en0710 by Denis Y

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

№ 7 (16), АВГУСТ, 2010 год

«Обследования в теплоэнергетике»

Алексей НЕПЛОХОВ, директор ООО НПП «ЭЛЕКОМ»:

«18-летний опыт, сертифицированные услуги, качество по ИСО 9001-2008, авторизованный сервис и рекомендации уважаемых клиентов дают возможность предприятию «ЭЛЕКОМ» оказывать энергосервисные услуги с максимальной эффективностью» с. 22

Журнал «ЭНЕРГОНАДЗОР» ежемесячное издание Директор Артем Кайгородов Руководитель проекта Лидия Макарова Коммерческий директор Светлана Пушкарь Выпускающий редактор Елена Шкребень И.о. редактора Екатерина Сидорова E-mail: еnadzor@bk.ru Дизайн и верстка Денис Порубов Корректор Ольга Виноградова Отдел рекламы Елена Демидова (руководитель), Евгения Бойко, Анастасия Каримова, Анна Лыжина, Елена Малышева, Алена Нуриева, Мария Панкстьянова E-mail: enadzor@tnadzor.ru Отдел подписки Екатерина Новоселова (руководитель), Мария Козеева, Елена Кононова, Наталья Королева, Таисья Кузьминых, Наталья Перескокова Е-mail: podpiska@tnadzor.ru Отдел продвижения Александра Коростелева (руководитель), Анна Сусловская E-mail: pr@tnadzor.ru

Свидетельство о регистрации ПИ № ТУ 66-00087 от 8 октября 2008 г. выдано Управлением Федеральной службы по надзору в сфере связи и массовых коммуникаций по Свердловской области. Учредитель ООО «ТехНадзор-Регионы» Адрес редакции: 620012, Екатеринбург, пл. Первой пятилетки Тел./факсы: (343) 253-16-08, 253-16-09, 253-89-89, 379-37-65 http://tnadzor.ru/enadzor/ Подписано в печать 30 августа 2010 г.

Отпечатано в типографии «Домино» Челябинск, ул. Ш. Руставели, 2 Тел.: (351) 254-75-55, 254-33-66 E-mail: cheldomino@mail.ru Заказ № 392 от 30 августа 2010 г. Тираж 5 000 экз.

От редакции Уважаемые читатели!

Особое внимание в августовском номере журнала «ЭНЕРГОНАДЗОР» редакция уделяет вопросам электрооборудования, ведь надежность работы, к примеру, отдельно взятого трансформатора или преобразователя — залог стабильности всей энергосистемы. Специалисты ООО «Тольяттинский Трансформатор» делятся опытом о том, как, применяя эффективные конструктивные решения и современную технику, обеспечить высокое качество и энергоэффективность трансформаторов и вплотную приблизиться к решению задачи по созданию экономичного необслуживаемого трансформатора со сроком службы не менее 30 лет. Как известно, один из основных показателей надежности трансформатора в эксплуатации — его стойкость при коротком замыкании. Однако испытания на стойкость при КЗ трансформаторов мощностью выше 2,5 МВА в России практически не проводятся уже около 20 лет. О том, как это отразилось на качестве трансформаторов, рассказывает Анатолий Панибратец, заместитель генерального директора ФГУП «Всероссийский электротехнический институт им. В. И. Ленина». В продолжение, пожалуй, самой актуальной на сегодняшний день темы — энергоэффективности — мы подготовили подборку статей, касающихся практического аспекта этого вопроса: определения обоснованной стоимости работ по проведению энергоаудита и существующих барьеров в области энергосбережения. Россия располагает самым большим в мире ветропотенциалом. Значительная его часть находится на берегах, но и территорий с высокой плотностью населения, располагающих необходимым для строительства промышленных ветростанций потенциалом, достаточно. Дело за малым: реализовать этот потенциал. О том, как этот вопрос решается на законодательном уровне, сообщает вице-президент РАВИ Анатолий Копылов. Благодарим вас, уважаемые читатели, за интерес, проявленный к рубрике «Вопрос—ответ». В этом номере мы подготовили для вас новую «порцию» ответов на присланные вами актуальные вопросы. Ждем новых писем и звонков.

До новых встреч на страницах журнала!

С уважением, Екатерина СИДОРОВА, и.о. редактора журнала «ЭНЕРГОНАДЗОР»

Содержание с. 15

Актуально События, факты, комментарии. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4 Электрооборудование Эффективность. Залог стабильности энергосистемы . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6 Специалисты ООО «Тольяттинский Трансформатор» делятся опытом о том, как, применяя эффективные конструктивные решения и современную технику, обеспечить высокое качество и энергоэффективность трансформаторов и вплотную приблизиться к решению задачи по созданию экономичного необслуживаемого трансформатора со сроком службы не менее 30 лет.

Стандартизация. Испытанный — значит, надежный . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8 Как известно, один из основных показателей надежности трансформатора в эксплуатации — его стойкость при коротком замыкании. Однако испытания на стойкость при КЗ трансформаторов мощностью выше 2.5 МВА в России практически не проводятся уже около 20 лет. О том, как это отразилось на качестве трансформаторов, рассказывает Анатолий Панибратец.

Решение. Средство сбережения . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12 В статье Вильмара Лукаса, научного консультанта КБ «Агава», рассмотрены типы управления, применяемые в частотно-регулируемых приводах, обозначен потенциал ЧП и сферы применения.

Большая энергетика Актуальный вопрос. Договорные отношения . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15 У сетевых и сбытовых компаний конечная задача одна: удовлетворить потребности клиента в надежном и бесперебойном электроснабжении в необходимых объемах. Однако между этими компаниями возникают противоречия, вызванные в основном несовершенством законодательной базы. Носят ли они антагонистический характер и можно ли избежать конфликтов?

Энергоэффективность и нормирование Перспективный метод. Зоркое око . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 18 В последнее время тепловизионная диагностика используется все чаще. Это неудивительно: эффективность и производительность тепловизионного метода контроля примерно в 25 раз выше визуального осмотра объекта. О возможностях данного метода — в статье Елены Герасимовой, начальника отдела научных исследований и внедрения энергоэффективных технологий ГБУ Свердловской области «Институт энергосбережения».

ЭНЕРГОНАДЗОР

Тема для дискуссии. Бег с препятствиями . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20 Необходимость повышения энергосбережения ясна всем. Однако при всем этом понимании широкомасштабные мероприятия по росту энергоэффективности в реальном секторе экономики до сих пор не реализовываются. О причинах и возможных решениях этого вопроса рассказывает Владислав Маряхин, заместитель директора ОГУ «Центр энергосбережения Ульяновской области».

Опыт. Обследования в теплоэнергетике . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22 Представители НПП «ЭЛЕКОМ» обобщают солидный опыт работы предприятия по проведению энергетических обследований котельного оборудования, тепловых электростанций малой мощности, тепловых сетей, энергогенерирующего оборудования и транспортных систем энергоресурсов.

Энергоаудит. Цена вопроса или вопрос цены? . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 24 Определение обоснованной стоимости работ по проведению энергоаудита — один из ключевых вопросов при заключении договоров на энергетическое обследование объектов. Практика показывает, что «прозрачно» обосновать свою цену, как правило, очень сложно, и тому есть веские причины.

Продолжая тему. Совместить необходимое с полезным . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 26 Все больше руководителей приходят к выводу, что энергоаудит — мероприятие не столько вынужденное, сколько необходимое для эффективного развития компании. Помочь заказчику обеспечить качественный энергоаудит объектов любой сложности готово ООО «РосТехСтандарт».

Энергетика и право На заметку. Как избавиться от субабонентов . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 27 Отношения между потребителем электроэнергии и субабонентом долгое время не были разрешены на законодательном уровне. Однако теперь законодательство, пусть далеко не идеально, но все же помогает разрешить некоторые спорные вопросы взаимоотношений «потребитель –субабонент». О том, каким образом, — читайте в статье Ивана Елисеева, руководителя практики «Энергетика и право» Агентства юридической безопасности «ИНТЕЛЛЕКТ-С».

Малая энергетика Законодательство. Есть поддержка? . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 30 Россия располагает самым большим в мире ветропотенциалом. Значительная его часть находится на берегах, но и территорий с высокой плотностью населения, располагающих необходимым для строительства промышленных ветростанций потенциалом, достаточно. Дело за малым: реализовать этот потенциал. О том, как этот вопрос решается на законодательном уровне, сообщает вице-президент РАВИ Анатолий Копылов.

Энергетика и образование Новый подход. Совершая осознанный выбор . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 34 Для придания большей направленности и эффективности процессам профессиональной ориентации учащихся средних школ в Институте электроэнергетики и информатики Российского государственного профессионально-педагогического университета разработана модель «пошагового развития» будущего специалиста электроэнергетической отрасли в системе «школа – колледж – вуз». Об этом интересном опыте — Светлана Федорова, директор Института электроэнергетики и информатики РГППУ.

Теплоэнергетика Разработки. Шах и мат износу элементов . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 36 Об исследованиях, позволивших организовать технологический процесс восстановления и упрочнения рабочих лопаток паровых турбин, рассказывают Анатолий Беляков, Алексей Горбачев (специалисты ОАО «ВТИ») и Момчило Дерета, директор ООО «Рума–Дем–Киев».

Обратная связь Вопрос–ответ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 38 Бизнес-предложение Справочник предприятий . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 40 № 7 (16), АВГУСТ, 2010 г.

Актуально | События, факты, комментарии ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТЬ Минэнерго подготовлен проект приказа по определению класса энергоэффективности многоквартирных жилых домов.

САМОРЕГУЛИРОВАНИЕ Минэнерго России приступило к формированию реестра СРО в области энергетического обследования. Первые три некоммерческих партнерства занесены в реестр саморегулируемых организаций в области энергетического обследования. Таким образом, вступил в действие Административный регламент исполнения Министерством энергетики Российской Федерации государственной функции по ведению государственного реестра саморегулируемых организаций в области энергетического обследования. Уведомления о внесении в Реестр СРО руководителям НП, первыми подавших документы для рассмотрения и принятия решения о внесении сведений о некоммерческой организации в Реестр, вручил директор Департамента государственной энергетической политики и энергоэффективности Минэнерго России Сергей Михайлов. Напомним, регистрация некоммерческой организации в качестве саморегулируемой организации в области энергетического обследования и внесение сведений о некоммерческой организации в Реестр осуществляется Минэнерго России в соответствии с Административным регламентом в целях реализации Федерального закона № 261-ФЗ «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации» от 23 ноября 2009 г. Согласно закону, деятельность по проведению энергетического обследования вправе осуществлять только лица, являющиеся членами саморегулируемых организаций в области энергетического обследования. Сведения о некоммерческих организациях, которые приобретут статус саморегулируемых организаций в области энергетического обследования, после осуществления всех необходимых административных процедур будут размещаться на сайте Минэнерго РФ разделе «Энергоаудит/ Реестр СРО».

В отличие от ранее принятых методик, оценка энергоэффективности осуществляется не по уровню затрат на отопление, а как совокупные затраты тепловой энергии на отопление, вентиляцию, горячее водоснабжение. Уровни удельного энергопотребления оговорены в Приказе Минрегиона № 262 от 28 мая 2010 г. Планируется установить 7 классов энергоэффективности жилых домов: A — очень высокий класс энергоэффективности; уровень удельного энергопотребления (УУЭ) ниже класса С более чем на 45%; B++ — повышенный; УУЭ ниже класса С на 36–45%; B+ — повышенный; УУЭ ниже класса С на 26–35%; B — высокий; УУЭ ниже класса С на 11–25%; C — нормальный; УУЭ относительно базового значения от +5 до -10%. D — пониженный; УУЭ выше класса С на 6–50%; E –– низкий; УУЭ выше класса С более чем на 51%. Также разработан «график» повышения энергоэффективности. В 2011 году разрешено вводить в эксплуатацию здания с классом энергоэффективности С и выше. С 2011 года — не ниже класса В, с 2016 — не ниже класса В+; с 2020 — не ниже класса В++. Проектирование зданий с классом энергоэффективности С, D и Е запрещено. Надзор за исполнением этого требования возложен на Госэкспертизу строительной документации. Органам государственной власти Российской Федерации поручается установить различное,

ЭНЕРГОНАДЗОР

по сути, стимулирование повышения энергоэффективности для разных классов энергоэффективности от В до А, создавать материальную заинтересованность проживания в таких домах. Минэкономразвития заявило о возможности применения специальных льготных тарифов для домов повышенной энергоэффективности. В то же время при снижении существующего уровня энергоэффективности возможно применение штрафных санкций.

РАЗВИТИЕ Сеть ресурсосберегающих мини-ТЭЦ планируется создать в 18 городах Оренбуржья. Оренбургская область приступает к реализации инвестиционного проекта в сфере малой энергетики под названием «200 МВт», в рамках которого планируется создать сеть мини-ТЭЦ на базе муниципальных котельных в 18 городах и районных центрах Оренбургской области, где имеется централизованное горячее водоснабжение. Это позволит сдержать темпы роста цен на электроэнергию для потребителей. Общая стоимость проекта — 12 млрд. рублей. При этом средняя стоимость строительства одной миниТЭЦ мощностью 6 МВт составляет около 350 млн. рублей. Кроме того, предстоит построить электросети от мини-ТЭЦ к подстанциям и объектам, провести ряд других сопутствующих работ. Срок окупаемости вложенных в строительство мини-ТЭЦ средств составит около 6–7 лет. При этом затраты топлива на ресурсосберегающих мини-ТЭЦ будут примерно на 20% ниже, чем у обычных. Размещение генерирующих мощностей в непосредственной близости от потребителя избавит от затрат на оплату услуг оптового рынка и тарифа на передачу электроэнергии по сетям, а также от инвестиционной составляющей на модернизацию сетей, которая влияет на рост конечной цены электроэнергии.

МИНЭНЕРГО Министерство энергетики РФ выступает за внедрение интеллектуальных сетей в России. Россия имеет большие перспективы развития интеллектуальных сетей, заявил министр энергетики РФ Сергей Шматко на встрече с журналистами после окончания заседания Правительственной комиссии по обеспечению безопасности электроснабжения, состоявшегося 17 августа 2010 года. «В нашей стране неплохо организована работа по возможностям внедрения Smart Grid — дальних сетей на территории Российской Федерации. На Санкт-Петербургском экономическом Форуме был проведен интересный круглый стол по вопросу развития интеллектуальных сетей. Данная тема очень перспективна. Она связана как с обеспечением надежного энергоснабжения, так и с вопросами энергоэффективности. Я уверен в том, что у интеллектуальных сетей большое будущее. У российских ученых есть интереснейшие предложения в этой области: под интеллектуальными сетями они подразумевают не только сети распределения и интерфейс, как это часто воспринимается на Западе, но и умное потребление. Более того, ученые предлагают распространить этот метод и на транспортировку электроэнергии на большие расстояния. Это очень грамотный подход. Мы точно будем двигаться в этом направлении», — подчеркнул Сергей Шматко.

№ 7 (16), АВГУСТ, 2010 г.

БЕЗОПАСНОСТЬ Регистраторы аварийных событий установлены на ПС 220 кВ в Кировской области. МЭС Урала установили микропроцессорные регистраторы аварийных событий на подстанциях 220 кВ в Кировской области. Работы выполнены в рамках программы реновации основных фондов. На эти цели направлено более 24 млн. рублей. Регистраторы аварийных событий позволяют фиксировать возникновение и развитие коротких замыканий в сети и с высокой точностью определять места повреждений, что способствует оперативности устранения их последствий. Кроме того, они фиксируют срабатывание высоковольтных выключателей, приборов релейной защиты и автоматики для дальнейшего анализа аварийной ситуации. В отличие от использовавшихся ранее электромеханических светолучевых осциллографов, они характеризуются более высокой точностью показаний, могут записывать и сохранять большие объемы информации в цифровом формате.

Электрооборудование | Эффективность

Залог стабильности энергосистемы Понимание того, что стабильность работы отдельного трансформатора — залог стабильности всей энергосистемы, позволяет рассматривать вопрос повышения качества и надежности трансформаторного оборудования как одно из основных направлений в реализации политики энергосбережения.

рименение эффективных конструктивных решений и современной техники обеспечивает высокое качество и энергоэффективность трансформаторов и дает возможность вплотную приблизиться к решению задачи по созданию экономичного необслуживаемого трансформатора со сроком службы не менее 30 лет. Существует несколько инструментов, позволяющих решить эту задачу: оптимизация их конструкции, совершенствование технологии, применение современных материалов. Подробно рассмотрим каждый элемент.

Оптимизация конструкций трансформатора

Иван ВОЛКОВ, инженер-конструктор 1-й категории ООО «Тольяттинский Трансформатор» Борис СМИРНОВ, главный конструктор по специальным трансформаторам и компонентам

Это мощный инструмент, использование которого позволяет не только уменьшить размеры трансформатора, но и существенно улучшить уровень потерь холостого хода. Возможность полноценного его использования обеспечивается с помощью современного программного обеспечения. На ООО «Тольяттинский Трансформатор» применяются такие программные продукты нового поколения, как системы твердотельного моделирования КОМПАС 3D, PRO/Engineer и система управления инженерными данными ЛОЦМАН-PLM. Программы математического моделирования включают в себя полный пакет программ расчета: электромагнитного, электродинамического и теплового, а также расчет электромагнитного поля и добавочных потерь, электростатического поля и изоляции и т. д. На стадии конструкторской проработки изделия создается виртуальная трехмерная модель трансформатора, на основе которой можно проверить геометрическую согласованность модели, выполнить проверку на предмет коллизий, сгенерировать основные чертежи, получить исходные данные для расчетов и смежных задач. И что самое важное, корректно построенная модель позволяет получить точные перечни оборудования, изделий и материалов, используемых в проектируемом изделии.

Совершенствование технологии и оборудования Снижение коэффициента увеличения потерь (КУП) при производстве изделия возможно при

Трансформатор ТДТН-40000 110-У1 условии совершенствования технологии изготовления трансформатора или при обновлении имеющегося оборудования. Нам удалось добиться снижения КУП до величины 1.1. Модернизация проводилась по следующим направлениям: • магнитопровод (линия поперечной резки электротехнической стали с автоматизированной сборкой стержней и ярем магнитных систем; линия продольной резки с автоматизированной заправкой и повышенной точностью реза); • обмотка (станок вертикальной намотки с РС управлением: контроль процесса в режиме реального времени); • металлоконструкции (линии плазменной и газовой резки по электронному чертежу, сварочные аппараты с синергетическим управлением, сварочные трактора, ленточнопильные станки с ЧПУ, вертикальный фрезерный станок, токарнофрезерная группа).

Использование современных материалов Электротехническая сталь составляет 30–35% от стоимости материалов и комплектующих в трансформаторе, поэтому ее влияние на технические и стоимостные характеристики очень велико. При прочих равных условиях повышенные удельные потери (W, Вт/кг) в электротехнической стали увеличивают затраты не только на ее закупку, но и на обмоточный провод, конструкционную сталь и трансформаторное масло.

ЭНЕРГОНАДЗОР

• внешние компоненты, приборы управления и защиты (переключающие устройства с глубокой регулировкой типа РНТА, MR, РС с износостойкостью, соответствующей требованиям ОАО «ФСК ЕЭС»; вводы с полимерной RIP и BRIT изоляцией; кабельные вводы для присоединения к КРУЭ; газовое реле Бухгольца с устройством отбора проб газа с уровня установки трансформатора; клапаны избыточного давления, защищающие трансформаторы от разгерметизации при внутренних повреждениях).

Шкаф автоматического управления системой охлаждения

Уровень энергоэффективности трансформаторов, а также их конструкция, технология, проектирование и изготовление зависят от характеристик электротехнической стали. Поэтому мы рассматриваем возможность применения электротехнической стали с улучшенными характеристиками: • удельные потери в электротехнической стали при индукции 1,7 Тл и частоте 50 Гц — W = 1,0-1,05 Вт/кг; в отдельных случаях (в зависимости от стоимости) потребуется электротехническая сталь с удельными потерями менее 0,9 Вт/кг; • минимальная магнитная индукция В = 1,8-1,9 Тл при напряженности магнитного поля 800 А/м (100 А/м по ГОСТ-21427.1-83), что позволяет проектировать трансформаторы с магнитной индукцией В≥1,75 Тл (российская сталь В≥1,65 Тл). Улучшение качества используемых материалов не сводится только к работе над совершенствованием характеристик электротехнической стали. Это комплексная работа по внедрению и использованию комплектующих и материалов. Она ведется в таких направлениях: • обмотка (применение транспонированных со склейкой и подразделенных проводов, современных высокотехнологичных слоевых конструкций, жесткого малоусадочного картона); • изоляция (производство изоляционных цилиндров из толстолистового горячепрессованного электрокартона и прессующих колец из ламинированного картона и других изоляционных деталей;

№ 7 (16), АВГУСТ, 2010 г.

Оптимизация конструкций трансформатора — мощный инструмент, использование которого позволяет существенно улучшить уровень потерь холостого хода

Не менее важным является вопрос контроля состояния трансформаторного оборудования в процессе эксплуатации. Специалистами ООО «Тольяттинский Трансформатор» разработан и проходит испытания новый шкаф автоматического управления системой охлаждения (ШАУСО), который является составляющей в развитии такого важного направления, как мониторинг состояния оборудования в процессе эксплуатации. ШАУСО позволяет: • более эффективно использовать систему охлаждения; • организовать непрерывное измерение и оценку состояния практически любых силовых трансформаторов; • продлить срок службы уже установленных трансформаторов. В процессе эксплуатации трансформатора ШАУСО регистрируются и сохраняются важные параметры системы, которые в дальнейшем используются конструкторами для анализа и наиболее эффективного расчета систем охлаждения. Кроме того, система дает возможность по оптическому волокну передавать данные в верхний уровень автоматической системы управления технологическим процессом подстанции. Основные свойства ШАУСО: • модульная структура построения, позволяющая гибко подбирать наборы датчиков и измеряемых параметров для каждого трансформатора; • база данных параметров трансформатора, доступная через web-интерфейс стандартного браузера; • автономность (он работает как часть трансформатора); • применение систем плавного пуска; это сокращает расходы на ремонт двигателей и системы охлаждения в целом.

ООО «Тольяттинский Трансформатор» 445601 Самарская область, г. Тольятти, ул. Индустриальная, 1 Тел./факсы: (8482) 72-74-27, 75-99-22, 75-99-33 (отдел продаж) E-mail: tez@infopac.ru www.transformator.com.ru

Электрооборудование | Стандартизация

Испытанный — значит, надежный Основные научно-технические проблемы силовых трансформаторов известны: потери (нагрев), электрическая прочность и стойкость при коротких замыканиях. Решение этих вопросов в значительной мере определяет как экономические показатели трансформаторов, так и параметры их надежности в эксплуатации. Существующая ситуация

Анатолий ПАНИБРАТЕЦ, заместитель генерального директора ФГУП «Всероссийский электротехнический институт им. В. И. Ленина» (Москва)

Современные тенденции энергетической эффективности, надежности и энергетической безо пасности, а также ценовое давление заставляют производителя и потребителя трансформаторного оборудования обратить более пристальное внимание на решение этих проблем. В эксплуатации находится более миллиона единиц таких трансформаторов общей мощностью около 1 000 ГВА. Применение принципиально новых технических решений, в первую очередь аморфных сталей для магнитопроводов, обеспечивает почти 5-кратное снижение потерь холостого хода. Потери электроэнергии на перемагничивание у магнитопровода из аморфного сплава, например Metglas 2605-S2, составляют 0,2–0,25 Вт/кг, а потери в сердечнике из обычной электротехнической стали — 0,8–1,2 Вт/кг; следовательно, экономия будет составлять в среднем около 1 Вт/кг.

Использование наряду с аморфными сталями токопроводящей ленты (фольги) для обмоток (а в перспективе высокотемпературных проводников — ВТСП) может дать экономию по потерям около 1 млрд кВт•ч в год. Технологические трудности (например, низкие механические свойства аморфной стали, не позволяющей использовать ее в качестве «конструктива» активной части) не помешали широкому использованию этого типа трансформаторов. Наиболее продвинулись в решении данной проблемы следующие страны: • США: производство энергосберегающих трансформаторов составляет 30% от общего выпуска силовых трансформаторов; • КНР: введена правительственная программа, согласно которой к 2012 году выпуск силовых трансформаторов с сердечниками из аморфной стали достигнет 12%; • крупнейшие европейские производители в течение 2009 года приступили к разработке опыт-

ЭНЕРГОНАДЗОР

Аргументы «за» и «против» проведения испытаний на стойкость при коротком замыкании

«ЗА»

«ПРОТИВ»

спытания — единственный способ подтверждения надежности оборудования, поскольку на сегодня расчетные методы покрывают лишь незначительную часть возможных деформаций, связанных с динамической стойкостью при КЗ. Например, расчет показывает большие осевые силы растяжения, критериев оценки прочности прессующей системы нет; однако испытания показали, что прессующая конструкция повреждена. В этой связи очень важен вывод руководителей крупнейшей в мире испытательной лаборатории больших мощностей КЕМА /10/ о том, что «…ни один из трансформаторов, повредившихся в эксплуатации, не подвергался испытаниям на стойкость при КЗ, зато большинство из них прошли процедуру «теоретического обоснования».

тсутствие успешно испытанных прототипов (испытания мощных трансформаторов практически не проводились около 20 лет). Даже четыре испытанных в 90-е годы трансформатора 25–40 МВА (кстати, не все успешно) не могут сегодня служить «прототипами», поскольку были испытаны более 10 лет назад.

тсутствие методов расчета новых конструкций и технологий. Появилось много новых, неаккредитованных производителей. Здесь следует отметить, что некоторые новые производители активно испытывают или планируют испытывать, в том числе за рубежом, свою продукцию. Это существенно повышает их конкурентоспособность. В значительной степени утерян опыт проектирования и производства на некоторых заводах. Общая беда — нехватка специалистов. Много лет не ведутся масштабные НИР по вопросам стойкости при КЗ.

ных образцов энергосберегающих трансформаторов на базе аморфной стали. В России трансформаторы из аморфных сталей не производятся. Еще один путь снижения потерь и повышения электрической прочности — применение транспонированного провода и новых изоляционных материалов, а также снижение уровня испытательных напряжений. К новым материалам можно отнести литую и комбинированную изоляцию (высокотемпературная изоляция используется только в наиболее нагретых точках), а также изоляцию обмоточных проводов типа «сетки». Стойкость при коротком замыкании (КЗ) наряду с электрической прочностью и нагре-

№ 6 (15), ИЮЛЬ, 2010 г.

еобходимость гармонизации с МЭК. Однако в МЭКе нет даже намека на чисто расчетный способ подтверждения стойкости при КЗ — должно быть проведено сравнение расчетных значений сил и напряжений с допускаемыми значениями, подтвержденными опытным путем.

аличие достоверных методов расчета. При этом имеются в виду методы ВЭИ (РЭСТ) и ВИТа (ELDINST). Эти методики действительно хорошо себя зарекомендовали для оценки стойкости при КЗ, но только стойкости обмоток и только конструкций «прошлого века». Ведь эти методики в части критериев стойкости на 90% основаны на результатах испытаний трансформаторов, моделей и анализе аварий. Новые конструкции и технологии, о которых говорилось выше, не учитываются данной методикой, поскольку нет их экспериментальной апробации. Кроме того, никаким расчетом не проверить качество производства. Возникает вопрос: зачем тогда вообще нужен расчет? Ответ прост: расчет необходим на стадиях проектирования, оптимизации конструкции, подготовки к испытаниям, при анализе результатов испытаний и аварий, но никак не на стадии приемки оборудования в эксплуатацию.

«У

нас все хорошо, отказов из-за повреждений при КЗ нет». Во-первых, в этом можно усомниться: данные эти не публикуются, статистика не ведется. Но «подпольно» сведения всплывают: технологические нарушения, связанные с недостаточной стойкостью при КЗ, есть, и число их растет. Во-вторых, большинство эксплуатируемых сегодня трансформаторов — это «надежные» трансформаторы 70–80-х годов, выпущенные в эпоху «расцвета» испытаний и исследований стойкости при КЗ.

вом является одним из основных показателей надежности трансформатора в эксплуатации. Однако, в отличие от норм электрической прочности и нагрева, которые подтверждаются полноценными заводскими высоковольтными и тепловыми испытаниями, испытания на стойкость при КЗ трансформаторов мощностью выше 2.5 МВА в России практически не проводятся уже около 20 лет и постепенно заменяются «расчетом». Причины, обычно выдвигаемые производителем: • технические трудности проведения испытаний (в мире есть всего несколько лабораторий, способных проводить испытания трансформаторов большой мощности), а иногда и просто отсутствие технической возможности (например,

Электрооборудование | Стандартизация Сравнение способов демонстрации стойкости при КЗ Способ демонстрации стойкости при КЗ

Примечание

Результат СССР (60–80-е годы), ГОСТ 11677-88

Испытания

Допускалось сравнение с успешно испытанным прототипом

Из-за высокой аварийности при КЗ в стране выполнялись масштабные работы по обеспечению динамической стойкости трансформаторов: строительство испытательных стендов и массовые испытания трансформаторов и моделей, проведение НИР, разработка норм и методик расчета, улучшение технологии, применение новых материалов, подготовка специалистов. Выполнение этой государственной программы привело в конце 80-х к резкому сокращению повреждений при КЗ и улучшению ситуации с надежностью трансформаторов. Положительные последствия этого мы ощущаем до сих пор: аварийность при КЗ «тех трансформаторов» относительно невелика. В конце 80-х годов, когда уже был накоплен солидный опыт испытаний и прототипов, а стенды перестали справляться с объемом испытаний, была принята поправка к ГОСТу, которая просто перекладывала ответственность за отказ от приемочных испытаний на «основного потребителя» — Минэнерго (примечание 1 к п. 6.3 ГОСТ 11677: «При согласии основного потребителя допускается не проводить испытания на стойкость при коротком замыкании»). К сожалению, в 90-е годы в связи с размытостью понятия «основной потребитель» каждый покупатель трансформатора стал считать себя «основным» и отказываться от испытаний

Россия (1992–2010), ГОСТ Р 52719-2007 (вместо ГОСТ 11677) Испытания

Испытания мощных трансформаторов практически не проводятся. В результате практически исчезли успешно испытанные прототипы

Испытано всего 4 трансформатора 25–40 МВА, в несколько раз сократился объем испытаний распределительных трансформаторов. Прекратили существование два самых мощных испытательных стенда: в Тольятти и в Екатеринбурге

Расчетное подтверждение стойкости

Имели место и формальные нарушения при разработке и введении этого стандарта: не учтено мнение специалистов по динамической стойкости, ТК-37, основных потребителей и МЧС. Проигнорирован тот факт, что Россия голосовала против принятия МЭК 60076-5 именно по причине относительной «мягкости» в части стойкости при КЗ. Единственная «победа» специалистов и ТК-37 — введение в окончательную версию ГОСТа ограничения по мощности на применение расчетного обоснования — только выше 40 МВА

Этот пункт исключил испытания на стойкость при КЗ из разряда приемочных, переведя их в разряд «экзотических». Фактически, отменив испытания, стандарт отменил или, по крайней мере, существенно отдалил перспективу строительства испытательных стендов и возобновление испытаний в будущем. Есть все основания полагать, что из-за фактического прекращения испытаний надежность вновь вводимых трансформаторов снизилась. Причины: появились новые конструкции и материалы, не проверенные испытаниями; существующие эмпирические методики расчета устарели и не модернизируются; заводы осваивают новые, не свойственные им типы и конструкции; появились новые поставщики, вырос импорт; увеличилось количество вводимых трансформаторов. Благодаря усилиям специалистов ситуация постепенно меняется. В декабре 2009 года принято правительственное решение о необходимости создания сети государственных испытательных центров по соответствующим видам энергетического оборудования

Испытания

Допускается снижение требований, например, по току (учитывая квадратичную зависимость сил от тока, это позволяет за счет нескольких процентов реактанса реальной сети существенно снизить испытательные требования)

Теоретическое обоснование

Должно быть проведено полноценное расчетное сравнение с успешно испытанным прототипом (одним или несколькими) близкой мощности либо (при отсутствии прототипа) должно быть на основе опытных данных доказано, что производитель «умеет делать динамически стойкие трансформаторы»

Сравнение с успешно испытанным прототипом

Стандарт МЭК 60076-5, 2006 год

Существующая в мире мощная конкуренция (потребитель отдает предпочтение заводу, имеющему положительный опыт испытаний) заставила основных производителей испытать все свои конструкции, создать прототипы, накопить опыт и утвердить «демократичный» стандарт. Новые производители (Корея, Китай, Индия) проводят массовые испытания, строят новые испытательные лаборатории. Например, Индийская государственная сетевая компания объявила международный тендер на проектирование мощного сетевого испытательного стенда

ЭНЕРГОНАДЗОР

трансформаторы трехфазной мощностью более 800 МВА); • испытания на стойкость при КЗ мощных трансформаторов относительно дороги, поскольку связаны с транспортировкой трансформатора к месту испытаний; • наличие существенного риска повреждения трансформатора при испытаниях, чего, естественно, опасаются производители. Стойкость трансформатора при КЗ не может быть подтверждена расчетом «по определению» (так же как и его электрическая прочность и нагрев), поскольку зависит не только от физических, но и от производственных и «человеческих» факторов: конструкции, технологии, опыта и культуры производства и т. д. Поэтому, несмотря на относительную дороговизну (относительную — потому что стоимость испытаний с учетом доставки существенно меньше стоимости мощного трансформатора и несоизмерима с возможным ущербом от аварии и нарушения энергоснабжения), испытания остаются единственным достоверным способом подтверждения стойкости при КЗ Имеются разные способы разрешения противоречия между необходимостью проводить испытания и отсутствием технической, экономической или другой возможности не делать этого.

Предложения 1. Программа максимум Изменить ГОСТ Р 52719-2007 в части приоритета испытаний. Создать новый мощный испытательный стенд, желательно сетевой. Варианты: бывшая площадка МИС в Тольятти или вблизи крупной ГЭС (сетевой), филиал ВЭИ в Истре (генераторный). Интересен такой вариант — вблизи или на территории крупной узловой подстанции. Сроки создания стенда — 3–4 года. Инвестиции: государство и основные потребители: ФСК, РЖД, Газпром, Росатом, а также заводы. 2. Программа минимум (до начала реализации программы максимум) Необходимо испытывать все новые трансформаторы мощностью до 40 МВА, а пока есть возможность — и выше. Восстановить испытания моделей. Увеличить гарантийный срок на трансформаторы, стойкость которых не подтверждена испытаниями. Можно рассмотреть вопрос о снижении испытательных норм по току и возможность в некоторых случаях проведения испытаний непосредственно на месте установки (при наличии технической возможности и гарантии поставщика трансформатора компенсировать возможный ущерб). По мере возможности модернизировать методики расчета на основе проведенных испытаний. В этом направлении кое-что уже делается: ВЭИ на основе испытаний разрабатывает методику расчета трансформаторов с обмотками из фольги (ленты), используя средства Тольяттинского завода и госбюджета. Необходимым условием обеих программ является предоставление разработчикам расчетных методик данных по трансформаторам, подвергавшимся воздействиям КЗ в эксплуатации.

№ 7 (16), АВГУСТ, 2010 г.

Александр ЛУРЬЕ, ведущий научный сотрудник ФГУП «Всероссийский электротехнический институт им. В. И. Ленина», кандидат технических наук, Лауреат премии Правительства РФ в области науки и техники: «ГОСТ Р 52719-2007, по существу, не учитывает потребности потребителей в надежном использовании электроэнергии, позиции противопожарных служб и других служб МЧС, обеспечивающих ликвидацию последствий аварий в энергетике. Этот стандарт отменяет оправдавшую себя на практике в прошлом веке систему обеспечения безопасности и надежности трансформаторов при коротких замыканиях. Вместо нее дается новая система, отменяющая типовые испытания мощных трансформаторов на стойкость при КЗ с заменой их на расчеты «по методике изготовителя» (то есть фактически по любой удобной и никем не контролируемой методике) и ссылки на испытания прототипов, в качестве которых могут быть использованы протоколы испытаний любой давности (а это не стимулирует разработку новых конструкций трансформаторов). Новая система противоречит мнению авторов разрушенной системы — специалистов ВЭИ, НИЦ ВВА. Новая система профессионально ошибочна и технически не обоснована. Ее авторы ни разу не участвовали в испытаниях, расчетах, разборах аварий, не имеют научных трудов по этой тематике. Применение их системы не подготовлено: например, методика расчета стойкости при КЗ просто отсутствует в природе, сейчас есть только методики оценки стойкости обмоток, да и то устаревшие, неподтвержденные испытания новых конструкций (испытания показали, что около половины трансформаторов повреждается или получает серьезные замечания). Стремление авторов «сблизиться со стандартом МЭК» не выдерживает никакой критики, поскольку в стандарте МЭК отсутствует чисто расчетный способ подтверждения стойкости. Данный стандарт фактически на многие годы закрепляет существующую ситуацию, когда практически и юридически полностью прекращены испытания мощных трансформаторов. Он исключает даже в отдаленной перспективе развитие испытательных лабораторий и создание новых стендов, НИР, совершенствование конструкций и так далее. На заводах существенно снижен уровень расчетов и производства динамически стойких трансформаторов. И в эксплуатацию лавиной идут, с одной стороны, отечественные трансформаторы, надежность и безопасность которых не подтверждена испытаниями, а с другой — такие же ненадежные зарубежные трансформаторы. На их пути, открытом созданной чиновниками ущербной системой сертификации и аттестации на базе нового стандарта, осталось только несколько опытных специалистов, которые не в силах остановить этот поток».

Электрооборудование | Решение

Средство сбережения Электрический привод с асинхронным двигателем является самым распространенным видом привода технологических машин и механизмов. В настоящее время асинхронные двигатели потребляют 75% всей производимой в мире электроэнергии. Асинхронные электроприводы машин и механизмов, используемых в жилищно-коммунальном хозяйстве России, расходуют более 30% всей вырабатываемой в стране энергии.

Управляя частотой

Вильмар ЛУКАС, научный консультант КБ «Агава» (Екатеринбург), профессор, кандидат технических наук

Основными недостатками асинхронных электродвигателей долгое время оставались сложность и неэкономичность регулирования их частоты вращения, а плавное регулирование двигателей с короткозамкнутым ротором было практически невозможно. В то же время необходимость регулирования частоты вращения была особенно важна для привода механизмов, применяемых для изменения расходов и работающих с переменной нагрузкой. В последние десятилетия, с развитием силовой полупроводниковой и микропроцессорной техники, стало возможным создание устройств частотного регулирования электроприводов с

асинхронными двигателями. Эти устройства позволили экономично и точно управлять скоростью и моментом двигателя, избавиться от дросселирования производительности насосов и вентиляторов при помощи вентилей и заслонок, от применения неэкономичных гидромуфт, а также сложных и дорогостоящих приводов постоянного тока. В наиболее распространенном частотнорегулируемом приводе (ЧП) на основе асинхронного двигателя с короткозамкнутым ротором применяются два вида управления — скалярное и векторное. При скалярном управлении одновременно изменяют частоту и амплитуду подводимого

ЭНЕРГОНАДЗОР

к двигателю напряжения. Так как автономное изменение частоты питающего напряжения приводило бы к отклонению максимального и пускового моментов двигателя, КПД и коэффициента мощности привода от их расчетных значений, то для поддержания требуемых рабочих характеристик двигателя необходимо одновременно с изменением частоты изменять по определенному алгоритму и амплитуду напряжения. При этом частота является независимым воздействием, а соответствующую ей амплитуду определяют исходя из того, как при изменении частоты должны изменяться форма механической характеристики и максимальный момент привода. В существующих преобразователях частоты при скалярном управлении чаще всего поддерживают постоянным отношение максимального момента двигателя к изменяющемуся моменту сопротивления на валу. Скалярное управление используется для электроприводов с диапазоном регулирования частоты вращения до 1:40, без использования датчика обратной связи. Векторное управление позволяет существенно увеличить диапазон и точность регулирования, повысить быстродействие электропривода. Этот метод обеспечивает непосредственное управление вращающим моментом двигателя. Вращающий момент определяется током статора, который создает возбуждающее магнитное поле. При непосредственном управлении момен-

том необходимо изменять, кроме амплитуды, фазу статорного тока, то есть вектор тока. Векторное управление с датчиком обратной связи по скорости обеспечивает диапазон регулирования до 1:1000 и выше, точность регулирования по скорости — сотые доли процента, точность по моменту — единицы процентов. Менее дорогим является частотнорегулируемый электропривод с векторным управлением без датчика обратной связи скорости, однако управление при этом требует большего объема и высокой скорости вычислений, производимых управляющим контроллером привода.

Наибольший экономический эффект достигается при использовании

ЧП

для регулирования потоков жидкостей и газов по трубопроводам

Потенциал и сферы применения Электротехнические компании (например, КБ «Агава») предлагают ряд серий современных частотных преобразователей с широким диапазоном мощностей и достаточно большим «разбросом» по ценам. На базе преобразователей можно создавать гибкие системы электропривода и регулирования технологических параметров. Преобразователи легко встраиваются в существующие системы практически без остановки управляемого технологического процесса, легко модифицируются и адаптируются в соответствии со всеми аспектами их применения. Широкий диапазон мощностей и различные варианты систем управления позволяют подобрать решения для многих задач управления.

ЧП «ERMAN» обеспечивают: • экономию электроэнергии от 20 до 60% ООО «КБ «АГАВА» предлагает бюджетные частотные преобразователи (ЧП) «ERMAN» для управления двигателями насосов, вентиляторов, дымососов, компрессоров, формовочных машин и др. на предприятиях ЖКХ, теплоэнергетики, металлургии и машиностроения и других отраслей

• экономию воды (для насосов) до 15% • многократное снижение пусковых токов двигателей • исключение гидравлических ударов в системе • повышение производственной безопасности и снижение вероятности аварийных ситуаций • снижение затрат на обслуживание оборудования и продление срока его эксплуатации • возможность точной настройки режима работы технологических систем Возможна реализация по схемам рассрочки платежа, лизинга, участия в распределении прибыли от экономии энергоресурсов

ООО «КБ «АГАВА» г. Екатеринбург, ул. Бажова, 174, тел. (343) 262-92-76 (отдел сбыта) Е-mail: erman@erman.ru, erman@kb-agava.ru, www.erman.ru

№ 7 (16), АВГУСТ, 2010 г.

Электрооборудование | Решение Зависимость потребления электроэнергии от расхода носителя

На базе преобразователей можно создавать гибкие системы электропривода и регулирования технологических параметров

Частотные преобразователи дают возможность регулировать частоту трехфазного напряжения питания управляемого двигателя в пределах от нуля до нескольких сотен Гц. Разгон и торможение двигателя осуществляются плавно, при необходимости по линейному закону от времени. Время разгона и торможения можно варьировать от сотых долей секунды до 1 часа. Возможен реверс двигателя с плавным торможением и плавным разгоном до заданной скорости противоположного направления. При разгоне преобразователи могут обеспечивать значительное увеличение пусковых и динамических моментов. В преобразователях, как правило, предусматриваются настраиваемые электронные системы защиты двигателей от перегрузки по току, перегревов, утечек тока на землю и обрывов линий питания двигателей. Наиболее совершенные частотные преобразователи — с векторным управлением — обеспечивают возможность работы привода с полным моментом двигателя в области нулевых частот, позволяют поддерживать скорость при переменной нагрузке без датчиков обратной связи, точно контролировать момент на валу двигателя. Частотный пуск управляемого двигателя обеспечивает его плавный, без повышенных пусковых токов и механических ударов, разгон, что снижает нагрузку на двигатель и связанные с ним передаточные механизмы, увеличивает срок их эксплуатации. При этом возникает возможность снижения мощности приводных двигателей по условиям пуска. Встроенные микропроцессорные ПИДрегуляторы позволяют реализовать системы регулирования скорости управляемых двигателей и связанных с ними технологических процессов. При использовании современных частотных преобразователей достигается существенная (от 20 до 80%) экономия электроэнергии, особенно при установке ЧП в таких устройствах, как насосы, вентиляторы, компрессоры, центрифуги и т. п. Наибольший экономический эффект достигается при использовании ЧП для регулирования потоков жидкостей и газов по трубопроводам, что до недавнего времени осуществлялось толь-

ко при помощи задвижек и регулирующих клапанов. Эффективность регулирования подачи жидкости путем изменения частоты вращения рабочего колеса насоса (вместо дросселирования потока с помощью задвижки) проиллюстрирована графиком. На сегодня изделия некоторых российских производителей (в частности, ЧП «ERMAN», выпускаемые КБ «Агава») имеют достаточно высокие конкурентные характеристики. Мало в чем уступая, а зачастую и превосходя зарубежные аналоги, лучшие отечественные ЧП успешно применяются на предприятиях ТЭК и в ЖКХ, в нефтяной и газодобывающей промышленности. Чаще всего ЧП используются для повышения эффективности работы таких машин и механизмов, как насосы горячей и холодной воды в системах водо- и теплоснабжения, песковые и пульповые насосы в технологических линиях обогатительных фабрик, рольганги, конвейеры, транспортеры и другие транспортные средства, дозаторы и питатели, лифтовое оборудование, дробилки, мельницы, мешалки, экструдеры, центрифуги различных типов, линии производства пленки, картона и других ленточных материалов, оборудование прокатных станов и других металлургических агрегатов, приводы буровых станков, электробуров, бурового оборудования, электроприводы станочного оборудования, высокооборотные механизмы, экскаваторное и крановое оборудование, а также механизмы силовых манипуляторов. Анализ процессов развития технологических параметров и расширения сфер применения ЧП в России и за рубежом за последние двадцать лет показывает, что частотные преобразователи имеют достаточно серьезные перспективы и далеко не полностью раскрытый потенциал. В обозримом будущем ЧП могут стать еще более эффективным средством энергосберегающей модернизации в электротехнике. Уделяя необходимое внимание этому вопросу, российские производители электрооборудования получат возможность укрепить свои конкурентные позиции и найти инновационные решения имеющихся в этой отрасли проблем.

ЭНЕРГОНАДЗОР

Большая энергетика | Актуальный вопрос

Договорные отношения У сетевых и сбытовых компаний конечная задача одна: удовлетворить потребности клиента в надежном и бесперебойном электроснабжении в необходимых объемах. Однако между этими компаниями возникают противоречия, вызванные в основном несовершенством законодательной базы. Носят ли они антагонистический характер и можно ли избежать конфликтов в принципе? Договор оказания услуг по передаче электрической энергии Отношения между сетевыми и сбытовыми компаниями оформляются договором. Разногласия между указанными выше агентами могут появиться как на этапе заключения договора, так и во время исполнения ими обязательств, предусмотренных этим документом. На этапе заключения договора сторонам (энергосбытовой и сетевой компаниям) необходимо договориться о следующих важных моментах: • выбрать тариф на услуги по передаче (одноставочный или двухставочный); • в случае выбора двухставочного тарифа — договориться о том, как определять объемы мощности и в какие сроки производить расчеты; • согласовать заявленный объем мощности. На этапе исполнения договора возникают разногласия по следующим вопросам: • организации и использования коммерческого учета на розничном рынке электроэнергии; • формирования объемов полезного отпуска и услуг по передаче, в том числе и в отношении объемов так называемого «бездоговорного потребления»; • ответственность за качество услуг по передаче, порядок рассмотрения претензий и возмещения причиненного ущерба. Современное законодательство регулирует вышеперечисленные аспекты следующим образом.

Светлана СЫСОЕВА, управляющий директор ОАО «Коми энергосбытовая компания»

№ 7 (16), АВГУСТ, 2010 г.

Выбор тарифа на услуги по передаче электрической энергии между гарантирующим поставщиком, энергосбытовой организацией и распределительной сетевой организацией Согласно п. 58 Постановления Правительства РФ № 109 «О ценообразовании в отношении электрической и тепловой энергии в РФ» от 26 февраля 2004 года, выбор тарифа — это право потребителя. Однако в действующих нормативно-правовых актах право выбора тарифа в отношениях РСК — ГП, РСК — территориальная сетевая организация (ТСО) не установлено. Не содержится в нормативных документах и четкого указания на право какой-либо стороны выбирать один из двух видов тарифа в рамках договора оказания услуг по передаче электрической энергии. Поэтому возникающая арбитражная практика по

такого рода спорам противоречива и не решает данную проблему. Определение заявленной мощности для договора оказания услуг по передаче электрической энергии Понятие «заявленная мощность» прописана в «Правилах недискриминационного доступа к услугам по передаче электрической энергии и оказания этих услуг» (утверждены Постановлением Правительства РФ № 861). Согласно п. 2 «Правил…», заявленная мощность (ЗМ) — предельная величина потребляемой в текущий период регулирования мощности, определенная соглашением между сетевой организацией и потребителем услуг по передаче электрической энергии. Из данного определения вытекает обязанность сетевой организации обеспечить возможность использования потребителем всей величины заявленной мощности в любой момент в течение срока действия договора на оказание услуг по передаче электроэнергии. Условие о величине заявленной мощности, в пределах которой сетевая организация принимает на себя обязательства обеспечить передачу электрической энергии в указанных в договоре точках присоединения, — одно из существенных условий договора оказания услуг по передаче электрической энергии. В зависимости от того, смогли стороны договориться о величине заявленной мощности или нет, возникают различные последствия, а именно: • если ЗМ согласована сторонами, то потребитель (в нашем случае энергосбытовая или смежная территориальная сетевая организация) имеет возможность в любое время принимать электроэнергию по заявленной мощности и, следовательно, должен ее оплачивать (определение Высшего арбитражного суда РФ от 8 июня 2010 г. № ВАС-6731/10); • если ЗМ не согласована сторонами, то существенное условие договора отсутствует и оплате подлежит фактическое значение мощности (п. 136 ПФРР № 530, Постановление ФАС Уральского округа от 7 декабря 2009 г. № А60-8371/2009). Но в данном случае необходимо понимать, что задача определения фактического количества переданной по договору оказания услуг мощности практически нереализуема, особенно если

Большая энергетика | Актуальный вопрос Плата за мощность — это плата не за фактически поставленный товар,

а за возможность его поставить в любой час в требуемом объеме

речь идет о таком заказчике услуг, как гарантирующий поставщик. Как правило, нежелание многих энергосбытовых организаций и гарантирующих поставщиков рассчитываться за услуги по передаче энергии по двухставочному тарифу обусловлено рисками, возникающими при снижении объемов электропотребления. В данном случае действующие нормативные акты не содержат механизмов страхования рисков для заказчиков услуги. Если потребитель на розничном рынке платит гарантирующему поставщику (ГП) или энергосбытовой организации за фактический объем поставленной электроэнергии (мощности) и оказанных услуг по передаче, а также за 2 месяца до начала периода регулирования заявляет ГП договорные величины потребления электроэнергии/мощности и может их в последующем корректировать (п. 136 Правил функционирования розничных рынков), то сам ГП (или энергосбытовая организация), несмотря на то, что является, по сути, лицом, представляющим интересы потребителя в отношениях по передаче электроэнергии, заявленную мощность в течение года корректировать не имеет права (Правила недискриминационного доступа к услугам по передаче…). Таким образом, существует противоречие между понятием «мощность потребителей на розничном рынке» и «мощность по договору на услуги по передаче». Насколько оно критично и необходимо ли его ликвидировать? Для того чтобы ответить на данный вопрос, необходимо рассмотреть не правовые аспекты в том виде, как их трактуют различные арбитражные суды, а саму суть понятия заявленной мощности как инструмента страхования рисков. Впервые плату за мощность применили производители электрической энергии, так называемые «генераторы». С экономической точки зрения плата за мощность представляет собой компенсацию затрат производителей («генераторов») на обеспечение работы генерирующего оборудования. Позднее данный инструмент страхования экономических рисков стал применяться и в отношении электросетевых компаний, также несущих большую долю условно-постоянных затрат, связанных с необходимостью поддерживать возможность передачи мощности, которую могут потребить субъекты розничного рынка. Т. е. плата за мощность — это плата не за фактически поставленный товар, а за возможность его поставить в любой час в требуемом объеме. Де факто проблема с двухставочным тарифом на услуги по передаче заключается в том, что при наступлении рисков изменения структуры потребления или снижении объемов электропотребления в периоде тарифного регулирования гарантирующий поставщик несет убытки как единственное незащищенное звено в цепи отношений, начиная от производства электроэнергии до ее реализации конечному потребителю. Прямые договоры на услуги по передаче электроэнергии Еще один вопрос, требующий тщательного рассмотрения, — прямые договоры, которые заключают с потребителями гарантирующего поставщика электросетевые компании. Зачем

нужны прямые договорные отношения сетевой компании? На сайте интернет-приемной ОАО «МРСК Центра», филиал «Белгородэнерго», размещена такая информация: «Решение МРСК о переходе на прямые договоры исходит из реализации стратегии реформирования «РАО ЕЭС» и создания конкурентного рынка поставок электроэнергии присоединенному к сети потребителю. Подготовка к данной работе началась в 2007 году. В фазу реализации кампания по заключению прямых договоров была переведена ОАО «Холдинг МРСК» в ноябре 2009 года». Формально МРСК декларируются следующие цели1: • создать конкурентный рынок поставок электроэнергии всем присоединенным к сети потребителям; • сделать прозрачным для потребителя механизм формирования стоимости покупки электроэнергии, т. к. сетевая составляющая оплачивается по отдельному договору и установлена в регионе регулятором; • снизить риски неплатежей «МРСК Центра» от одного заказчика услуги по передаче электрической энергии; • организовать прямое технологическое взаимоотношение на розничном рынке электроэнергии как основного элемента по обеспечению надежности энергоснабжения в регионе; • повысить устойчивость региональной энергетики при банкротстве гарантирующего поставщика; 1

www.clientbelenergo.ru/service/delivery/pryamie_dogovori.

ЭНЕРГОНАДЗОР

• снизить финансовую нагрузку на регион при ликвидации последствий банкротства генерирующих поставщиков и сбытовых компаний. Заключая договор купли–продажи, потребитель якобы получает «особые условия» обслуживания. Фактически же происходит следующее: • увеличиваются риски перекрестного субсидирования; • снижается оборотный капитал гарантирующего поставщика, т. к. «прямые договоры» заключаются исключительно с платежеспособными потребителями; • возникает проблема формирования объемов потребленной электроэнергии, как интервальных, так и интегральных, из-за отсутствия основания получения данных коммерческого учета от МРСК; • появляются тарифные риски, обусловленные невозможностью гарантирующего поставщика в отсутствие информации об уровне напряжения потребителей, заключивших прямые договоры на услуги по передаче с электросетевой компанией, представить в регулирующий орган корректную информацию о структуре потребления на очередной период тарифного регулирования; • возникает вопрос о возможности отключений потребителей-должников; отключение, ограничение и возобновление режима электроснабжения выполняются сетевыми организациями в отношении тех потребителей, чьи точки поставки (энергопринимающие объекты) включены в договор на услуги по передаче, заключаемый между ГП и сетями.

№ 7 (16), АВГУСТ, 2010 г.

Если сети заключают договоры напрямую, возникает ситуация, когда потребитель имеет два договора — один на покупку электроэнергии с ГП (договор купли-продажи), а другой — на услугу по ее передаче (с сетями). Соответственно, при наличии задолженности по одному из данных договоров ни гарантирующий поставщик, ни сетевая компания не вправе прекратить электроснабжение объектов должника, не нарушив права другой стороны. Что надо сделать на законодательном уровне, чтобы договор купли-продажи не создавал риски для ГП: • устранить правовые коллизии в части законодательства; • предусмотреть обязанность сетевой организации в части информационного обмена (коммерческий учет); • внести изменения в Методические указания 20-э/2 (о подаче заявки с учетом объемов по купле-продаже). Что надо сделать гарантирующим поставщикам, чтобы исключить мотивацию МРСК к заключению прямых договоров: • оплачивать услуги по передаче; • согласовывать значения мощности, которые сбыт оплачивает по двухставочному тарифу; • установить жесткую ответственность за качество и надежность поставки энергии. Кроме того, необходимо на законодательном уровне определить систему экономической ответственности, в которую были бы включены все субъекты отношений, в том числе РДУ, восстановить обязанность соответствия качества электроэнергии государственным стандартам, установить четкий порядок определения ущерба и его обоснования (сейчас этим занимается только суд), обязанность МРСК принимать ответственность в досудебном порядке. Гарантирующий поставщик должен принять на себя ответственность за возмещение ущерба перед потребителем, а затем транслировать ее виновнику. Но для того, чтобы это было реализовано, гарантирующий поставщик должен быть наделен правом предъявления претензий к виновнику нарушения надежности.

Процесс реформирования энергетики должен был решить задачу повышения эффективности процессов производства, распределения и продажи энергии и мощности.

Однако сегодня экономические стимулы для реализации этой задачи либо отсутствуют в должной мере, либо

не мотивируют сетевые компании и сбытовые организации работать на качество и повышать

собственную эффективность

Процесс реформирования энергетики должен был решить задачу повышения эффективности процессов производства, распределения и продажи энергии и мощности. Однако на сегодняшний день экономические стимулы для реализации этой задачи либо отсутствуют в должной мере, либо не мотивируют сетевые компании и сбытовые организации работать на качество и повышать собственную эффективность. Несмотря на столь пессимистичный вывод, который фиксирует и обобщает реальное состояние отношений между сетевыми компаниями и гарантирующими поставщиками, существует устойчивое понимание проблем, а значит, можно определить пути их решения. Выход Федерального закона № 261 «Об энергосбережении…» создает реальные условия для сотрудничества сетевых компаний и гарантирующих поставщиков.

Энергоэффективность и нормирование | Перспективный метод

Зоркое око С выходом в 2003 году СНиП 23-02-03 «Тепловая защита здания», ужесточающего требования к теплотехническим характеристикам строительной конструкции зданий, большое значение приобрела необходимость проведения экспресс-диагностики тепловой защиты. Эту задачу можно решить при помощи тепловизионной диагностики.

Елена ГЕРАСИМОВА, начальник отдела научных исследований и внедрения энергоэффективных технологий ГБУ Свердловской области «Институт энергосбережения», кандидат технических наук

епловизионное обследование зданий — одно из направлений неразрушающего контроля за состоянием строительных ограждающих конструкций зданий и сооружений. В соответствии с классификацией методов неразрушающего контроля по ГОСТ 18353, в основе тепловизионных обследований лежит тепловой метод, предусматривающий регистрацию собственного инфракрасного излучения проверяемого объекта. Тепловизионная диагностика позволяет осуществлять контроль качества изоляции и герметичности здания, выявлять участки повышенного содержания влаги, проводить испытания наружных стен, покрытий, чердачных перекрытий, перекрытий над проездами, холодными подпольями и подвалами, ворот и дверей в наружных стенах, а также оконных и балконных дверных блоков и других ограждающих конструкций, разделяющих помещения с различными температурно-влажностными условиями. Метод дает возможность оперативно выявить нарушения теплозащитных ограждающих конструкций, возникшие в результате нарушения технологии изготовления строительных материалов, вследствие ошибок и нарушений при строительстве зданий, из-за неправильного режима эксплуатации, естественного старения материалов под воздействием погодных условий. Современные тепловизоры позволяют достаточно быстро и точно найти скрытые дефекты строительства — места протечек, «мостики» тепла и холода, дефекты панелей. Обнаружение скрытых дефектов основано на использовании принципа сравнения температурных полей текущей зоны контроля с эталонной бездефектной зоной. Благодаря оперативности, наглядности и дос товерности получаемых результатов тепловизи-

онное обследование строительных конструкций зарекомендовало себя как один из основных способов диагностики ограждающих конструкций не только непосредственно после завершения строительства, но и в период эксплуатации. Однако следует отметить, что тепловизионное обследование может дать лишь приближенную оценку теплопотерь, но, по сравнению со стандартными обследованиями, важными преимуществами тепловидения являются анализ теплопотерь по всем ограждающим поверхностям и возможность оценки вклада отдельных узлов конструкции в общие теплопотери. Количественные оценки могут быть существенно скорректированы при использовании контактных замеров с помощью датчиков тепловых потоков через ограждающие конструкции. Тепловые потери ограждающих конструкций зданий определяют на момент тепловизионной съемки, а затем экстраполируют на годовой период с учетом нормируемой температуры внутри помещения, средних климатических условий в данной местности и длительности отопительного сезона. Однако погрешность метода оценки теплопотерь может составлять до 30% от истинной величины.

ервые систематические исследования в области тепловизионной диагностики строительных конструкций были проведены в скандинавских странах. В период с 1980 по 2000 год за рубежом был выпущен ряд стандартов и методических документов по применению тепловидения в строительстве. В СССР первые исследования по теплопередаче в строительных конструкциях и их тепловизионной диагностике выполнялись исследовательскими организациями ВНИИ строительной физики, НИИ Мосстроя и др. Основные методические рекомендации по данному обследованию определены ГОСТ 26629

ЭНЕРГОНАДЗОР

Для получения достоверных значений температур ИК-термограмм необходимо проведение большого количества контактных замеров

«Метод тепловизионного контроля качества теплоизоляции ограждающих конструкций» и рядом ведомственных документов по теплотехническим обследованиям наружных конструкций зданий с применением тепловизионной техники. Согласно утвержденным методикам, понятие «тепловизионная диагностика» включает определение удельных и общих тепловых потерь, обнаружение скрытых дефектов строительства, определение сопротивления теплопередаче ограждающих конструкций. Как показывает практика, в среднем потенциал энергосбережения ограждающих конструкций типового панельного здания 1970 года постройки составляет 7–10%. Примечательно, что в большинстве случаев теплотехнические характеристики зданий, построенных до 1995 года, находятся на уровне требуемых и заложенных в проект постройки. При этом здания, построенные с 1996 года по настоящее время, очень редко имеют теплотехнические характеристики, удовлетворяющие требованиям ТСН 23-301-2004 Свердловской области, что, вероятно, обусловлено низким качеством строительства. Стоит отметить, что оценка сопротивления теплопередаче ограждающей конструкции по снятым ИК-термограммам является достаточно сложной инженерной задачей. Однозначной методики оценки данных ИК-термограмм для расчетов термического сопротивления теплопередаче строительной конструкции в настоящее время нет. Для получения достоверных значений температур ИК-термограмм, а также для определения корректирующих коэффициентов и измерения климатических параметров, оказывающих влияние на качество тепловизионной съемки объекта контроля, необходимо проведение большого количества контактных замеров.

№ 7 (16), АВГУСТ, 2010 г.

становлено, что эффективность и производительность тепловизионного метода контроля примерно в 25 раз выше простого визуального осмотра объекта. Однако полное тепловизионное обследование является достаточно высокозатратным мероприятием, так как требует наличия дорогостоящей аппаратуры и квалифицированного оператора-термографиста, имеющего уровень квалификации не ниже второгого по системе Ростехнадзора. Стоимость полного тепловизионного обследования здания со строительным объемом до 50 000 м3 составляет 100–120 тысяч рублей. Тем не менее тепловизионная диагностика теплотехнических характеристик строительных конструкций зданий, по-видимому, будет применяться все чаще, ведь по ее результатам во многих случаях возможно в сжатые сроки и с минимальными затратами предотвращать существенные потери тепловых ресурсов и электроэнергии. Есть основания полагать, что совершенствование методов тепловизионных обследований позволит оптимизировать и сделать более доступной для внедрения и широкого применения эту перспективную технологию мониторинга в сфере энергосбережения.

По результатам тепловизионной диагностики возможно в сжатые сроки

и с минимальными затратами предотвратить существенные потери тепловых ресурсов и электроэнергии

Жилое здание и его ИК-термограмма

Энергоэффективность и нормирование | Тема для дискуссии первых шагах — при определении его потенциала. При управлении «сверху» каждый участник из состава бюджетных или бюджетозависимых организаций отчетливо понимает, что лучше и выгоднее (для себя) иметь максимально низкий потенциал. В эту группу участников входят и большое количество так называемых регулируемых предприятий, вырабатывающих, транспортирующих и перерабатывающих энергетические ресурсы. Можно утверждать, что эта часть группы участников процесса повышения энергетической эффективности (а она составляет в совокупном потенциале до 70%) будет наиболее трудно управляемой. Как правило, эти предприятия — монополисты. Они объединены системой управления, уже закончили построение своей системы получения максимальных тарифных доходов, создали свою защиту от проникновения государственных интересов, начиная от тарифообразования и заканчивая экспертизой расходов и контролем за расходами.

Бег с препятствиями Необходимость повышения энергосбережения ясна всем. Однако при всем этом понимании широкомасштабные мероприятия по росту энергоэффективности в реальном секторе экономики до сих пор не реализовываются. Ни по одной из текущих задач, поставленных законом № 261-ФЗ, не принято решения со стороны ряда субъектов и ответственных лиц, которых закон обязывает произвести энергетическое обследование, на основании его результата определить потенциал энергосбережения и разработать мероприятия, обеспечивающие снижение затрат на потребляемые ресурсы.

Владислав МАРЯХИН, заместитель директора ОГУ «Центр энергосбережения Ульяновской области»

ледует отметить, что только определение потенциала энергосбережения позволит наиболее объективно сформировать программы энергосбережения, конечной целью которых в региональном масштабе является обеспечение 40% снижения энергоемкости ВВП к 2020 году — именно такая задача поставлена в Указе Президента РФ № 889. Вопрос, представляющий в начальной стадии управления энерго сбережением наибольшую сложность, — дифференцирование 40% снижения энергоемкости валового регионального продукта между большим количеством участников данного процесса. Очевидные сложности подстерегают организаторов управления энергосбережением уже на

бюджетной сфере низкие показатели энергоэффективности объясняются прежде всего отсутствием стимулов к энергосбережению как на уровне главных распорядителей бюджетных средств (ГРБС), так и подведомственных бюджетополучателей. В основном это связано с существующим механизмом планирования расходов на коммунальные услуги, которые формируются исходя из ранее достигнутых объемов бюджетного финансирования. В случаях, когда ГРБС демонстрируют значительный дополнительный прирост заявляемых расходов, требуются дополнительные обоснования. При этом в рамках бюджетного планирования отсутствуют требования по удельному снижению потребления энергоресурсов. Кроме того, в случае проведения учреждением мероприятий по энергосбережению получаемая вследствие этого экономия, как правило, изымается, и уровень бюджетного финансирования на следующий бюджетный цикл сокращается на величину этой экономии. В этих условиях стимулы к снижению потребления энергоресурсов по инициативе получателей бюджетных средств отсутствуют на всех уровнях бюджетной системы. Одновременно с вышеуказанными трудностями существует проблема финансирования энергосберегающих мероприятий, планируемых в бюджетной сфере. Работы по энергосбережению в силу специфики требуют определенных финансовых вложений, которые в течение длительного времени могут погашаться за счет получаемой экономии. Причем первоначальные вложения в закупку оборудования и реконструкцию объекта могут быть достаточно велики и покроются только в случае грамотной эксплуатации объекта. Из-за того, что эксплуатация объектов нередко осуществляется силами самих бюджетных учреждений, получение полного экономического эффекта от реконструкции невозможно по причине отсутствия грамотной эксплуатации комплекса оборудования. Затруднено привлечение стороннего инвестора для реализации проекта в области энергосбереже-

ЭНЕРГОНАДЗОР

ния с возвратом средств за счет части получаемой экономии на оплате коммунальных услуг (в рамках реализации механизмов государственночастного партнерства). Причины этого: • недостаток опыта заключения такого рода контрактов у бюджетных учреждений и ГРБС; • отсутствие необходимой нормативнометодической и договорной базы; • отсутствие сложившейся бюджетной практики. Таким образом, наряду с потребностью формирования системы стимулирования энергосбережения необходимо: • создание системы управления и контроля над этим процессом в бюджетной сфере; • решение задачи привлечения частных инвестиций для модернизации объектов бюджетной сферы. Основными направлениями работы для запуска механизмов энергосбережения в бюджетной сфере должны стать: • обеспечение условий для привлечения внебюджетных средств на основе механизмов государственно-частного партнерства; • формирование действенных стимулов к энергосбережению на всех уровнях бюджетной системы; • обеспечение системы мониторинга и контроля; • создание эффективной организационной, информационно-консультационной и образовательной поддержки реализации мероприятий в области энергосбережения.

е менее проблематична задача повышения энергоэффективности и в сфере производства и передачи энергетичес ких ресурсов. За время реформирования энергетики в ней произошли глубокие изменения в отношениях с потребителями. В абсолютном большинстве регионов России интересы потребителей устранены. К настоящему времени в процессах тарифообразования поставщики энергоресурсов занимают доминирующее положение. Результат, как говорится, налицо. Без контроля со стороны потребителей вырабатывающие, транспортирующие и сбытовые организации за короткий срок допустили значительное ухудшение своих производственных технико-экономических показателей, зато в такой же степени увеличились их расходы на содержание энергохозяйства и на оплату потерь. С момента разделения функций на транспорт и сбыт фактические потери ежегодно увеличиваются и составляют 40% и более. Это вынуждает сетевые организации необоснованно перечислять поставщику средства, предназначенные на ремонт электрохозяйства. Чтобы исправить сложившуюся ситуацию, необходимо прекратить практику оценки деятельности поставщиков по средневзвешенным показателям потерь, т. е. без разбивки по уровням напряжения.

ешение вышеперечисленных проблем связано с процессами выработки и транспортирования ресурсов, где, по мнению большинства специалистов, находится

№ 7 (16), АВГУСТ, 2010 г.

до 80% потенциала энергосбережения. Необходимо также вспомнить соотношение затрат на выработку ресурсов и на мероприятия, обеспечивающие их экономию, — 15:1. Однако в реальной экономике это соотношение пока неприменимо. Резонный вопрос: «Сможет ли российский потребитель решить поставленную на уровень национальной проблемы задачу снижения к 2020 году энергоемкости на 40% без участия субъектов энергетики?» Ведь это значит, что при теперешних темпах роста тарифов на каждую одну «прибавочную» долю стоимостного повышения расходов предприятий, функционирующих в сфере выработки и передачи ресурсов, потребитель должен «ответить» четырьмя долями сокращения (соотношение потенциалов энергосбережения между ними должно быть равным 80:20). Что касается соотношения затрат на экономию и на выработку ресурсов, потребителям нужно будет затратиться в 40 раз больше для обеспечения аналогичного конечного результата. Найдется ли достаточный потенциал для такого неравновесного баланса? Большинство низкозатратных мероприятий в сфере потребления уже реализованы, а на высокозатратные нужны источники, которых пока нет. Этими источниками должны стать средства, сэкономленные в результате энергосберегающих мероприятий, реализованных как предприятиями, производящими и передающими ресурсы, так и потребителями. Таким образом, процесс тарифного регулирования должен предусматривать профессиональное формирование энергоэффективных мероприятий, независимо от того, кто является исполнителем этих мероприятий — предприятие, вырабатывающее или потребляющее ресурсы, или выполняющее услуги по их передаче. Должен быть выстроен отдельный баланс снижения полезного отпуска, обеспечиваемого за счет энергосберегающих мероприятий.

В случае проведения учреждением мероприятий по энергосбережению получаемая вследствие этого экономия, как правило, изымается, и уровень финансирования на следующий бюджетный цикл сокращается на величину этой экономии

Энергоэффективность и нормирование | Опыт

Обследования в теплоэнергетике НПП «ЭЛЕКОМ» работает на рынке энергосбережения 18 лет и более 8 лет оказывает услуги по энергоаудиту. За этот период было обследовано более 300 объектов. В компетенции предприятия — обследования котельного оборудования, тепловых электростанций малой мощности, тепловых сетей, энергогенерирующего оборудования и транспортных систем энергоресурсов.

Алексей НЕПЛОХОВ, директор НПП «ЭЛЕКОМ» (Екатеринбург) Эльдар ГЯНДЖИЕВ, ведущий инженер отдела энергоаудита

Обследование котельного оборудования и тепловых электростанций малой мощности Предприятие «ЭЛЕКОМ» имеет большой опыт энергетических обследований котельного оборудования и тепловых электростанций малой мощности. Компанией были обследованы различные виды котельных, отличающихся между собой как набором теплогенерирующего оборудования, так и видом основного/резервного топлива. Определение потерь в котлах выполняется как расчетным, так и инструментальными методами. Основные проблемы, выявляемые при обследовании котельных, можно разделить на 2 категории: • связанные с высоким износом оборудования и низкоквалифицированным обслуживанием; эти недостатки характерны для угольных и газовых котельных малой мощности при бюджетных учреждениях, а также для котельных, присоединенная нагрузка которых значительно превышает их установленную мощность; • связанные с минимальным составом основного и вспомогательного оборудования (низкоэффективные горелки, отсутствие системы химводоподготовки подпиточной воды, утилизации низкопотенциального тепла, промывки котлов, отсутствие обмуровки и систем учета расхода твердого топлива, несоответствие мощности сетевых насосов присоединенной нагрузке, минимальный набор или отсутствие средств КИПиА и др.).

Тепловизионное обследование ограждающих поверхностей котельного агрегата

N-ская ГРЭС. Термограмма и фотоснимок объекта У большей части обследованных предприятием «ЭЛЕКОМ» котельных отсутствуют в необходимом объеме приборы учета вырабатываемой и отпускаемой тепловой энергии. Это не позволяет объективно оценивать себестоимость выработки тепловой энергии и, соответственно, эффективно влиять на ее снижение. Из-за этого расчеты с потребителями ведутся исходя из расхода топлива (при этом КПД котельной принимается максимальным), что на практике не соответствует действительности. Зачастую расход тепловой энергии на собственные нужды принимается котельной на основе нормативных документов и не имеет ничего общего с реальной ситуацией. Так, для газовой котельной норматив расхода тепловой энергии на собственные нужды — 2,39–2,32%. Подобные цифры на практике не встречаются. В действительности этот показатель — 15–50%. Наилучшие показатели у мощных котельных и малых ТЭЦ — 6–12%. Установленная мощность сетевых насосов на большинстве обследованных котельных значительно превышает расчетную. На некоторых объектах располагаемая тепловая мощность котельной значительно превышает присоединенную тепловую нагрузку, что приводит к перерасходу топлива при работе на пониженной нагрузке. В процессе обследования теплогенерирующих предприятий производится оценка соответствия установленной мощности котельной и присоединенной нагрузки.

ЭНЕРГОНАДЗОР

НПП «ЭЛЕКОМ» имеет опыт проведения расчетов баланса тепловой энергии в виде пара и горячей воды на котельных и ТЭЦ с большим количеством основного и вспомогательного оборудования. Эти расчеты проводятся при возникновении спорных ситуаций между энергоснабжающими компаниями и потребителями при отсутствии коммерческих приборов учета. Рекомендации по повышению эффективности работы котельных/ТЭЦ и тепловых сетей представлены в таблице. Обследование тепловых сетей Отдельной проблемой в системах теплоснабжения являются тепловые сети — в большинстве своем ветхие и разрегулированные. При их обследованиях выполняется расчет тепловых сетей с большим количеством потребителей на пропускную способность и определение фактической тепловой нагрузки с разработкой рекомендаций по оптимизации работы тепловой сети. Расчеты ведутся в специализорованной программе. В процессе работы создается электронная схема тепловой сети, которая передается заказчику для работы на ПК. При обследовании тепловых сетей большое внимание уделяется разработке рекомендаций, а именно выбору оптимального для конкретных условий температурного графика теплоснабжения группы потребителей, определение расчетной тепловой нагрузки, диаметров трубопроводов и ограничительных устройств на тепловых вводах потребителей, а также оптимальной мощности насосного оборудования, определение затрат электроэнергии на перекачку сетевой воды и др.

Обследование энергогенерирующего оборудования и транспортных систем энергоресурсов Значительная часть электрического оборудования подстанций, промышленных предприятий, системы передачи и распределения электроэнергии выработала свой ресурс, но продолжает эксплуатироваться. В связи с этим с каждым годом увеличиваются затраты на проведение комплексных обследований и диагностики. Аварийные повреждения, часто сопровождающиеся разрушением оборудования, приводят к нарушению электроснабжения и большому экономическому ущербу. Поддержание необходимой степени надежности оборудования обеспечивается системой технического обслуживания и ремонтов. Традиционные методы контроля оборудования в основном ориентированы на необходимость вывода его из работы. В этом отношении тепловизионная диагностика позволяет производить оценку его теплового состояния в процессе эксплуатации и выявлять многие дефекты на ранней стадии. Тепловизионное обследование котельных и тепловых станций позволит: • выявить места тепловых потерь и дефекты электрооборудования; • определить дефекты кирпичной кладки и футеровки котлов; • провести мониторинг, тестирование и наладку режимов горения котлов, печей и другого оборудования. ООО НПП «ЭЛЕКОМ» 620026 Екатеринбург, ул. Луначарского, 212 Тел./факсы: (343) 257-40-42, 257-50-92 Е-mail: elecom@elecom-ural.ru www.elecom-ural.ru

18-летний опыт, сертифицированные услуги, качество по ИСО

9001-2008,

авторизованный сервис и рекомендации уважаемых клиентов дают сегодня возможность предприятию

«ЭЛЕКОМ» оказывать энергосервисные услуги с максимальной эффективностью

Примеры рекомендаций по повышению эффективности работы котельных/ТЭЦ и тепловых сетей №

2 3 4 5 6

8 9

Объект

Срок окупаемости, лет

Завод 1 Завод 2 Коммунальная компания Управление жилищно-коммунального хозяйства

Рекомендация

Установка приводных электродвигателей насосов и тягодутьевых механизмов в соответствии с расчетной мощностью Использование теплоты периодической и непрерывной продувок паровых котлов Установка охладителей выпара на деаэраторах питательной воды

Завод 1

0,1

Завод 1

0,1

Администрация города Завод 2 Коммунальная компания Замена существующей котельной на блочную, автоматизированную Управление жилищно-коммунального хозяйства Управление жилищно-коммунального хозяйства Перевод отопления жилого сектора от одного теплоисточника на другой Администрация города Администрация города Управление жилищно-коммунального хозяйства Модернизация тепловой изоляции тепловых сетей Коммунальная компания Завод 2 Завод 3 Установка узлов учета тепловой энергии Производственное предприятие Управление жилищно-коммунального хозяйства Оптимизация схемы тепловых сетей (замена трубопроводов на другой диаметр, перераспределение Коммунальная компания нагрузки между теплоисточниками и т.п.) Администрация города Модернизация и ремонт обмуровки котлоагрегатов

№ 7 (16), АВГУСТ, 2010 г.

1 4 1

0,3 –

Энергоэффективность и нормирование | Энергоаудит

Цена вопроса или вопрос цены? Определение обоснованной стоимости работ по проведению энергоаудита — один из ключевых вопросов при заключении договоров на энергетическое обследование объектов. Практика показывает, что «прозрачно» обосновать свою цену, как правило, очень сложно, и тому есть веские причины.

Ольга КОБЗАРЕВА, начальник отдела энергоаудита ООО НПП «ЭЛЕКОМ» (Екатеринбург)

роблеме анализа эффективности использования топливно-энергетических ресурсов на современном этапе развития нашей страны стали уделять внимание с 1996 года, когда был издан Федеральный закон № 28-Ф3 «Об энергосбережении». Для реализации преду смотренных им требований 25 марта 1998 года Минтопэнерго России были утверждены «Правила проведения энергетических обследований организаций». Спустя десятилетие предусмотренные этим ведомственным документом нормативы нашли свое отражение в Федеральном законе № 261-ФЗ «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности». В нем последовательно декларируется необходимость проведения работ по энергетическому обследованию энергохозяйств предприятий и организаций. Энергоаудит как составная часть комплексной программы анализа эффективности осуществляется для оценки нерациональных по-

терь топливно-энергетических ресурсов, а также для выработки мер, направленных на уменьшение данных потерь и, следовательно, на улучшение экономических показателей предприятия, снижение себестоимости продукции. Основой успешной реализации программ энергосбережения на федеральном, региональном и муниципальном уровнях должен являться комплексный характер действующей нормативноправовой базы в этой сфере. Но, к сожалению, здесь сохраняются определенные «пробелы», препятствующие развитию энергоаудита как важной составляющей вышеуказанных программ. Если документы, на федеральном уровне определяющие порядок проведения и источники финансирования энергетических обследований организаций, были разработаны и приняты своевременно (Правила проведения энергетических обследований организаций, утвержденные Министерством топлива и энергетики РФ в 1998 году, и др.), то нормативно-правовые акты, регламентирующие механизм расчета стоимости данных работ, в настоящее время отсутствуют. Дело в том, что зачастую, объявляя цену на энергетическое обследование предприятия, энергоаудитор имеет о нем лишь очень общие сведения: • объемы потребления ТЭР; • количество зданий и сооружений; • состав основного оборудования и его общее количество. Эти сведения не позволяют с достаточной степенью обоснованности оценить затраты времени, сил и средств по предстоящему энергетическому обследованию. Ситуация усугубляется еще и тем, что объявить свою цену необходимо накануне проведения требуемого нынешним законодательством тендера, когда не определены условия будущего договора и технического задания к нему. Для всех энергоаудиторов и их клиентов будет более удобной нормативная схема, при которой обоснование цены происходит на основе общепринятого прейскуранта. Но пока его нет. В условиях финансово-нормативного ваку ума энергоаудиторские фирмы вынуждены разрабатывать временные ценники, действующие на территории отдельных регионов (например, «Ценник на выполнение работ по обследованию предприятий для выявления возможных резервов экономии топливно-энергетических ресурсов, составлению энергетического паспорта и экспертизы проектов систем производства, распределения и потребления ТЭР по разделу энергоэффективности», разработанный Московским агентством по энергосбережению и утвержденный Правительством Москвы в 1998 году; «Методика и прейскурант проведения энергоаудита промышленных предприятий», утвержденный Севзапгосэнергонадзором в 2000 году, и др.).

Свердловской области стоимость проведения энергетических обследований определяется на основании «Временного прейскуранта на проведение энергетических обследований (энергоаудита) промышленных предприятий, организаций и сельскохозяйственных предприятий с целью оценки эффективности ис-

ЭНЕРГОНАДЗОР

пользования топливно-энергетических ресурсов, выявления резервов снижения энергопотребления и разработки рекомендаций по их использованию (экспресс-методом)», утвержденного ГУ «Свердловэнергонадзор» в 2001 году, а также соответствующего заключения Комитета ценовой политики Свердловской области № 05-18/1399 от 3 сентября 2001 года. Цены в этом прейскуранте установлены в масштабе, действовавшем на 1 января 1991 года. К базовым тарифам применяется взаимосогласованный между заказчиком и исполнителем коэффициент индексации. Рекомендуемое значение повышающего коэффициента устанавливается центральными и региональными контролирующими органами. Казалось бы, это уже какое-то решение проблемы, пусть лишь на уровне отдельно взятого региона. Но в реальности при составлении калькуляции конкретных работ применение данных ценников вызывает значительные трудности, в том числе и формального характера. Во-первых, для ряда предприятий (в основном финансируемых из бюджета) данные документы не являются нормативными. Во-вторых, пользуясь ценами с учетом повышающего коэффициента, можно получить достаточно высокую общую стоимость договора, которая в реальных условиях не будет принята руководством заказчика. В-третьих, неизбежны сложности с применением местных ценообразующих документов при работе в других регионах, где нормативная база «соседей» отнюдь

№ 7 (16), АВГУСТ, 2010 г.

не является «руководством к действию». Практика последних лет показывает, что почти всегда у заказчиков за пределами «домашнего» региона возникает один и тот же вопрос обоснования цены обследования, ответить на который энергоаудиторам зачастую бывает непросто.

заключение следует констатировать, что отсутствие действующих на всей территории Российской Федерации финансовых нормативных документов по энергетическим обследованиям дополнительно «стимулирует» стремление заказчиков формально провести требуемую действующим законодательством работу (как правило, связанную с разработкой энергетического паспорта и программы энергоэффективности предприятия) и, при содействии «демпингового» тендерного механизма, как можно дешевле. Нередко это приводит к снижению эффективности и качества результирующих материалов, что становится уже проблемой государства и общества в целом. Ущерб от формального исполнения буквы закона при недостаточной реализации его смыслового содержания трудно измерить в материальноденежном выражении, но тем не менее он, по всей видимости, имеет место и является достаточно существенным. Решение этой проблемы зависит от оперативности действий заинтересованных ведомств и законодателей по разработке федеральных нормативов ценообразования в энергоаудите.

В реальности при составлении калькуляции конкретных работ применение ценников вызывает значительные трудности,

в том числе формального характера

Энергоэффективность и нормирование | Продолжая тему

Совместить необходимое с полезным Дмитрий Медведев рассматривает проведение энергетических обследований как один из основных механизмов организации выполнения Федеральной целевой программы по энергосбережению. Предприятиям и организациям, для которых проведение энергетического аудита является обязательным, необходимо пройти первичное обследование до 31 декабря 2012 года. Однако все больше руководителей приходят к выводу, что энергоаудит — мероприятие не столько вынужденное, сколько необходимое для эффективного развития компании.

Геннадий ЯСТРЕБОВ, директор ООО «РосТехСтандарт» (Нижний Тагил)

становлено, что в зависимости от объема потребляемых ТЭР и вида деятельности экономическая эффективность от энергоаудита составляет 20–60% затрат на ТЭР. Более того, работа по энергосбережению позволит избежать существенных — до 600 тысяч рублей — штрафов, предусмотренных федеральным законом «Об энергосбережении…», для потребителей энергетических ресурсов, не нацеленных на внедрение мероприятий по повышению энергетической эффективности. Напомним, для каких организаций, согласно закону № 261, проведение энергоаудита является обязательным. К их числу относятся организации: • осуществляющие производство и (или) транспортировку воды, природного газа, тепловой энергии, электрической энергии, добычу природного газа, нефти, угля, производство нефтепродуктов, переработку природного газа, нефти, транспортировку нефти, нефтепродуктов; • совокупные затраты которых на потребление природного газа, дизельного и иного топлива, мазута, тепловой энергии, угля, электрической энергии превышают десять миллионов рублей за календарный год; • осуществляющие регулируемые виды деятельности; • проводящие мероприятия в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности, финансируемые полностью или частично за счет средств федерального бюдже-

ООО «РосТехСтандарт» оказывает следующие виды услуг: • проведение всех видов аудита; • выполнение испытаний и измерений электрооборудования и электроустановок напряжением до 1 000 В; • разработка декларации пожарной безопасности с выполнением расчетов по оценке пожарного риска; • осуществление экспертизы промышленной безопасности;

та, бюджетов субъектов Российской Федерации, местных бюджетов. ООО «РосТехСтандарт» проводит все типы энергоаудита. По объемам проводимых работ энергетические обследования потребителей ТЭР подразделяются на три типа. Экспресс-обследование Проводится по сокращенной программе, как правило, с минимальным использованием или без использования приборного оборудования и носит ограниченный по объему и времени проведения характер. При этом может производиться оценка эффективности использования всех или одного из видов ТЭР (электрическая и тепловая энергии; твердое, жидкое или газообразное топливо), вторичных энергоресурсов, функционирования отдельной группы оборудования (отдельного агрегата), либо отдельных показателей энергоэффективности и т. д. Полное инструментальное обследование Проводится по всем видам ТЭР с инструментальными замерами, необходимый объем которых определяется энергоаудитором в соответствии с согласованной программой данного энергетического обследования. Комплексное обследование Проводится для решения комплекса задач. Оно совмещает различные виды аудита и является наиболее эффективным из трех рассмотренных типов. Согласно требованиям правил проведения энергоаудита, ООО «РосТехСтандарт» имеет необходимые для обеспечения энергоаудиторской деятельности приборы для инструментального обследования, разработанную нормативно– методическую базу и программное обеспечение по инженерным расчетам. Аудит проводится высококвалифицированными специалистами, профессиональная подготовка которых позволяет проводить обследования любого назначения. Таким образом, опираясь на наш опыт работы в сфере энергоаудита, мы можем помочь заказчику обеспечить качественный энергоаудит объектов любой сложности. ООО «РосТехСтандарт» 622001 г. Нижний Тагил, ул. Островского, 15 Тел. (3435) 41-51-13; e-mail: itc50@mail.ru

• подготовка рабочих кадров, руководителей и специалистов организаций, осуществляющих эксплуатацию, ремонт и обслуживание ОПО; • проведение контроля неразрушающими методами при строительстве (монтаже), ремонте (реконструкции), эксплуатации и техническом диагностировании; • ремонт, реконструкция, монтаж электрооборудования, мехоборудования, металлоконструкций.

ЭНЕРГОНАДЗОР

Энергетика и право | На заметку

Как избавиться от субабонентов Отношения между потребителем электроэнергии и субабонентом долгое время не были разрешены на законодательном уровне. Однако с принятием Правил функционирования розничных рынков электрической энергии в переходный период реформирования электроэнергетики (Постановление Правительства РФ № 530 от 31 августа 2006 года) ситуация изменилась. Теперь законодательство, пусть далеко не идеально, но все же помогает разрешить некоторые спорные вопросы взаимоотношений «потребитель – субабонент».

большинстве случаев субабонент — «головная боль» для любого основного потребителя электроэнергии. Подключение субабонента имеет немало отрицательных моментов и финансового, и правового, и организационного характера: • зависимость от платежной дисциплины сторонних организаций; • кассовые разрывы по платежам за потреб ленную энергию; • неспособность взимать с субабонента плату за содержание либо пользование энергообъекта, к которому он присоединен; • отсутствие возможностей четко регламентировать для субабонента потребление электроэнергии. Неудивительно, что в таких условиях основной потребитель рано или поздно перестает ограничиваться подсчетом каждодневных «минусов»

№ 7 (16), АВГУСТ, 2010 г.

и начинает задумываться о радикальном способе решения этой проблемы: «Отключить, и точка!». Однако подобные действия не поощряются положениями антимонопольного законодательства, ответственность за нарушения которого постоянно ужесточается: сегодня для нарушителей предусмотрено не только административное, но и уголовное наказание. В частности, статья 178 «Уголовного кодекса РФ» предусматривает наказание в виде штрафов, ареста и лишения свободы за ограничение доступа на рынок других субъектов экономической деятельности, если такое ограничение повлекло причинение ущерба от 1 млн. рублей.

роизвольное отключение субабонента является нарушением пункта 6 Правил недискриминационного доступа к услугам по передаче электрической энергии и оказа-

Иван ЕЛИСЕЕВ, руководитель практики «Энергетика и право» Агентства юридической безопасности «ИНТЕЛЛЕКТ-С» (Екатеринбург)

Субабонент — абонент, потребляющий электроэнергию за счет присоединения к энергоустановкам основного потребителя

Энергетика и право | На заметку Правомерно ограничить доступ субабонента к электроэнергии можно только в случаях, когда он является бездоговорным потребителем или нарушает свои договорные обязанности по срокам оплаты в отношении потребителя

ния этих услуг (утверждены Постановлением Правительства РФ № 861 от 27 декабря 2004 года). Согласно норме, указанной в данных Правилах, собственники и иные владельцы объектов электросетевого хозяйства, через которые энергопринимающее устройство потребителя опосредованно присоединено к электрическим сетям сетевой организации, не вправе препятствовать перетоку через их объекты электрической энергии для такого потребителя и требовать за это оплату. Правомерно ограничить доступ субабонента к электроэнергии можно только в случаях, когда он является бездоговорным потребителем или нарушает свои договорные обязанности по срокам оплаты в отношении потребителя (поставщика энергии). Без юридически грамотно выстроенных отношений с субабонентом основной потребитель электроэнергии не сможет минимизировать финансовые риски и защититься от кассовых разрывов. Но как охарактеризовать эти отношения — как куплю-продажу или неосновательное обогащение? Интересную позицию по этому вопросу занял Научно-консультационный совет при Федеральном арбитражном суде Уральского округа (рекомендации от 13–14 мая 2008 года). Согласно этой позиции, между абонентом продавца электрической энергии и субабонентом не возникает договорных отношений купли-продажи. Потребитель, энергопринимающее устройство которого опосредованно присоединено к электрическим сетям сетевой организации, приобретает электрическую энергию непосредственно у энергосбытовой организации или гарантирующего поставщика. Таким образом, при потреблении субабонентом электроэнергии, приобретенной абонентом, взыскание ее стоимости производится по правилам о неосновательном обогащении (глава 60 Гражданского кодекса РФ), если иное не предусмотрено соглашением сторон.

есмотря на определенную недосказанность, противоречивость и системную несогласованность с иными нормативно-правовыми актами, данная рекомендация в настоящее время является определяющей для судебной практики. Но и здесь всякий раз неизбежен вопрос о сути отношений по оплате основному потребителю объема энергии, которую потребил субабонент. Ответов может быть несколько. 1. Основной потребитель выступает неким агентом субабонента, который для потребления энергии должен урегулировать отношения по ее купле-продаже и передаче. Но за него это делает основной потребитель, причем от своего имени и за свой счет. Однако отождествлять эти отношения с агентскими нельзя как минимум по двум причинам. Во-первых, зачастую в договорах на пользование энергией (или возмещения затрат, как часто их называют на практике) как такового задания агенту купить энергию не устанавливается. Во-вторых, в данной схеме существует проблема незаконности взимания «агентом» денег с суб абонента в силу того, что уже упоминавшийся

пункт 6 Правил недискриминационного доступа к услугам по передаче электрической энергии и оказания этих услуг вполне определенно запрещает брать плату за переток. Таким образом, агентское вознаграждение, которое в таком случае получает основной потребитель, антимонопольным органом будет воспринято как нарушение этого запрета, а регулирующим органом — как нарушение порядка ценообразования. 2. Отношения основного потребителя и суб абонента подпадают под такую схему, как «не поименованный в законе договор». Это так, если в договоре прописан срок оплаты и ответственность за его нарушение в виде ограничения на потребление энергии. Ведь, согласно подпункту «а» пункта 161 Правил функционирования розничных рынков электрической энергии в переходный период реформирования электроэнергетики, основанием для введения ограничения режима потребления является неисполнение или ненадлежащее исполнение потребителем обязательств по оплате электроэнергии и услуг. В том числе — по предварительной оплате, если такое условие предусмотрено соответствующим договором с потребителем. То есть одним из способов решения проблемы с кассовыми разрывами для основного потребителя энергии может являться договорное оформление отношений с субабонентом с учетом указанных выше «оговорок». На практике же, как правило, основной потребитель просто выставляет субабоненту счет. Но если субабонент отказывается урегулировать отношения, приняв условия основного потребителя, то юристам компании основного потребителя приходится формулировать характеристику отношений с субабонентом: при подаче в арбитражный суд иска о взыскании долга потребителю необходимо указывать основание возникновения долга.

ще один вариант юридического решения данной проблемы — определить отношения основного потребителя и субабонента как «фактические договорные отношения». В последнее время в судебной практике такие определения не редкость. Они отражены, например, в рекомендациях Научноконсультационных советов при Федеральном арбитражном суде Западно-Сибирского округа и Федеральном арбитражном суде Уральского округа от 1–2 октября 2009 года. Но при таком подходе каждый раз необходимо уточнять, какие фактические договорные конструкции соответствуют конкретной ситуации. Если это не отношения купли-продажи электроэнергии, то, значит, либо это договор энергоснабжения, либо — соглашение по возврату (компенсации) неосновательного обогащения.

ри договоре энергоснабжения решение проблемы с кассовым разрывом для основного потребителя энергии затруднительно: статья 546 «Гражданского кодекса РФ», которой в данном случае необходимо руководствоваться, позволяет расторгать договор только за неоднократное нарушение

ЭНЕРГОНАДЗОР

сроков оплаты. Правда, если определять в качестве расчетного периода календарный месяц, то неплатежи за 2 месяца дают основание прекратить эти фактические договорные отношения. Но против такой квалификации отношений может свидетельствовать запрет на совмещение деятельности по купле-продаже электроэнергии и владению энергооборудованием, к которому присоединены иные потребители (статья 6 Федерального закона «Об особенностях функционирования электроэнергетики в переходный период»). Да и трактовка Научно-консультационного совета при Федеральном арбитражном суде Уральского округа, отрицающая квалификацию отношений основного потребителя и субабонента как купли-продажи, выводит их из-под определения договора энергоснабжения, данного в пункте 6 Правил функционирования розничных рынков электрической энергии в переходный период реформирования электроэнергетики, согласно которому поставщик обязуется осуществлять продажу электроэнергии. Что касается такого варианта квалификации отношений, как «соглашение о возврате неосновательного обогащения», то, в силу подпункта «в» пункта 161 Правил функционирования розничных рынков электрической энергии в переходный период реформирования электроэнергетики, ограничение потребления энергии допустимо в случае выявления фактов бездоговорного потребления, а именно — потребления при отсутствии заключенного в установленном порядке договора энергоснабжения (договора купли-продажи). Иными словами, какой бы договор ни лег в основу отношений между основным потребителем и субабонентом, последний всегда будет бездоговорным потребителем, а значит, к нему применимы нормы о неосновательном обогащении, предусматривающие обязанность для лица, без договора получившего энергию за счет другого лица, возместить ее стоимость.

ак можно ли отключать недобросовестного субабонента? Да, если между основным потребителем и субабонентом не было ни договора, ни «фактически сложившихся договорных отношений». От него можно «избавиться» с формулировкой «за бездоговорное потребление». В таком случае основному потребителю следует руководствоваться разделом XIII Правил функционирования розничных рынков электрической энергии в переходный период. Во-первых, необходимо составить акт о выявлении неучтенного (бездоговорного) потребления, во-вторых, обязательно уведомить потребителя о введении ограничения. Причем, если вы хотите избежать неприятной переписки с контролирующими органами по поводу претензий субабонента, сделать это желательно в сроки, указанные в пункте 7 статьи 38 Федерального закона «Об электро энергетике», а не руководствоваться Правилами функционирования розничных рынков электрической энергии. В завершение рассмотрим еще один важный вопрос: как законно получить от субабонента плату за использование энергообъекта? Здесь просле-

№ 7 (16), АВГУСТ, 2010 г.

живается еще одна проблема взаимоотношений между основным потребителем электроэнергии и субабонентом — фактическая безвозмездность использования последним энергоустановок. С точки зрения действующего законодательства, основной потребитель энергии, будучи лишен возможности прекратить фактическое использование энергообъекта другим лицом, имеет право на взимание платы с субабонента в возмещение расходов на содержание своих объектов. Законодательно предусмотрен лишь один вариант такого возмещения — защита тарифа на передачу энергии через свои энергоустановки. Однако, учитывая вероятный размер тарифа в силу ограничений предельных уровней цен на электрическую энергию, экономически этот вариант часто не оправдывает себя (особенно если электросетевой комплекс потребителя невелик). Преодолеть это затруднение возможно посредством заключения договора аренды с субабонентом, выводимым на прямой договор с энергосбытовой организацией, либо при помощи передачи ему доли в праве собственности на электроустановки основного потребителя. Стимулом для субабонента является возможность увеличения фактического уровня напряжения и экономия в разнице тарифов, дифференцированных в зависимости от уровня напряжения в сети, к которой присоединена энергоустановка. Важно подчеркнуть, что любое решение проблем во взаимоотношениях основных потребителей энергии и субабонентов следует приводить в соответствие не только с требованиями гражданского законодательства, но и с нормами законов о защите конкуренции и о ценообразовании. Универсального способа получения средств от субабонентов, удовлетворяющего требованиям сразу всех собственников электросетевого хозяйства, в юридической практике пока еще не найдено. Каждый вариант возврата «недоимок» требует не только детальной правовой проработки, но и экономического анализа.

Без юридически грамотно выстроенных отношений с субабонентом основной потребитель электроэнергии не сможет минимизировать финансовые риски и защититься от кассовых разрывов

Малая энергетика | Законодательство

Есть поддержка? Россия располагает самым большим в мире ветропотенциалом. Значительная его часть находится на берегах (например, на побережье Северного Ледовитого океана). Однако и территорий с высокой плотностью населения, располагающих потенциалом, необходимым и достаточным для строительства промышленных ветростанций, в стране более чем достаточно. Дело осталось за малым: реализовать этот потенциал.

Анатолий КОПЫЛОВ, вице-президент РАВИ (Москва), кандидат экономических наук

роект первого российского закона о возобновляемых источниках энергии был принят Государственной думой в 1999 году, однако отклонен Президентом РФ.1 В ходе работы над проектом закона послед-

ний был серьезно «выхолощен» по сравнению с первоначальным вариантом. Среди мер поддержки в нем упоминалось только обязательство выделения правительством не менее 3% от общего объема государственных инвестиций в ТЭК на развитие возобновляемой энергетики в рамках федеральной адресной инвестиционной программы. Остальные упоминания о мерах поддержки в проекте закона носили, к сожалению, чисто декларативный характер. Такое поверхностное отношение к вопросу законодательного регулирования поддержки развития возобновляемой энергетики стало результатом недооценки нашими законодателями и правительством важности этой проблемы. Как результат, в проекте данного закона среди принципов государственной поддержки использования ВИЭ была провозглашена приоритетность поддержки только «экономически эффективного использования нетрадиционных

1 Федеральный закон «О государственной политике в сфере использования нетрадиционных возобновляемых источников энергии» принят Государственной думой 27 октября 1999 года, одобрен Советом Федерации 11 ноября 1999 года, отклонен Президентом Российской Федерации 25 ноября 1999 года (№ Пр-1544).

ЭНЕРГОНАДЗОР

Ветровой потенциал России

По данным сайта www.energospase.ru возобновляемых источников энергии». Однако вне зависимости от выбора той или иной схемы поддержки ВИЭ один из наиболее важных экономических аспектов анализа факторов эффективности — сравнение показателей затрат при производстве электроэнергии на традиционной основе и на основе ВИЭ. Чаще всего можно услышать, что генерация на основе ВИЭ экономически невыгодна по сравнению с традиционной из-за используемых технологий. При этом почти не обсуждается база сравнения, т. е. тот уровень тарифов, который сложился в традиционной электроэнергетике. Но ведь именно этот уровень предопределяет при таких сравнениях экономическую «справедливость» уровня тарифов для энергии на основе ВИЭ.

Следует отметить, что отказ президента в 1999 году от принятия первого закона о поддержке ВИЭ сыграл, как ни парадоксально это звучит, положительную роль в развитии возобновляемой энергетики в стране. Если бы он был принят в том первоначальном виде, то не сумел бы оказать серьезного влияния на использование ВИЭ, но формально отвечал бы на общественный запрос о наличии такой системы поддержки и ее законодательном оформлении. В то же время уже через несколько лет после первой попытки решения проблемы роль и значение ВИЭ в развитии энергетики в мире стали оценивать по-другому. Те же процессы переоценки шли, в том числе, и в России. Поэтому новый проект почти сразу получил широкую поддержку во власти и в обществе страны и стал дей-

Когда закон и набор последующих подзаконных актов заработают,

для отечественной ветроэнергетики откроются огромные возможности

Развитие ветроэнергетики в России

1918

Профессор В. Залевский создал теорию ветряной мельницы и сформулировал несколько принципов, которым должна отвечать ветроустановка.

1925

Профессор Н. Жуковский разработал теорию ветро двигателя и организовал отдел ветряных двигателей в Центральном аэрогидродинамическом институте. Создал закон, который в России чаще называют законом Жуковского–Бетца, т. к. оба этих ученых открыли его

№ 7 (16), АВГУСТ, 2010 г.

независимо друг от друга. Зависимость, установленная этим законом, определяет, что максимальный коэффициент трансформации кинетической энергии ветра в механическую энергию ветроагрегата составляет 16/27, или 59%.

тическая установка. Далее на юге страны были установлены десятки подобных ветрогенераторов.

1930-е

Конец 1940-х

Освоено серийное производство ветроустановок мощностью 3–4 киловатта.

1938

В Крыму началось строительство ветроэлектростанции мощностью 5 МВт.

В ЦАГИ и других организациях стартовали активные разработки ветроустановок.

1931

Начала работу крупнейшая и мощнейшая на тот момент в мире сетевая ветроэнерге-

Малая энергетика | Законодательство

Сергей МИХАЙЛОВ, директор департамента государственной энергетической политики энергоэффективности Минэнерго РФ:

«Правительство РФ подготовило концепцию развития на долгосрочную перспективу — до 2020 года. И в ней поставлена задача ускоренного развития использования ВИЭ для производства электрической и тепловой энергии. Кроме неразработанных документов, никаких других проблем и барьеров на пути развития использования ВИЭ в России я не вижу. Всем, кто серьезно занимается ВИЭ, известно, что без государственной поддержки это направление нигде не развивается. Поэтому, гарантировав инвесторам возможность, с одной стороны, компенсации серьезных затрат по подключению к сетям, а с другой стороны — реальную прибыль от реализации электроэнергии этой генерации, мы значительно снижаем основные риски для инвесторов и даем толчок для развития ВИЭ в России».

1950–1955

Страна производила до 9 тысяч ветроустановок в год единичной мощностью до 30 кВт. В годы освоения целины в Казахстане была сооружена первая многоагрегатная ветро электростанция, работавшая в паре с дизелем, общей мощностью 400 кВт — прообраз современных европейских ветропарков и систем «ветро-дизель».

1960–1980-е

Энергетическая отрасль СССР ориентирована на строительство крупных ТЭС, ГЭС и АЭС: ветряки не выдержали конкуренции с электроэнергетическими

ствительно серьезным шагом вперед в поддержке развития энергетики на основе ВИЭ. Закон о поддержке ВИЭ2 в виде поправок к действующему федеральному закону «Об электроэнергетике» был принят в конце 2007 года. Основные положения системы стали выглядеть следующим образом. Закон установил (статья 21, п. 1) требование к правительству разработать основные направления государственной политики в сфере энергоэффективности и ВИЭ с установлением показателей доли энергии ВИЭ в балансах производства и потребления энергии по годам. Фактически правительство должно было само себе установить конкретные индикаторы прогресса в развитии возобновляемой энергетики на длительный период. Ответом на данное требование законодателей к правительству стало распоряжение Председателя Правительства РФ № 1-р от 8 января 2009 года.3 Однако до сих пор отсутствует разработанный план или программа мероприятий, необходимые для достижения указанных целевых показателей. Для достижения поставленных целей на основе развития возобновляемой энергетики закон установил основные формы поддержки генераторов на основе ВИЭ: • введение механизма фиксированных надбавок к цене энергии ВИЭ сверх цены оптового рынка; • субсидирование затрат на подключение к сетям для генераторов на основе ВИЭ ≤ 25 МВт мощности и возможность покрытия других расходов из федерального бюджета; 2 Федеральный закон № 250-ФЗ «О внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации в связи с осуществлением мер по реформированию Единой энергетической системы России» от 4 ноября 2007 года. 3 Основные направления государственной политики в сфере повышения энергетической эффективности электроэнергетики на основе использования возобновляемых источников энергии на период до 2020 года. Утверждены распоряжением Правительства Российской Федерации № 1-р от 8 января 2009 года.

гигантами, объединившимися в единую национальную сеть, и в конце 1960-х годов их серийное производство было закрыто.

1986

Постановлением ЦК КПСС и СМ СССР Госплану СССР и другим министерствам и ведомствам поручено разработать «Мероприятия по увеличению использования в 1987–1990 годах нетрадиционных источников энергии в народном хозяйстве».

1987

Развитие ветроэнергетики определено постановлением Совмина СССР «Об ускоренном развитии ветро

энергетической техники в 1988–1995 годах». Предполагалось ввести к 1995 году 57 тысяч ветроустановок (в 1988–1990 годах — 14,3 тысяч). При этом были предусмотрены государственные централизованные капитальные вложения на развитие производственной базы. Однако руководство головной организации «Ветроэн» оказалось не готово к масштабной задаче, и задания выполнены не были.

1988–1990-е

Минэнерго СССР предполагало построить экспериментальные системные ветростанции общей мощностью 58,5 МВт, в том

ЭНЕРГОНАДЗОР

• возложение на сетевые организации обязательства покупки энергии ВИЭ на рынке для компенсации и в пределах своих технологичес ких потерь. Схематично работа этой системы поддержки выглядит следующим образом. Вводятся в эксплуатацию генерирующие мощности на ВИЭ, подписывается соответствующий акт приемки станции (агрегата). Владелец станции обращается в Совет рынка для прохождения процедуры квалификации генератора.4 Затем, после признания генератора квалифицированным, он должен стать участником оптового рынка электроэнергии, где будет продавать производимую им энергию. Для этого установленная мощность генерирующего оборудования станции по одной группе точек поставки генерации должна быть не менее 5 МВт. Ко всем участникам оптового рынка применяются одни и те же требования. Продажи осуществляются на рынке «на сутки вперед». Таким образом, после продажи энергии по рыночной цене генератор ВИЭ получает свою первую часть выручки. Генератор периодически обращается в Совет рынка, который также выступает как Выпускающий орган, со своими данными коммерческого учета, подтверждающими объем проданной им энергии, на который он получает от Выпускающего органа определенное количество сертификатов возобновляемой энергии, или так называемых «зеленых» сертификатов. Они предъявляются коммерческому оператору рынка, который входит в состав Совета рынка и выполняет функцию администрирования электроэнергетических рынков страны. Теперь задача оператора рынка — собрать деньги и расплатиться с генераторами ВИЭ, которые предъявили ему свои сертификаты. Коммерчес кий оператор рынка вычисляет сумму денег,

которую ему надо собрать с оптового рынка и выплатить в виде надбавок генераторам ВИЭ. Вычисление производится умножением полученного оператором от генераторов общего количества сертификатов того или иного вида ВИЭ на установленную правительством надбавку. Полученная сумма будет разделена между всеми покупателями на оптовом рынке, пропорционально объемам купленной ими электроэнергии за тот же период, и включена в их клиринговый счет по итогам операций за месяц. Далее коммерческий оператор рынка распределяет всю полученную от продавцов сумму в соответствии с произведенными расчетами и начисляет вышеуказанные суммы на счета каждого из генераторов ВИЭ — участников оптового рынка. Кроме выручки и доплат в виде фиксированных надбавок к ценам на энергию ВИЭ, генератор, если его мощность не превышает 25 МВт, может получить субсидии на свои затраты на подключение к сетям. Когда закон и набор последующих подзаконных актов заработают, для отечественной ветроэнергетики, которая занимает важнейшее место в развитии энергетики на основе ВИЭ, откроются огромные возможности. У ветровых электростанций (ВЭС) большие, по сравнению с другими технологиями ВИЭ (исключая крупные ГЭС), показатели установленной мощности. Так, стандартной считается мощность ВЭС — 100–120 МВт. У крупных станций — 300–400 МВт. Самая большая ВЭС на сегодня имеет мощность более 700 МВт; в стадии проектирования и строительства — станции более 1 000 МВт. Таким образом, современные ветростанции уже в самое ближайшее время станут серьезными мощностями генерации.

В России территорий с высокой плотностью населения, располагающих потенциалом, необходимым для строительства промышленных ветростанций, более чем достаточно

4 Критерии и процедуры квалификации генераторов ВИЭ описаны в Постановлении Правительства РФ № 426 «О квалификации генерирующего объекта, функционирующего на основе использования. возобновляемых источников энергии» от 3 июня 2008 года; «Положении о квалификации генерирующего объекта и ведении реестра квалифицированных генерирующих объектов», утверждено Наблюдательным советом НП «Совет рынка» 3 октября 2008 года.

числе: Ленинградскую ВЭС на берегу Финского залива (25 МВт), Джунгарскую ВЭС в Казахстане (15 МВт), Крымскую ВЭС на восточном побережье Крыма (125 Мвт). Несколько позднее возникла идея строительства Калмыцкой ВЭС (22 МВт) в 20 км от Элисты. Одновременно велись работы по созданию ветроустановок 16, 30, 60, 100 и 250 кВт. К работам были привлечены МКБ «Радуга» (г. Дубна), НПО «Южное» (г. Днепропетровск), Тушинский машиностроительный завод (г. Москва), НПО «Ветроэн» (г. Истра), «Ленподъемтрансмаш» (г. Ленинград), ассоциация «Энергобаланс»

№ 7 (16), АВГУСТ, 2010 г.

(г. Москва). Однако политический и экономический кризис 1990-х годов остановил работы на этих объектах. Не менее важной причиной явилось непонимание разработчиками того факта, что у них нет возможности и средств на изготовление конструкций, требующих длительной доводки при отсутствии сервисного обслуживания. Первые же поломки приводили к длительным простоям, что, в свою очередь, укрепляло скептическое отношение к ветроэнергетике в целом.

2007

В закон «Об электроэнергетике» внесены изменения

и дополнения, которые предусматривают меры государственной поддержки использования ВИЭ. Необходимо разработать соответствующие подзаконные акты. Из пяти требуемых актов готовы три. Осталось подготовить документ, касающийся порядка определения надбавки к равновесной цене оптового рынка электроэнергии для генерации, которая использует ВИЭ. Второй акт регулирует вопросы господдержки, или, скорее, бюджетной компенсации затрат на присоединение генерации, использующей ВИЭ, к сетям общего пользования.

Энергетика и образование | Новый подход

Совершая осознанный выбор Приемные кампании последних лет во многих высших и средних профессиональных образовательных учреждениях как на Урале, так и в других регионах показывают, что у выпускников школ, в силу инерции массового сознания, по-прежнему сохраняется устойчивый приоритет гуманитарных профессий. Для придания большей направленности и эффективности процессам профессиональной ориентации учащихся средних школ в Институте электроэнергетики и информатики Российского государственного профессионально-педагогического университета разработана модель «пошагового развития» будущего специалиста электроэнергетической отрасли в системе «школа – колледж – вуз». Светлана ФЕДОРОВА, директор Института электроэнергетики и информатики РГППУ (Екатеринбург), кандидат технических наук

ольшинство абитуриентов не осознает, что рынку труда сегодня вовсе не требуется такое количество «гуманитариев». Напротив, тенденции развития современной экономики, и в частности электротехнической отрасли, вызывают растущую потребность в увеличении выпуска высококвалифицированных специалистов с технологичес

ким и информационно-технологическим образованием. Это противоречие было заметным уже 5–7 лет назад, сегодня оно все более обостряется, становясь препятствием на пути инновационного прорыва российской экономики. Одним из эффективных путей решения данной проблемы, на наш взгляд, является положительно зарекомендовавшая себя на практике

ЭНЕРГОНАДЗОР

модель пошаговой, двухступенчатой профессиональной ориентации будущих молодых специалистов. Успешная реализация данной модели оптимальна для двухуровневой структуры вуза. Например, в состав нашего института входят не только соответствующие профильные факультеты (электроэнергетический, высшего профессионального образования, информатики), но и электромеханический колледж. В «стартовой» составляющей «школа – колледж» пошаговая модель профессиональной ориентации реализуется через организацию технологических и информационно-технологических профильных классов. В настоящее время в Институте электроэнергетики и информатики разработана концепция технологических профильных классов электротехнического направления. Согласно данной концепции, выбирая программу профильного обучения, учащийся школы производит выбор и приступает к освоению собственной профессиональной «траектории». Начинается она с того, что, оставаясь в школе, учащийся изучает образовательную программу, соответствующую второму курсу электромеханического колледжа. В период изучения специальных дисциплин у учащегося есть возможность получить 2-й или 3-й квалификационный разряд по одной из востребованных рабочих профессий («электромонтажниксхемщик», «монтажник радиоэлектронной аппаратуры и приборов», «электромонтер по ремонту и эксплуатации электрооборудования») и получить соответствующую группу электробезопасности. Поскольку желающие продолжить обучение в колледже и вузе имеют возможность пройти его в сокращенном варианте, предприятия электроэнергетики и других отраслей промышленности в более сжатые сроки получат большее число специалистов электротехнической сферы требуемой квалификации, с дипломами государственного образца. Важно подчеркнуть, что для реализации модели «пошагового развития» на основе средних общеобразовательных школ необходим и многоуровневый технологический профиль, создаваемый на базах входящих в данное партнерство колледжа и вуза.

осле освоения минимальной программы созданного технологического профиля учащийся может продолжить обучение на третьем курсе колледжа, выбрав определенную специальность из числа наиболее конкурентоспособных на рынке труда. Их перечень примерно такой: «Электрооборудование транспортных средств», «Техническое обслуживание и ремонт автомобильного транспорта», «Техническая эксплуатация и обслуживание электрического и электромеханического оборудования», «Автоматизация технологических процессов и производств», «Техническое обслуживание и ремонт радиоэлектронной техники». Стоит отметить, что практически идентичная реальной среда профессиональной деятельно-

№ 7 (16), АВГУСТ, 2010 г.

сти, создаваемая в мастерских и лабораториях колледжа и высшего учебного заведения, обеспечивает условия для более интенсивной и качественной профессиональной ориентации молодых людей. Наряду с азами рабочей профессии школьники получают представление о структуре современного отечественного электроэнергетического и индустриального комплекса в целом. У них формируется устойчивый интерес к дальнейшему профильному образованию, понимание социальной значимости и ответственности работы в данной сфере, зачатки профессионального «патриотизма». Благодаря этому следующие шаги своего профессионального развития, связанные с поступлением в вуз и определением места начала трудовой карьеры, будущий специалист российской энергетики и электротехники делает более целенаправленно. В этом случае основной стимул — уже не любопытство или иные «случайные побуждения», а осознанное стремление к самореализации в избранном направлении. Только прививая его еще на стадии «школьной скамьи», образованные на базе средних специальных и высших учебных заведений центры комплексной многоступенчатой подготовки специалистов энергетической отрасли смогут обеспечить необходимый кадровый потенциал планируемой технологической модернизации ведущих отраслей российской экономики.

Профильные технологические классы являются эффективным инструментом профессиональной ориентации учащихся средних школ

Теплоэнергетика | Разработки

Шах и мат износу элементов Во время эксплуатации оборудование подвергается воздействию различных факторов, приводящих к износу его элементов. Это, в свою очередь, определяет ресурс и надежность оборудования в целом. В этой связи затраты на замену изношенных и малонадежных элементов не только неизбежны, но зачастую так велики, что проблема повышения ресурса и надежности элементов энергетического оборудования остается актуальной.

Анатолий БЕЛЯКОВ, заведующий лабораторией ОАО «ВТИ» (Москва), кандидат технических наук Алексей ГОРБАЧЕВ, старший научный сотрудник ОАО «ВТИ» Момчило ДЕРЕТА, директор ООО «Рума– Дем–Киев» (Сербия)

еуклонное возрастание мощности энергетического оборудования определяет повышение параметров (нагрузок, давления, скорости, температуры), что еще более ужесточает характер эксплуатации оборудования и изнашивания элементов его составляющих. Анализ литературных источников и нормативных документов показал, что существует, как минимум, 15 активных и пассивных способов борьбы с эрозионным воздействием влажнокапельного парового потока. На долю активных приходится 5 способов, на долю пассивных — 10. При этом следует отметить, что с помощью активных способов можно обеспечить удаление 50–60% влаги, пассивных, соответственно —

40–50%. Поэтому для эффективной борьбы с эрозией необходимо использовать одновременно как активные, так и пассивные способы. Активные способы: • влагоудаление; • оптимизация сопряжения бандажей; • эксплуатационные параметры турбины; • постоянный контроль за уровнем динамических напряжений с использованием дискретнофазового метода; • нагрев направляющих лопаток паром. Пассивные способы: • закалка токами высокой частоты (ТВЧ); • припайка стеллитовых пластин из кобальтового стеллита марки В3К; • диффузионное никельборирование;

ЭНЕРГОНАДЗОР

• ионная имплантация с формированием на поверхности покрытия TiN; • ремонт рабочих лопаток нанесением высокохромистой наплавки; • наплавка кобальтовым стеллитом марки В3К; • дозвуковое и сверхзвуковое плазменное напыление износостойких покрытий; • электроискровое легирование (ЭИЛ). Технико-экономический анализ методов пассивной защиты от эрозионно-коррозионного изнашивания входных и выходных кромок рабочих лопаток (РЛ) последних ступеней паровых турбин позволил обратить серьезное внимание на возможности метода ЭИЛ при формировании эрозионностойких защитных покрытий на входной и выходной кромках.

роцесс исследования эрозионной стойкости материалов, отработка технологического процесса и опробование оборудования осуществлялись на рабочих лопатках последних ступеней различных профилей действующих турбин К-300-240 ЛМЗ и ХТГЗ. При этом РЛ изготавливались из сталей мартенситного класса 15Х11МФ-Ш, 13Х11Н2В2МФ-Ш (ЭИ961-Ш), псевдо a-титанового сплава ТС-5. Для определения эффективности различных покрытий в отношении эрозионной стойкости их формирование производилось из большого сочетания материалов. В результате таких исследований наиболее перспективными для упрочнения и восстановления рабочих лопаток последних ступеней оказались покрытия из материалов: • ВК6, ВК6М, ВК6ОМ, ВК8, стеллита В3К, износостойких никелевых сплавов ВЖЛ2 (ВЖЛ2М) при формировании покрытия на новых лопатках; • (W + стеллит В3К), (Mo + стеллит В3К) при восстановлении кромок лопаток. Для упрочнения рабочих лопаток использовались однослойные покрытия, для их восстановления при условии сильного эрозионного износа — двухслойные. Создание новых типов оборудования для процесса электроискрового легирования и вибратора позволило обеспечить осуществление технологического процесса формирования покрытий на лопатках из сталей и титановых сплавов без разлопачивания.

результате проведенных исследований были определены электродные материалы и разработано оборудование ЭИЛ, что позволило организовать технологический процесс восстановления и упрочнения рабочих лопаток. Он реализуется на облопаченном роторе: • непосредственно на турбоагрегате при вскрытой крышке цилиндра, а также без вскрытия крышки цилиндра через конденсатор; • находящемся на опорах ремонтной площадки. Металлографические исследования формируемых покрытий показали их высокое качество. Микротвердость покрытий из металлокерамического сплава ВК6ОМ составляет от 8 000

№ 7 (16), АВГУСТ, 2010 г.

до 12 000 МПа. Микротвердость покрытия (W + стеллит В3К) — 6 000–10 500 МПа. Ее изменение обусловлено неравномерным по слою содержанием электродного материала на стали, которое увеличивается по направлению к поверхности и достигает 70–90%. Совершенствование технологического процесса и оборудования дает основание для получения более толстых покрытий на сталях и титановых сплавах. Электроискровые покрытия толщиной 1–1,5 мм (последние эксперименты подтверждают возможность ее получения) путем разработки и совершенствования технологического оборудования позволят перейти к процессу полнопрофильного восстановления как изношенных мест лопаток, так и стеллитовой защиты взамен разрушенной в процессе эксплуатации.

Электроискровые покрытия толщиной

1–1,5 мм

позволят перейти к процессу полнопрофильного восстановления как изношенных мест лопаток,

так и стеллитовой защиты взамен разрушенной в процессе эксплуатации

Литература 1. Яблоков Л. Д., Логинов И. Г. Паровые и газовые установки. – М.: Энергоатомиздат, 1988. 2. Перельман Р. Г., Пряхин В. В. Эрозия элементов паровых турбин. – М.: Энергоатомиздат, 1986. 3. Сельский С. В., Сорокина Т. М. Повышение эрозионной стойкости лопаток турбин закалкой с нагревом ТВЧ // Металловедение и термическая обработка металлов. – 2000. – № 4. 4. Рыженков В. А. Состояние проблемы и пути повышения износостойкости энергетического оборудования ТЭС // Теплоэнергетика. – 2000. – № 6. 5. Хромченко Ф. А., Лаппа В. А., Федина И. В., Карев А. Н., Должанский П. Р. Технология ремонта рабочих лопаток паровых турбин. Ч. 1. Ремонт методом нанесения высокохромистой наплавки // Сварочное производство. – 1998. – № 11. 6. Хромченко Ф. А., Лаппа В. А., Федина И. В., Карев А. Н., Должанский П. Р. Технология ремонта рабочих лопаток паровых турбин. Ч. 2. Ремонт комбинированным способом сварки и наплавки // Сварочное производство. – 1999. – № 2. 7. Хромченко Ф. А., Лаппа В. А., Федина И. В., Карев А. Н., Должанский П. Р. Технология ремонта рабочих лопаток паровых турбин. Ч. 3. Усталостная прочность отремонтированных рабочих лопаток // Сварочное производство. – 1999. – № 4. 8. Сичиков М. Ф. Металлы в турбостроении. 2-е изд., перераб. и доп. – М.: Машиностроение, 1974. 9. Иванов Г. П. Технология электроискрового упрочнения инструментов и деталей машин. 2-е изд., испр. и доп. – М.: МАШГИЗ, 1961. 10. Патент РФ на полезную модель № 52104 «Рабочая лопатка с защитным покрытием для влажно-паровой ступени паровой турбины» / А. В. Беляков, В. Ф. Резинских, А. Н. Горбачев, О. Ю. Гурылев и др. – 2005. 11. Патент РФ на полезную модель № 63451 «Рабочая лопатка влажнопаровой ступени турбины с двухслойным эрозионностойким покрытием пера лопатки» / А. В. Беляков, А. Н. Горбачев, О. Ю. Гурылев, Ф. Ф. Сергеев и др. – 2007.

Обратная связь

РАСЧЕТ ПОТЕРЬ ТЕПЛОНОСИТЕЛЯ — На основании каких нормативных документов производится расчет потерь теплоносителя при аварии тепловой сети? Константин Борисов, исследователь Центра по эффективному использованию энергии: — Ущерб энергоснабжающей организации (ЭСО) при аварии на тепловых сетях складывается из следующих составляющих: 1) ликвидация аварии (если участок с ППУизоляцией — то полная его замена); 2) благоустройство территории после ликвидации аварии; 3) дополнительные затраты (потери сетевой воды при опорожнении участка тепловой сети); 4) упущенная выручка при недоотпуске теплоты потребителям из-за аварии. Таким образом, если в результате повреждения тепловой сети ЭСО пришлось полностью заменять участок из-за увлажнения тепловой изоляции и сливать сетевую воду, то расчет потерь сетевой воды по пропускной способности трубопровода (то есть по диаметру трубы) правомерен. Официально расчет потерь сетевой воды при авариях никак не регламентируется. Если вас интересует сама величина утечек (потерь) сетевой воды при повреждения трубопровода, посмотрите табл. 12 в книге: Варнавский Б. П., Колесников А. И., Федоров М. Н. Энергоаудит промышленных и коммунальных предприятий.

РЕГУЛИРОВАНИЕ ТЕПЛОПОТРЕБЛЕНИЯ — Недостатком современных тепловых пунктов является их зависимость от электроэнергии. Какие известные схемы позволяют осуществлять регулирование теплопотребления без использования электроэнергии оборудованием ИТП? Константин Борисов, исследователь Центра по эффективному использованию энергии: — Самая эффективная — схема теплового пункта для открытой системы теплоснабжения с зависимым присоединением систем отопления зданий и элеваторным смешением (схема 9-а из СП 41-101-95 «Проектирование тепловых пунктов», но без циркуляционного насоса). В этой схеме нет насосного оборудования и, соответственно, потребление электроэнергии на

тепловом пункте сведено к минимуму (за исключением регулирующих клапанов с электроприводом и освещения самого теплового пункта). С помощью элеватора осуществляется регулирование температуры сетевой воды на входе в системы отопления зданий (по крайней мере, в зоне качественного регулирования тепловых нагрузок на температурном графике). А если вместо обычного стандартного установить элеватор с регулируемым выходным сечением сопла, то появляется возможность регулировать отопительную тепловую нагрузку зданий и в «зоне излома» температурного графика. В этой схеме температуру и расход горячей воды в системе горячего водоснабжения возможно поддерживать на заданном уровне также без работы насосного оборудования и, соответственно, без затрат электроэнергии (конечно, с определенными условиями и ограничениями). При закрытой системе теплоснабжения и других схемах тепловых пунктов, где имеются насосы, потребление электроэнергии будет гораздо выше.

ОЦЕНКА ЗНАНИЙ — Каким образом комиссия по проверке знаний работников электротехнического персонала определяет оценку — большинством голосов или обязательно единогласным решением всех ее членов? По материалам сайта Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору, www.gosnadzor.ru: — В соответствии с Правилами работы с персоналом в организациях электроэнергетики Российской Федерации, знания и квалификация проверяемых оцениваются по шкале «отлично», «хорошо», «удовлетворительно», «неудовлетворительно». По результатам проверки правил устройства электроустановок, правил технической эксплуатации, правил техники безопасности, правил пожарной безопасности и других нормативнотехнических документов работникам, обслуживающим электроустановки, а также руководящим работникам организации и руководителям структурных подразделений устанавливается группа по электробезопасности. Если проверяемый не дал правильного ответа на большинство вопросов хотя бы одного из членов комиссии, общая оценка устанавливается «неудовлетворительно». Уровень положительной («удовлетворительно» и выше) оценки по проверяемым правилам устанавливается решением большинства членов комиссии.

ЭНЕРГОНАДЗОР

РАЗРЕШЕНИЕ НА ПРИМЕНЕНИЕ ДЕТАЛЕЙ ТРУБОПРОВОДА — Должны ли фланцы и соединительные элементы для трубопроводов иметь Разрешение на применение? По материалам сайта Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору, www.gosnadzor.ru: — В соответствии со ст. 7, п. 6 Федерального закона № 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» технические устройства, применяемые на ОПО, должны иметь разрешение на применение. Его выдача осуществляется в соответствии с приложением № 2 к Административному регламенту Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору по исполнению государственной функции по выдаче разрешений на применение конкретных видов (типов) технических устройств на опасных производственных объектах, утвержденным приказом № 112 от 29 февраля 2008 года.

ЭКСПЕРТИЗА КОТЕЛЬНОЙ — Какие документы необходимо предоставить на экспертизу для котельной, работающей на биотопливе? Ринат Жамалетдинов, специалист ООО «Аудит-Безопасность», тел. (495) 921-41-49, доб. 1017: — Любая котельная — это опасный производственный объект (ОПО), поэтому документы, необходимые для экспертизы котельной, те же, что и для остальных ОПО: характеристика ОПО; структура управления предприятия; свидетельство о госрегистрации права на объект или договор аренды, свидетельство на право собственности; акт ввода объекта в эксплуатацию (акт приемки объекта); свидетельство о внесении объекта в госреестр ОПО; карта учета объекта; договор страхования риска ответственности за причинение вреда при эксплуатации; документы, подтверждающие укомплектование ОПО персоналом и специалистами в соответствии с численностью, предусмотренной проектной документацией; сертификаты соответствия стандарту ГОСТ Р технических устройств, применяемых на ОПО на основное технологическое оборудование; разрешение на применение технических устройств; положение о производственном контроле за соблюдением требований промбезопасности (ПБ) на ОПО, а также приказ о введении данного положения в действие с указанием ответственных за организацию и осуществление производственного контроля; положение о порядке расследования и учета инцидентов на ОПО;

№ 7 (16), АВГУСТ, 2010 г.

приказ о создании комиссии по расследованию инцидентов на ОПО; планы локализации и ликвидации аварийных ситуаций; приказ о создании собственной аварийноспасательной службы и нештатного аварийноспасательного формирования из числа работников; сведения об аттестации этих специалистов и их оснащении, а также копии удостоверений; приказ о порядке и сроках проведения подготовки работников к действиям в случае аварии или инцидента на ОПО (программы и графики проведения занятий); копия Декларации ПБ и информационное письмо Ростехнадзора об утверждении экспертизы ПБ декларации; сведения и приказ (или распоряжение) руководителя об установленном на предприятии порядке допуска лиц к работе на ОПО; сведения об организации подготовки ИТР и персонала по правилам ПБ; копии удостоверений и протоколов об аттестации руководителей и специалистов по правилам ПБ; приказ о создании комиссии по аттестации и проверке знаний персонала на ОПО; документы по организации и ведению технологического процесса на ОПО; сведения о наличии и функционировании приборов и систем контроля и противоаварийной защиты, обеспечивающих безопасность проведения технологических процессов в котельной, которые должны быть установлены в соответствии с проектом и техрегламентом; копия договора со специализированной организацией на метрологическое обеспечение или свидетельство об аккредитации собственной службы; договор с экспертной организацией на проведение технического диагностирования устройств, зданий и сооружений на ОПО; план-график проведения технического диагностирования оборудования; перечень работ по экспертизе ПБ технических устройств, зданий и сооружений; сведения об организации технического обслуживания и планово-предупредительного ремонта основного технологического оборудования (копии графиков), трубопроводов и КиП; приказ о возложении ответственности за обеспечение работ по планово-предупредительному ремонту на должностных лиц предприятия (или копия договора с сервисной организацией); приказ на лицо, ответственное за исправное состояние и безопасное действие сосудов давления, технологических трубопроводов, зданий и сооружений; инструкция на проведение опасных видов работ в котельной; перечень нормативно-технической документации по ПБ, устанавливающей правила ведения работ и имеющейся на ОПО; сведения об обеспечение охраны ОПО; справка о наличии финансовых и материальных ресурсов для ликвидации аварий и инцидентов на ОПО.

Вы можете задать вопрос:

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

&изнес .-3*7-Èпредложение 56*)14,*3.*û| û7 56%'4=3.0предприятий û56*)56.E8./ Б Справочник C`geZfh^]U£þdVimZc^Zþ

:(49û)54û Â0hefpûdcVpmYÈ b]tû_VT`]i]_Tk]]û 8C0Ã

*_TgYe]bUheW ûh`âû0`slYVf_Tt ûÛĀ 8Y`âùiT_fpûÞþ½þßûĀþÛÈ»ĀÈĀ÷ ûĀ½ĀÈĀĀÈøĉ

ÈÑ#ÉÍ ûÌÜÌÈ³Õ³ñ¾Ú ÉôÕ³ýâñā û ÌÜÌÈý³Ì Ñ#ÉÍâñā ĄĄĄâÌÜÌÈý³Ìâñā

5eYXTggYfgTk]cbbTtûdcXWcgcV_Tûeh_cVcX]gY`Y^û]ûfdYk]T`]fgcVû ceWTb]\Tk]^ û r_fd`hTg]ehsn]jû cdTfbpYû dec]\VcXfgVYbbpYû cUoY_gpû ÞVû gâlâû W]XecgYjb]lYf_]Yû fcceh[Yb]tßû ]û ceWTb]\Tk]tû TggYfgTk]]ûVû6cfgYjbTX\ceY ûcUhlYb]YûdcûcjeTbYûgehXTâû5eciYfÈ f]cbT`qbTtûdYeYdcXWcgcV_TûfdYk]T`]fgcVûfûVpfm]aû]ûfeYXb]aû deciYff]cbT`qbpaûcUeT\cVTb]Yaâû5cVpmYb]Yû_VT`]i]_Tk]]

5fd^]WdYghWdåþ5dghUW`^

-%4û Â6YW]cbWT\È]bVYfgÃ

444û ÂCbYeWceYW]cbÈ2Ã

-%4 ûÂ=]U]gT`û9b]WT\Ã

*_TgYe]bUheW û h`âû%eg]bf_Tt ûÛ» ûciâû»ĉÛ 8Y`ùiT_fûÞþ½þßûþ÷ĀÈ´´È×Û

ÈÑ#ÉÍ ûñ¾ ñ¾#Ĉâāô¾âñāû

7gec]gY`qfgVcû]ûr_fd`hTgTk]tûgYd`c]fgclb]_cV û WT\cVpjû]ûgYd`cVpjûfYgY^âû5e]V`YlYb]Yû]bVYfg]k]^â 'bYXeYb]Yû%709C6ûahb]k]dT`qbcWcûicbXT

*_TgYe]bUheW û h`âû<V]``]bWT ûø ûciâûĀÛ½ 8Y`â ûÞþ½þßûþ÷×È»þÈĀ» ûþ÷´ÈþĉÈ´Ûöû gY`âùiT_fûÞþ½þßûþ÷×È»½È´Ā ĄĄĄâ³Õ³ñ¾ÚÈñ³¾ÉÚÕâñāû

0cad`Y_fbTtû dcfgTV_Tû ]û acbgT[û r`Y_geccUcehXcVTb]tâû 0cadÈ `Y_gbpYûdcXfgTbk]] û085 û085'âû2Tf`tbpYûf]`cVpYûgeTbficeÈ aTgcep û82 û82( û82- û8)3 û86)3û]ûXeâöûfhj]Y û87- û87-(1û]û Xeâöû dYlbpY û C8250û ]û Xeâû .\WcgcV`Yb]Yû r`Y_gecgYjb]lYf_cWcû cUcehXcVTb]tû m]ec_cWcû X]TdT\cbTû dcû fjYaTaû ]û ]bX]V]XhT`qÈ bpaûgeYUcVTb]taû\T_T\l]_Tâû6Yacbgû]ûeYV]\]tûf]`cVpjûgeTbfÈ iceaTgcecVûeT\`]lbcWcûbT\bTlYb]tûVû\TVcXf_]jûhf`cV]tjû]ûbYÈ dcfeYXfgVYbbcûbTûaYfgYûhfgTbcV_]âû(TeTbg]t

*_TgYe]bUheW û h`âû=YebtjcVf_cWc û×Ā ûciâûĀĉø 8Y`â ûÞþ½þßûĀ÷´È½øÈ½½ ûþ÷´ÈĀøÈ´»

ÈÑ#ÉÍ ûÉÕºÚ É Éý#ÍāÕÉ¾#ôâñā ĄĄĄâ É Éý#ÍāÕÉ¾#ôâñā

5cfgTV_T û WceY`c_û ûacnbcfgqsûcgûÛ½û_'gûXcû÷ĉû2'gûÞWT\ ûX]\Y`qbcYû gcd`]Vc û aT\hg û bYigq û WT\c_cbXYbfTgß û Tû gT_[Yû _caU]b]ecVTbÈ bpjûWceY`c_ûX`tûeTUcgpûbTû_cg`Tj ûVûgcaûl]f`Yûg]dTû)*û]û)0'6ö û ]bieT_eTfbpjû ]\`hlTgY`Y^û ! û Vc\Xhmbpjû gYd`cWYÈ bYeTgcecV û_cbVY_gcecV ûVcXtbpjûgYeacdTbY`Y^ ûcgcd]gY`qbcWcû cUcehXcVTb]tûX`tûdg]lb]_cVâ 9f`hW]ûmYiÈ]b[YbYeTûbTûdhf_cÈbT`TXclbpYûeTUcgp

CcZfXdgVqhåþ.c\^c^f^cX

444ûÂ50:û Â%VgcaTg]_TÃ

8h`T ûh`âû2TemT`Tû,h_cVT û» 8Y`âùiT_fûÞabcWc_TbT`qbp^ß û Þ½´÷Āßûþ×ÈøøÈ´Û ÆýýÜ ûýāÍ##ăýÚÑ#ýÉÌ#âñāû

5ecY_g]ecVTb]Y û dec]\VcXfgVc û dcfgTV_Tû ]û acbgT[û r`Y_gecÈ cUcehXcVTb]t ûû_cad`Y_gbpYûeTfdeYXY`]gY`qbpYû]ûgeTbficeaTgcebpYû dcXÈ fgTbk]]ûbTûÛÛĉ ûþ»û]ûøÞÛĉßû_'ûVûeT\`]lbpjûcUc`cl_Tj ûVbhge]È kYjcVpYûdcXfgTbk]]ö ûûtlY^_]û069ûbTûþ» ûĀĉû]ûøÞÛĉßû_' û_TaYepû074ûĀÈ^û]ûþÈ^ûfYe]]ö ûûVVcXbcÈeTfdeYXY`]gY`qbpYû hfgec^fgVTû ]û n]g_]û X`tû []`pj û decapm`Ybbpjû]ûcUnYfgVYbbpjû\XTb]^ö ûûn]gpû _cbgec`qbcÈ]\aYe]gY`qbc^û TddTeTghepû ]û TVgcaTg]_]û fYe]]û0]5û]û% ûbYg]dcVcYûr`Y_geccUcehXcVTb]Y

Присоединяйтесь к виртуальному, но эффективному общению ваших коллег

¡ÆË¾ÉÆ¾Ë Ã¹Ë¹ÄÇ¼Á XXX 4530:*1 SV XXX 4530:*1 DPN

– обсудить тему уже вышедшей или готовящейся к публикации экспертной статьи; – обозначить свои актуальные проблемы или предложить решение ¬ §¢¯ª¸¢ ¬¢¡¨«£¢ª¥¼ вопросов, названных вашими коллегами; «ª ¨ ¦ª ©¢ª¢¡£¢ 4530:*1 #644*/&4 4530:*1 36 º±±¢§¯ – отметить материал на какую тему вам бы хотелось увидеть в ближайших номерах журналов «Технадзор» и «Энергонадзор»; – рассказать свою новость, касающуюся вашей деятельности или ¯«¨¹§« º±±¢§¯¥ ª¸¢ ¥ª®¯°©¢ª¯¸ °®¨° ¥ непосредственно вас как специалиста. t ÌÍËÉËÇ½Ï½ÈËÀ ÇËÉÌ½ÊÅÅ Î ÍÂÀÅÎÏÍ½ÓÅÂÆ t ÇËÊÏÂÊÏÊ½Ü ÍÂÇÈ½É½ ÏÂÇÎÏË¿ØÂ ÎÎØÈÇÅ ÁËÉÂÊ½ ¿ÏËÍËÀË ÐÍË¿ÊÜ Å ÌÍËÁ¿ÅÃÂÊÅÂÉ t ÉÂÁÅÆÊ½Ü ÍÂÇÈ½É½ ¾½ÊÊÂÍØ

t Í½ÄÉÂÖÂÊÅÂ ÌÍÂÄÂÊÏ½ÓÅËÊÊØÒ ÍËÈÅÇË¿ Å ÌÍ½ÆÎ ÈÅÎÏ½ ÇËÉÌ½ÊÅÅ ¿ ÅÊÏÂÍÊÂÏ Ç½Ï½ÈËÀ½Ò

¯ÂÈÂÑËÊØ Рады встрече с вами в Клубе Экспертов! ¬½ÇÂÏÊØÂ ÌÍÂÁÈËÃÂÊÅÜ «ª ¨ ¦ª ©¢ª¢¡£¢ 4530:*1 #644*/&4 4530:*1 36 ºÑÑÂÇÏ v ÁÈÜ ÏÂÒ ÇÏË ¿ÊÅÉ½ÏÂÈÙÊË ËÏÊËÎÅÏÎÜ Ç ¿ÈËÃÂÊÅÜÉ ¿ ÍÂÇÈ½ÉÐ ÇÏË ÌËÊÅÉ½ÂÏ ÔÏË ÚÑÑÂÇÏÅ¿Ê½Ü ÍÂÇÈ½É½ ÎËÎÏËÜÖ½Ü

ÅÄ ¿ØÎËÇËÇ½ÔÂÎÏ¿ÂÊÊØÒ ÅÊÎÏÍÐÉÂÊÏË¿ v ËÎÊË¿½ ÐÎÌÂÕÊËÀË ¾ÅÄÊÂÎ½ Å Ä½ÈËÀ ÒËÍËÕÂÆ ÌÍÅ¾ØÈÅ Ê½ ÁËÈÀÅÂ ÀËÁØ Место встречи: www.tnadzor.ru, раздел «Клуб»

ºª¢ «ª ¡¤« ЭНЕРГОНАДЗОР