Молдавии, Грузии, Болгарии, Румынии, Польше, Египте, а также большое количество было выпущено для Китая (37 штук). Еще большее количество таких турбин выпустил Ленинградский металлический завод (ЛМЗ). Большинство данных турбин продолжает работать, но, без сомнения, требует полнокомплектной замены. Турбина Т-50/60-8,8 представляет собой одноцилиндровый агрегат (рис. 1) и имеет современное облопачивание, компактную компоновку и поэтому широко используется для замены турбин типа К-50-90, Р-33-90 и других. Головной образец турбины работает на Василеостровской ТЭЦ, конденсационный вариант такой турбины К-63-8,8 работает в Казахстане на ТЭЦ г. Рудный. В 2012 году Т-50/60-8,8 отгружена для Петропавловской ТЭЦ-2. Турбины Т-60/65-12,8-2М разработаны на увеличенную пропускную способность и улучшенные технико-экономические показатели для замены морально и физически устаревших турбин Т-50/55-130 на Ново-Рязанской ТЭЦ и Павлодарской ТЭЦ-1. В 2012 году отгружены две турбины для замены Т-50/55-130 Барнаульской ТЭЦ-2. Турбина Т-120/130-12,8-8МО, являющаяся последней модификацией семейства турбин Т-100, представляет собой одновальный трехцилиндровый агрегат. Турбина состоит из цилиндра высокого давления с одновенечной регулирующей ступенью, цилиндра среднего давления и двухпоточного цилиндра низкого давления. Продольный разрез турбины Т-120-8МО представлен на рисунке 2. Турбина, как и ранее описанные, снабжена электрогидравлической системой регулирования. Головной образец установлен на Тольяттинской ТЭЦ, также та-

ЭНЕРГОНАДЗОР

кие турбины отгружались для Астанинской и Абаканской ТЭЦ. В 2013 году отгружена турбина для Кировской ТЭЦ-3. Следующим актуальным направлением реконструкции и модернизации станций является разработка приключенных турбин, работающих на отработавшем паре турбин типа «Р» или «ПР», что позволяет значительно увеличить выработку электроэнергии, а также частично решить вопросы теплоснабжения. Для обеспечения потребителей технологическим паром на ряде станций были установлены турбины с противодавлением типа «Р» или с производственным отбором пара и противодавлением для нужд теплофикации типа «ПР». В условиях спада производства некоторые турбины типа «Р» или остановлены, или работают с ограниченным расходом свежего пара, а турбины типа «ПР» в отсутствие потребителей технологического пара в летний период вообще не работают. Вследствие этого в некоторых регионах возникает дефицит электроэнергии. В то же время в зимний период имеется потребность не только в выработке электроэнергии, но и тепла. Турбина К-110-1,6 предназначена для питания отработавшим паром турбины Р-100-130/15. Первая такая турбина эксплуатируется на Тобольской ТЭЦ. Турбина Т-35/55-1,6 предназначена для питания отработавшим паром турбин типа «Р» или паром производственного отбора турбин типа «ПТ». Головная турбина Т-35 эксплуатируется на Пермской ТЭЦ-14. Турбина К-17-0,16 предназначена для питания отработавшим паром турбин типа «ПР» или отопительного коллектора. Две турбины К-17 уже эксплуатируются на ТЭЦ г. Рудного Казахстана, а третья – на Соликамской ТЭЦ. Сегодня наиболее актуальными и перспективными являются вопросы, касающиеся разработки современного оборудования, работающего в составе парогазовых установок (ПГУ) с КПД выше 50 %. Для этих целей разработана и эксплуатируется теплофикационная турбина Т-53/67-8,0 на Минской ТЭЦ-3 в составе ПГУ мощностью 230 МВт. В состав ПГУ также входит газовая турбина GT13E2 производства Alstom номинальной мощностью 160 МВт и котел-утилизатор производства SES (Словакия). Турбина Т-53/67-8,0 представляет собой двухцилиндровый агрегат. В конструкции турбины Т-53/67-8,0 реализованы как уже отработанные решения, так и ряд принципиально новых, обусловленных, прежде всего, тем, что она проектировалась для работы в составе ПГУ. Разработана и эксплуатируется теплофикационная паровая трехцилиндровая турбина Т-113/145-12,4 в составе трехконтурной ПГУ с промежуточным перегревом пара мощностью 410 МВт на Краснодарской ТЭЦ. В состав ПГУ также входит газовая турбина фирмы Mitsubishi Heavy Ind. M701 F4 номинальной мощностью 303 МВт и котел-утилизатор производства

№ 6 (47), июнь, 2013 г.

Рис. 2. Продольный разрез турбины Т-120/130-12,8-8МО

Рис. 3. Продольный разрез турбины Т-63/76-8,8

ОАО «ЭМАльянс» выполненный по лицензии фирмы A&E (Чехия–Австрия). Также спроектирована и поставляется на станцию теплофикационная одноцилиндровая турбина Т-40/50-8,8 для работы в составе ПГУ мощностью 115 МВт с газовой турбиной PG 6111(6FA) производства General Electric и котлами-утилизаторами производства ЗАО «ЭМАльянс» с дожиганием – на двух пусковых комплексах Новоберезниковской ТЭЦ. Теплофикационная турбина Тп-35/40-8,8, разработанная для Новокуйбышевской ТЭЦ-1, представляет собой одноцилиндровый агрегат с отборами пара на отопительный и производственный коллекторы. Особенность схемы этой ТЭЦ заключается в том, что турбина питается паром от общестанционного коллектора свежего пара, в который он поступает от котловутилизаторов и паровых котлов. Кроме того, в турбину подается пар контура низкого давления от трех котлов-утилизаторов. Фактически все технические решения, примененные для новых турбин, используются при модернизации установленного оборудования. Целью модернизации является возобновление ресурса основных высокотемпературных деталей и узлов турбин, «моральное» обновление турбин с одновременным увеличением мощности и повышением эксплуатационных показателей: надежности, экономичности, маневренности и ремонтопригодности.

53

Стандартизация и нормирование | Комментарии

В соответствии с нормами Евросоюза

Э

Ольга Брагина, заведующая отделением защиты атмосферы от вредных выбросов ТЭС

Алла Чугаева, заведующая сектором общих экологических проблем, к.т.н. ОАО «ВТИ» (Москва)

54

кологическая безопасность производства тепловой и электрической энергии на тепловых электростанциях зависит от требований, которые предъявляются к защите окружающей среды от негативного воздействия ТЭС. Она будет обеспечена, если эти требования экологически обоснованы, реально выполнимы и предназначены для обязательного применения на всем жизненном цикле деятельности предприятия. В настоящее время требования, которые предъявляются к предприятиям тепловой энергетики, закреплены в действующих экологических законах, конкретизация которых определяется подзаконными актами – постановлениями Правительства РФ, а также нормативно-техническими документами, утвержденными и согласованными с органами исполнительной власти. Многие отраслевые нормативно-технические документы, включая пакет методик по нормированию выбросов загрязняющих веществ, разработанные еще в девяностых годах прошлого столетия, устарели и требуют переработки, поэтому уже сегодня ТЭС испытывают трудности при согласовании проектов нормативов допустимого воздействия на окружающую среду с органами государственной власти. До настоящего времени действуют Нормы технологического проектирования тепловых электрических станций (ВНТП-81), ссылочные документы которых, в том числе по экологии, были разработаны и утверждены более 30 лет назад. В Правилах технической эксплуатации электрических станций и сетей от 2003 года отсутствует раздел, регламентирующий природоохранную деятельность при эксплуатации электрических станций и сетей. Другие документы, также определяющие экологическую безопасность проектируемых и

эксплуатируемых объектов тепловой энергетики и устанавливающие требования к природоохранному оборудованию, были разработаны при РАО «ЕЭС России» в 2007–2008 годах и выпущены впоследствии как стандарты организации (СТО) НП «ИНВЭЛ». Они не являются обязательными для применения в случае неприсоединения к ним объекта теплоэнергетики. В результате новое природоохранное оборудование, в том числе зарубежное, может приниматься в эксплуатацию без учета технических и природоохранных требований, обеспечивающих выполнение российского экологического законодательства. В ближайшей перспективе планируется принятие ФЗ № 584587 «О внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации в части совершенствования системы нормирования воздействия на окружающую среду и введения мер экономического стимулирования хозяйствующих субъектов для внедрения наилучших технологий», прошедшего первое чтение в Государственной Думе. Общее число объектов, на которые распространяется действие законопроекта, составляет 11,5 тысячи, и в него входят практически все объекты электроэнергетики. В этой ситуации внимание в первую очередь следует уделить подготовке ТЭС к переходу на технологическое нормирование с учетом наилучших доступных технологий (НДТ). При переходе на нормирование с учетом НДТ допустимый объем воздействия устанавливается через удельные нормативы (технологические). Для осуществления такого перехода должны быть разработаны экологически приемлемые, технически выполнимые и экономически целесообразные нормативы удельных выбросов и сбросов загрязняющих веществ в атмосферу и водные объекты, как для действующих, так и для вновь вводимых котельных установок. Использование международного опыта по переходу на нормирование с учетом НДТ и стратегическое направление государственной политики к гармонизации экологического законодательства РФ с законодательством Европейского союза предполагает разработку новых нормативно-технических документов, которые будут определять экологическую безопасность производства тепловой и электрической энергии, как на существующем, так и на вновь вводимом оборудовании ТЭС. Проекты новых документов необходимо утвердить и согласовать с исполнительными органами государственной власти. В связи с этим считаем целесообразным объединить усилия теплоэнергетиков по актуализации и разработке отраслевых стандартов по экологической безопасности ТЭС.

ЭНЕРГОНАДЗОР

Служба надзора |Обзор аварий и несчастных случаев Дальневосточное управление Ростехнадзора Филиал ОАО «ФСК ЕЭС» Амурское предприятие МЭС Хабаровский край 13.04.2013 в 11.19 действием защит на ПС 500 кВ «Амурская» (МЭС Востока – филиал ОАО «ФСК ЕЭС») отключились 2-я секция 500 кВ и автотрансформатор АТ-1 (выключатель В-2-500 и автотрансформатор АТ-2 в ремонте). При этом односторонне отключилась ВЛ 500 кВ «Зейская ГЭС – Амурская». Суммарно без электроснабжения оставались около 313 000 человек. Суммарная мощность отключенных потребителей – 242,4 МВт. В 13.35 13.04.2013 г. всем потребителям подано напряжение.

Нижне-Волжское управление Ростехнадзора ООО «Лукойл-Астраханьэнерго» Астраханская область

выделение на изолированную работу ТЭЦ-2 от энергосистемы ЕЭС России со сбросом нагрузки со 135 до 75 МВт. Авария устранена.

Северо-Западное управление Ростехнадзора 16.04.2013 в результате аварийного отключения действием защит ВЛ-110 кВ произошло выделение ГЭС-16 «Юшкозерская» на изолированную работу на местный энергорайон со сбросом нагрузки с 5 до 3 МВт.

21.04.2013 с 05.50 до 07.33 произошла потеря телеметрической информации каналов связи между Астраханским РДУ и Астраханской ТЭЦ-2.

Кавказское управление Ростехнадзора Филиал ОАО «ФСК ЕЭС» Каспийская ПМС Республика Дагестан 18.04.2013 в 21.33 аварийное отключение ВЛ 330 кВ «Ирганайская ГЭС – Махачкала 330» с последующими отключениями, вызвавшее выделение Ирганайской ГЭС на изолированный от ЕЭС России энергорайон. В 22.38 Ирганайская ГЭС синхронизирована с ЕЭС России.

Уральское управление Ростехнадзора 17.04.2013 в 07.49 произошла полная потеря телеметрической связи между диспетчерским центром филиала ОАО «СО ЕЭС» Тюменского РДУ и ПС-220 кВ «Ожогино» филиала Тюменских распределительных сетей из-за повреждения кабеля. В 09.00 связь восстановлена.

Уральское управление Ростехнадзора Администрация Режевского городского округа Свердловская область

Средне-Поволжское управление Ростехнадзора 21.03.2013 в результате ложного срабатывания защиты на ПС 500 кВ Куйбышевская произошла разгрузка Саратовской ГРЭС с 600 до 72 МВт. Авария устранена.

Печорское управление Ростехнадзора ООО «Воркутинские ТЭЦ» 08.04.2013 в результате ошибочных действий персонала на выделенной в ремонт ВЛ-110 кВ № 107 ПС 220 кВ «Воркута» – ТЭЦ-2 произошло

№ 6 (47), июнь, 2013 г.

25.04.2013 в ходе прохождения паводковых вод произошел размыв водосброса плотины, в результате чего были подтоплены 25 участков. Жертв среди населения и разрушений построек нет.

55

Охрана труда и СИЗ | Опыт предприятий

Магнитное поле под контролем Электрические поля токов промышленной частоты (ЭП ПЧ) оказывают негативное влияние на человека, вызывая такие симптомы, как высокая утомляемость, повышенная вариабельность пульса и артериального давления крови, неврастенический синдром и другие. В первую очередь их воздействию подвержен персонал различных объектов, обслуживающий открытые распределительные устройства (ОРУ) и воздушные линии электропередачи (ВЛ), что требует принятия эффективных мер по его защите.

В

Согласно ПОТ Р М-016-2001 предельно допустимый уровень напряженности электромагнитного поля не должен превышать

25 кВ/м 56

зоне ответственности МЭС Урала на территории Свердловской, Кировской, Курганской, Челябинской и Оренбургской областей, Удмуртской Республики и Пермского края находятся, к примеру, 105 подстанций 35–500 кВ трансформаторной мощностью 42216 МВА. На девятнадцати из них размещены ОРУ 500 кВ, для которых актуальна проблема защиты персонала от биологически активного электрического поля (ЭП), способного оказывать отрицательное воздействие на организм человека. Чтобы минимизировать это воздействие, применяются все возможные защитные механизмы. В частности, для каждого из потенциально опасных энергообъектов разрабатывается карта определения напряжения поля. Как правило, она составляется при запуске подстанции или после ее реконструкции – при расширении, замене или перемещении оборудования. Замеры проводятся в строгой последовательности у земли и на расстоянии 1,8 метра при максимальном рабочем токе. На основе данных расчетов составляется план обходов оперативного персонала и при необходимости увеличиваются габариты линий, обеспечивающих ограничение напряженности электрического поля.

– Согласно ПОТ Р М-016-2001 предельно допустимый уровень напряженности электромагнитного поля не должен превышать 25 кВ/м, – рассказывает Евгений Жуйков, генеральный директор филиала ОАО «ФСК ЕЭС» – МЭС Урала. – На подстанции 500 кВ Емелино, важнейшем центре питания Екатеринбургско-Первоуральского энергорайона Свердловской области, данный коэффициент в зоне обходов варьируется от 5 до 10 кВ/м при предельно допустимом уровне в 20 кВ/м. Наибольшая напряженность фиксируется вблизи выключателей, разъединителей, трансформаторов. Пребывание в ЭП с высоким уровнем напряженности без применения индивидуальных средств защиты в МЭС Урала не допускается. Поэтому персонал подстанции, так или иначе попадающий под воздействие поля, обязательно использует специальные костюмы, защитные

свойства которых основаны на принципе электростатического экранирования. Также в качестве защитных мер в зонах наиболее сильного воздействия ЭП ПЧ применяются магнитные экраны. На ОРУ подстанции Емелино установлено пять подобных экранов. В случае нахождения на подстанции подрядных организаций, осуществляющих ремонт или замену действующего оборудования, время пребывания персонала рассчитывается

ЭНЕРГОНАДЗОР

по формуле: Т = 50/Е - 2, где Е – уровень напряженности воздействующего ЭП (кВ/м). Таким образом, если специалист работает в зоне воздействия ЭП напряженностью 10 кВ/м, то время пребывания в нем не должно превышать трех часов. В качестве другого примера обеспечения защиты персонала от негативного воздействия ЭП ПЧ можно привести деятельность ОАО «Энел ОГК-5», в частности его производственных филиалов Среднеуральской и Рефтинской ГРЭС, использующих компоновки распределительных устройств, выполненных в соответствии с «Межотраслевыми правилами по охране труда при эксплуатации электроустановок ПОТ Р М-016-2001 РД 153-34.0-03.150-00». Согласно этому нормативному документу уровень напряжения электрических полей в зоне возможного нахождения персонала не должен превышать 5 кВ/м, что является допустимым значением в течение смены. При вводе в работу новых электроустановок или их реконструкции на станциях производится замер напряжения электрического поля в зоне возможного нахождения обслуживающего персонала. Если выявляются зоны повышенного напряжения, они стационарно ограждаются и доступ обслуживающего персонала к ним ограничивается. Замеры ЭП ПЧ выполняются аккредитованной в установленном порядке лабораторией в составе Среднеуральской ГРЭС в соответствии с протоколом измерений и оценки параметров электромагнитных полей промышленной частоты (50 Гц), при этом степень воздействия ЭП ПЧ на персонал ежегодно перепроверяется «Научно-исследовательским институтом охраны труда в городе Екатеринбурге». Для защиты персонала Рефтинской ГРЭС от воздействия ЭП ПЧ применяется ограничение времени пребывания персонала в опасной зоне

№ 6 (47), июнь, 2013 г.

согласно данным карты замера напряженности, стационарное экранирование рабочих мест и использование средств индивидуальной защиты при обходах и осмотрах оборудования. Наиболее эффективным средством по снижению воздействия ЭП ПЧ в электроустановках до 220 кВ включительно является обеспечение допустимого уровня электрического поля на стадии проектирования, считают специалисты ОАО «Энел ОГК-5». Если по каким-то причинам уменьшить напряжение электрических полей токов промышленной частоты не представляется возможным, то для защиты персонала устанавливаются стационарные экранирующие ограждения в соответствующих зонах. На ОРУ 500 кВ дополнительно используются средства индивидуальной защиты, например заземленная обувь, которая входит в комплект экранирующего костюма типа ЭП-1. Благодаря всем вышеперечисленным мерам и применению наилучших мировых практик в области охраны труда и промышленной безопасности, компании удалось добиться очень высоких показателей в области защиты сотрудников от ЭП ПЧ в производственных филиалах ОАО «Энел ОГК-5». За последние 15 лет в них не было ни одного случая поражения персонала от воздействия электрических полей токов промышленной частоты, что является подтверждением того, что применяемые компанией защитные механизмы являются действительно эффективными.

57

Энергетика и право | Обзор нормативных документов Распоряжение Правительства РФ от 3 апреля 2013 г. № 512-р «Об утверждении государственной программы Российской Федерации «Энергоэффективность и развитие энергетики» Утверждена госпрограмма «Энергоэффективность и развитие энергетики». Она рассчитана на 2013–2020 годы. Цель госпрограммы – надежное обеспечение страны топливноэнергетическими ресурсами, повышение эффективности их использования, снижение антропогенного воздействия ТЭК на окружающую среду. В связи с этим поставлены следующие задачи. Обеспечить развитие энергосбережения и повысить энергоэффективность. Усовершенствовать технологии добычи и транспортировки углеводородного сырья и увеличить глубину его переработки. Развить использование возобновляемых источников энергии и повысить экологическую эффективность энергетики. Содействовать инновационному развитию ТЭК.

Постановление Правительства РФ от 08.05.2013 № 403 «О внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации по вопросам функционирования территориальных сетевых организаций» Отдельным территориальным электросетевым организациям разрешено снижать финансирование своих инвестиционных программ на 2013 год в упрощенном порядке. Соответствующие изменения в инвестиционные программы будут утверждаться уполномоченным органом исполнительной власти в течение 10 рабочих дней со дня поступления предложений от сетевых организаций без согласования с Минэкономразвития России, Минрегионом России, Госкорпорацией «Росатом», органами исполнительной власти субъектов РФ в том случае, если эти сетевые организации не заключили на 2013 год договоры аренды всех или некоторых объектов электросетевого хозяйства, входящих в единую национальную (общероссийскую) электрическую сеть, в отношении которых такие договоры были заключены в предыдущие периоды регулирования, и если предложения о внесении изменений в инвестиционные программы согласованы с Минэнерго России (в случае если инвестиционная программа подлежит утверждению органом исполнительной власти субъекта РФ); при этом предложения должны быть представлены в орган исполнительной власти, уполномоченный на их утверждение, до 1 июня 2013 года. Федеральной службе по тарифам поручено принимать решения об изменении сводного прогнозного баланса производства и поставок электрической энергии (мощности) на 2013 год при получении поступивших не позднее 1 июня 2013 года и подготовленных территориальными сетевыми организациями совместно с организацией по управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью предложений о величине заявленной мощности потребителей, энергопринимающие устройства которых непосредственно присоединены к объектам электросетевого хозяйства, входящим в единую национальную (общероссийскую) электрическую сеть, в отношении которых договоры аренды были заключены в предыдущем периоде регулирования и не заключены на 2013 год, а органам исполнительной власти субъектов РФ в области регулирования тарифов соответственно пересмотреть тарифы на услуги по передаче электроэнергии и некоторые виды тарифов на электроэнергию (мощность).

58

Госпрограмма включает в себя 7 подпрограмм. Среди них «Развитие и модернизация электроэнергетики»;«Развитие нефтяной отрасли»;«Развитие газовой отрасли» и др.

Приказ Минприроды России от 29.01.2013 № 34 «Об утверждении Инструкции о ведении Российского регистра гидротехнических сооружений»

ЭНЕРГОНАДЗОР

Зарегистрировано в Минюсте России 08.05.2013 № 28354. Определен порядок ведения Федеральным агентством вод­ных ресурсов Российского регистра гидротехнических сооружений. Регистр представляет собой единую систему учета, регистрации, хранения и представления информации о гидротехнических сооружениях Российской Федерации. Регистр формируется и ведется, в частности, в целях: • государственной регистрации и учета гидротехнических сооружений различного назначения, независимо от форм собственности и ведомственной принадлежности; • создания информационной основы для разработки и осуществления мероприятий по обеспечению безопасности гидротехнических сооружений и предупреждению чрезвычайных ситуаций; • информационного обеспечения государственного управления, надзора в области безопасности гидротехнических сооружений.

новых затратах по регулируемым видам деятельности организаций. Учет затрат (в зависимости от метода определения тарифов) по каждому из регулируемых видов деятельности осуществляется по определенным элементам и видам затрат (в соответствии с установленным перечнем).

Приказ ФСТ России от 03.04.2013 № 79

Приказ ФСТ России от 12.04.2013 № 91 «Об утверждении Единой системы классификации и раздельного учета затрат относительно видов деятельности теплоснабжающих организаций, теплосетевых организаций, а также Системы отчетности, представляемой в федеральный орган исполнительной власти в области государственного регулирования тарифов в сфере теплоснабжения, органы исполнительной власти субъектов Российской Федерации в области регулирования цен (тарифов), органы местного самоуправления поселений и городских округов» Зарегистрировано в Минюсте России 14.05.2013 № 28380. Установлены единые принципы ведения раздельного учета затрат и составления отчетности организациями, осуществляющими деятельность в сфере теплоснабжения.

В целях регулирования цен (тарифов) на товары (услуги) в сфере теплоснабжения организации обязаны вести раздельный учет объема тепловой энергии, теплоносителя, доходов и расходов, связанных с производством, передачей и сбытом тепловой энергии, теплоносителя. Установлено, что раздельный учет осуществляется на основе данных первичного бухгалтерского учета о фактических затратах и доходах, а также информации о пла-

№ 6 (47), июнь, 2013 г.

«Об утверждении перечня критериев согласования федеральным органом исполнительной власти в области государственного регулирования тарифов решения органа исполнительной власти субъекта Российской Федерации об установлении тарифов, приводящего к превышению установленного в среднем по субъекту Российской Федерации предельного максимального уровня тарифов на тепловую энергию (мощность), и порядка определения факторов инвестиционного и неинвестиционного характера, приводящих к превышению установленного в среднем по субъекту Российской Федерации предельного максимального уровня тарифов на тепловую энергию (мощность)» Зарегистрировано в Минюсте России 08.05.2013 № 28352. Определены обстоятельства, при которых ФСТ России согласовывает установление в субъектах РФ тарифов на тепловую энергию, превышающих предельный максимальный уровень. К таким обстоятельствам относятся соответствующие решения судов, решения самой Федеральной службы по тарифам, принятые в рамках ее контрольных полномочий и полномочий по досудебному рассмотрению споров, необходимость возмещения регулируемой организации экономически обоснованных расходов (в частности, неучтенных расходов прошлых лет, изменения фонда оплаты труда в связи с отраслевыми тарифными соглашениями, компенсации расходов на топливно-энергетические ресурсы, приобретаемые на основании договоров, заключенных по результатам проведения торгов, снижением объема отпуска тепловой энергии, возмещения расходов по сомнительным долгам).

59

биЗнеС-предложение | Справочник предприятий Производство. Поставки. Услуги ЗАО «Малая Энергетика»

620144 Екатеринбург, ул. Краснолесья, 30 Тел. (343) 211-43-13 E-mail: info@malener.ru www.malener.ru

Проект, поставка, монтаж, сервисное обслуживание. МиниТЭЦ, ДГУ, котельное оборудование, оборудование по переработке попутного нефтяного газа, сдача в аренду мини-ТЭЦ, поставка электрической и тепловой энергии от мини-ТЭЦ. Официальный представитель сервисного обслуживания компании TEDOM.

ОАО «Курганский электромеханический завод»

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

Комплектные трансформаторные подстанции мощностью 25-1000 кВА (блочные, в том числе в утепленном корпусе, киосковые, мачтовые, столбовые). Силовые масляные трансформаторы ТМ, ТМГ мощностью 16-1000 кВА. Установки компенсации реактивной мощности. КСО, ЩО. Приводы пружинные. Высоковольтная и низковольтная коммутирующая аппаратура (РЛНД, РВЗ, ВНР, ВНРп, РБ, РПС, РЕ). Светильники светодиодные производственные и уличные.

ФГАОУ ДПО «Курсы повышения квалификации ТЭК»

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

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

На правах рекламы

Издательский дом «Информ-Медиа»

Группа изданий

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

Æóðíàë

«ÒåõÍÀÄÇÎл

«ÝÍÅÐÃÎÍÀÄÇÎл

«Ãîñóäàðñòâåííûé ÍÀÄÇÎл «ÐÅÃËÀÌÅÍÒ»

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

60www.надзоры.рф

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

Ñáîðíèê íîðìàòèâíûõ äîêóìåíòîâ

podpiska@tnadzor.ru

На правах рекламы

Æóðíàë

ЭНЕРГОНАДЗОР

На правах рекламы

На правах рекламы