Enadzor 0810 by Denis Y

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

№ 8 (17), СЕНТЯБРЬ, 2010 год

Валерий ВАСИЛЬЕВ, заместитель генерального директора ОАО «РАО ЭС Востока»:

«Пока не будет сокращена задолженность в области теплоэнергетики, добиться серьезного экономического роста невозможно» с. 14

Журнал «ЭНЕРГОНАДЗОР» ежемесячное издание Директор Артем Кайгородов Руководитель проекта Лидия Макарова Коммерческий директор Светлана Пушкарь Выпускающий редактор Елена Шкребень Редактор Екатерина Сидорова E-mail: еnadzor@bk.ru Дизайн и верстка Денис Порубов Корректор Ольга Виноградова Отдел рекламы Елена Демидова (руководитель), Анастасия Каримова, Елена Малышева, Лия Мухаметшина, Алена Нуриева, Мария Панкстьянова, Юлия Смоляк E-mail: enadzor@tnadzor.ru Отдел подписки Екатерина Новоселова (руководитель), Елена Кононова, Наталья Королева, Таисья Кузьминых, Наталья Перескокова Е-mail: podpiska@tnadzor.ru Отдел продвижения Александра Коростелева (руководитель), Мария Козеева, Екатерина Лыжина, 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, 253-89-89, 379-37-65 http://tnadzor.ru/enadzor Представительство в Челябинске: Челябинск, пл. Революции, 7, оф. 1.14 Тел./факс (351) 266-66-78 Подписано в печать 29 сентября 2010 г. Отпечатано в типографии «Домино» Челябинск, ул. Ш. Руставели, 2 Тел.: (351) 254-75-55, 254-33-66 E-mail: cheldomino@mail.ru Заказ № от 29 сентября 2010 г. Тираж 5 000 экз.

От редакции Уважаемые читатели!

Сентябрь — время подведения промежуточных итогов. Помните выражение «Цыплят по осени считают»? Подвели итоги и мы. С начала года выросло количество подписчиков журнала «ЭНЕРГОНАДЗОР». Расширилась «география» авторов: теперь с нами сотрудничают эксперты со всей страны, начиная от Санкт-Петербурга и заканчивая Петропавловском-Камчатским. Приятно сознавать, что вас, уважаемые читатели, становится все больше. Нам интересно мнение каждого из вас не только по поводу «полезности» журнала «ЭНЕРГОНАДЗОР», но и по вопросам особенностей и проблем энергетической отрасли в целом. Поэтому Группа изданий «ТЕХНАДЗОР», куда входит и журнал «ЭНЕРГОНАДЗОР», создала информационную площадку для плодотворного общения и обмена мнениями на профессиональные темы не только на страницах издания, но и в виртуальном «Клубе экспертов». Приглашаем вас принять участие в обсуждении уже изданных материалов, разделить с другими читателями и экспертами свою точку зрения по той или иной актуальной проблеме или обозначить новую, а также рассказать свою новость, касающуюся вашей деятельности, познакомиться с экспертами – авторами изданий «ЭНЕРГОНАДЗОР» и «ТехНАДЗОР» или опубликовать свою статью. Ждем вас в «Клубе экспертов»: http://tnadzor.ru/klub. И напоминаем, что подписаться на журнал «ЭНЕРГОНАДЗОР» можно с любого месяца!

С уважением, Екатерина СИДОРОВА, редактор журнала «ЭНЕРГОНАДЗОР»

Содержание

с. 16–17

Актуально События, факты, комментарии . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4 Конференции . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6 Большая энергетика Подробности. Шаг к обеспечению долгосрочной надежности . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7

Информация о задачах, которые призван решить ввод Долгосрочного рынка мощности, а также подробное объяснение процесса конкурентного отбора мощности, проводимого Системным оператором ЕЭС.

Прогноз. Развитие Единой энергосистемы . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10 Какое будущее ждет Единую энергосистему РФ, согласно прогнозам, представленным в утвержденной Министерством энергетики РФ схеме и программе развития ЕЭС России на период с 2010 по 2016 год? Ответ — в статье.

Теплоэнергетика Тема номера. Антиутопия российской действительности . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14 Одна из ключевых проблем российских предприятий энергетики — дефицит оборотных средств, связанный с существованием просроченной дебиторской задолженности. О причинах этого явления и возможных действиях по устранению проблемы рассказывает Валерий Васильев, заместитель генерального директора ОАО «РАО ЭС Востока».

Атомная энергетика Дата. 65 лет атомной отрасли России . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16 Фоторепортаж. Экскурсия на Белоярскую АЭС . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17

ЭНЕРГОНАДЗОР

Малая энергетика Эффективность. Мощный выбор . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 18 На предпроектной стадии строительства мини-ТЭЦ важно верно определить состав оборудования и выбор установленной мощности станции. Последний напрямую связан с параметрами электропотребления. Ошибка в определении необходимого максимума нагрузки может привести к неоптимальному выбору установленной мощности станции и (или) ее неоптимальной комплектации основными генерирующими установками. Подробности в статье Александра Рубиновского и Евгения Кочурова (ООО «Лаборатория энергосбережения»).

Технологии и оборудование Новый метод. Восстановить нецелесообразно заменить . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20 Александром Назарычевым, заведующим кафедрой «Электрические станции, подстанции и диагностика электрооборудования» ГОУ ВПО «Ивановский государственный энергетический университет», проректором по научной работе ФГАОУ ДПО «Петербургский энергетический институт повышения квалификации, Дмитрием Андреевым, главным технологом отдела «Электрические системы и управление» ОАО «Зарубежэнергопроект», и Алексеем Туманиным, главным специалистом ОАО «ФСК ЕЭС», разработана методика принятия решений по замене электрооборудования или продлению его установленного нормативного срока службы, позволяющая определить предельный срок продления эксплуатации оборудования и соответствующий уровень среднегодовых затрат.

Диагностирование. Предупрежден — значит, вооружен . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23 Оперативный метод контроля технического состояния объектов электроэнергетики — термографическая диагностика. Однако и в бочке меда есть ложка дегтя. Подробности — в статье Анатолия Власова, Евгения Мухина и Бориса Царева (Мурманский государственный технический университет).

Энергоэффективность и нормирование Анализ. Закон что дышло . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 26 На сегодняшний день отсутствует нормативно-техническая база, в которой были бы строго регламентированы алгоритмы вычисления количества теплоты, израсходованного потребителем в системе водяного теплоснабжения. Но это не единственный вопрос, усложняющий взаимоотношения между потребителем и энергоснабжающей организацией, — утверждает Сергей Канев, генеральный директор Хабаровского центра энергоресурсосбережения.

Шаг вперед. Малозатратный механизм масштабной экономии . . . . . . . . . . . . . . . . . . 30 В России реализуется крупномасштабный национальный проект «Стандарты и маркировка для продвижения энергоэффективности в Российской Федерации». О том, что даст реализация этой программы, а также о зарубежном опыте в области стандартизации и маркировки энергоэффективности, рассказывает Андрей Кузьминов, вице-президент «РУСДЕМ-ЭЭ».

Бюджетная сфера. Экономным — бонус . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 33 Несмотря на принятие федерального закона № 261 и утверждение правительством курса на повышение энергоэффективности во всех сферах, на сегодняшний день недостаточно стимулов для реализации программ повышения энергоэффективности. Особенно остро этот вопрос стоит в бюджетной сфере. С предложениями по улучшению ситуации выступает Екатерина Чуксина, заместитель директора Департамента развития бизнеса ЗАО «Энерго-Сервисная Компания».

Электрооборудование Показатель качества. Во главе угла — надежность . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 34 Вопросы надежности оборудования остаются актуальными при любых экономических условиях. О показателях, определяющих качество оборудования и гарантирующих ответственность производителя за его долговечность и бесперебойную работу, размышляет Александр Смирнов, ведущий специалист ОМиВЭС (Свердловский завод трансформаторов тока).

Рекомендации. Выбор — дело серьезное . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 35 Как выбрать лучший трансформатор требуемого конструктивного исполнения? Наиболее очевидный и логичный критерий — это цена. Однако насколько это правильно с точки зрения объективного выбора наиболее качественного оборудования? На эти вопросы отвечают Юрий Савинцев, генеральный директор ЗАО «Корпорация «Русский трансформатор», и Ринат Карамутдинов, начальник управления технического развития ОАО «МРСК Сибири».

Обратная связь Вопрос – ответ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 38 Бизнес-предложение Справочник предприятий . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 40

№ 8 (17), СЕНТЯБРЬ, 2010 г.

Актуально | События, факты, комментарии МИНЭНЕРГО Определены требования к условиям контракта на энергосервис для государственных или муниципальных нужд. В соответствии с Федеральным законом «О размещении заказов на поставки товаров, выполнение работ, оказание услуг для государственных и муниципальных нужд» государственные или муниципальные заказчики вправе заключать государственные или муниципальные энергосервисные договоры (контракты), предметом которых является осуществление исполнителем действий, направленных на энергосбережение и повышение энергетической эффективности использования энергетических ресурсов (электроэнергии, газа, мазута, угля, воды и т.д.). Контракт на энергосервис заключается отдельно от контрактов на поставки указанных энергоресурсов. В исполнение указанного Закона в Постановлении Правительства РФ №636 «О требованиях к условиям контракта на энергосервис и об особенностях определения начальной (максимальной) цены контракта (цены лота) на энергосервис» от 18 августа 2010 определены требования к условиям, включаемым в контракт на энергосервис, которыми являются, в частности: • наличие перечня мероприятий, направленных на энергосбережение и повышение энергоэффективности, установленного конкурсной документацией, документацией об аукционе, в извещении о проведении запроса котировок, либо сформированного в заявке участника размещения заказа; • отсутствие компенсации участникам размещения заказов затрат, понесенных ими при проведении работ для подготовки конкурсного предложения, предложения на аукцион, в т.ч. аукцион в электронной форме, или ответа на запрос котировок; • определение размера экономии энергоресурса в натуральном выражении. Подробно регламентированы составляющие указанных показателей, а также меры ответственности за неисполнение контракта. Указаны особенности определения начальной (максимальной) цены контракта (цены лота) на энергосервис, предусматривающие учет таких факторов, как срок исполнения контракта, осуществление заказчиком расчетов за поставку энергоресурса по нескольким тарифам и способ размещения заказа.

ГИДРОЭНЕРГЕТИКА На Саяно-Шушенской ГЭС производится плановый ремонт. В рамках подготовки к осенне-зимнему периоду на Саяно-Шушенской ГЭС ведется плановопредупредительный ремонт гидроагрегатов № 5 и 6, введенных в эксплуатацию в 2010 г. Первым был отремонтирован ГА № 5, после чего с Оперативным диспетчерским управлением Сибири согласовано проведение аналогичных работ на ГА № 6. Ремонтные работы на ГА № 6 будут осу-

ществлены в срок с 20 сентября 2010 года по 10 октября 2010 года. По регламенту, плановые ремонты гидроагрегатов № 5 и 6 должны были состояться через год после начала их эксплуатации. В этом случае ремонтные работы, требующие остановки гидросилового оборудования, предстояло проводить в зимний период 2010–2011 годов в условиях пика потребления в Объединенной энергосистеме Сибири. Поэтому было принято решение провести ремонт ГА № 5 и ГА № 6 до начала ОЗП. В этом случае срок проведения следующих плановых осмотров и ремонтов данных агрегатов наступит не раньше апреля 2011 года, что даст возможность пройти зимний период без остановок гидроагрегатов и наиболее полно задействовать восстановленные мощности СШГЭС в энергоснабжении потребителей ОЭС Сибири. В соответствии с графиком восстановительных работ, до конца 2010 года под промышленную нагрузку будет поставлен гидроагрегат № 3, после чего рабочая мощность Саяно-Шушенской ГЭС составит 2 560 МВт. Полное восстановление ГЭС запланировано на 2014 год.

НОУ-ХАУ Новый метод плавления железа позволит обойтись без энергозатрат и выбросов парниковых газов. Ученые изобрели революционный способ получения железа, позволяющий избавиться от громадных выбросов парниковых газов, неизменно сопутствующих этому процессу. Профессор университета Джорджа Вашингтона Стюарт Лихт изобрел метод плавки железа, источником энергии для которого служит Солнце. На сегодняшний день основной метод получения железа — плавление железной руды в доменных печах при температурах свыше 2 000 °C. При этом в атмосферу Земли ежегодно выбрасывается 6,8 трлн. тонн углекислого газа. Лихт со своим коллегой Ваном Баохуем из Северо-Восточного университета в Дацине (Китай) разработали процесс, исключающий выброс CO2 в атмосферу. Для инновационного получения железа был разработан термоэлектрохимический процесс (STEP). Ученые показали, что железную руду можно плавить в растворе карбоната лития при значительно более низкой температуре — 800°C. Такой температуры вполне возможно достичь, применяя сфокусированные солнечные лучи.

ЭНЕРГОНАДЗОР

Используя электрический ток, полученный от солнечных батарей, ученые предлагают расщеплять расплав на ионы железа и кислорода. Таким образом, ионы железа и кислорода осядут на электродах, а углекислый газ не будет загрязнять атмосферу. Новый метод плавки железа не требует затрат на электроэнергию — наличие солнечного света позволяет плавить руду и расщеплять расплав на ионы. По сути, учеными впервые изобретен преобразователь солнечной энергии со стопроцентным КПД: свет нагревает расплав, а та часть энергии, которую удается преобразовать в ток фотоэлектрическим методом, идет на электролиз.

АТОМНАЯ ЭНЕРГЕТИКА

Третий блок Чернобыльской АЭС освободили от отработанного топлива. Завершилась выгрузка последней отработанной тепловыделяющей сборки из бассейна выдержки центрального зала третьего блока Чернобыльской АЭС. Ее переместили в пятый отсек действующего хранилища отработанного ядерного топлива. Работы по выгрузке топлива из блока № 3 были начаты 22 января 2010 года. За период эксплуатации блоков Чернобыльской АЭС на площадке было накоплено более 21 тысячи отработанных топливных сборок. Освобождение от топлива блока № 3 является необходимым условием выполнения проектов, связанных, в частности, со строительством нового безопасного «конфайнмента» (защитное

№ 8 (17), СЕНТЯБРЬ, 2010 г.

сооружение). В настоящее время на станции реализуется программа, согласно которой Чернобыльская АЭС будет полностью ликвидирована к 2065 году, и идет строительство объекта «Укрытие», призванного превратить Чернобыльскую станцию в безопасную систему. Объект будет представлять собой сооружение в форме арки высотой 105 метров, длиной 150 метров и шириной 260 метров. После возведения он будет «надвинут» на четвертый блок ЧАЭС, над которым после аварии 1986 года был построен саркофаг.

МИРОВАЯ ЭНЕРГЕТИКА Самая большая в мире «ветряная ферма» начала работу. Самая большая в мире прибрежная ветряная электростанция начала генерировать электроэнергию близ берегов Великобритании. Сооружение ветроэлектростанции, которую также называют «ветряной фермой», расположенной в 12 километрах от побережья английского графства Кент, продолжалось около двух лет. Электростанция состоит из 100 белых ветряных турбин-мельниц высотой 115 метров, разбросанных на площади около 35 квадратных километров. Общая мощность — 300 мегаватт в год, что позволит обеспечить энергоснабжение по меньшей мере 240 тысяч домов. Открытие этого объекта даст возможность довести общие объемы электроэнергии, получаемой в Великобритании с помощью ветра, до пяти гигаватт ежегодно (эквивалент обеспечения энергией 3 миллионов домов). В настоящее время страна располагает 250 «ветряными фермами», 13 из которых находятся в прибрежной зоне. Кроме того, Великобритания стала ближе к поставленной ей Евросоюзом цели довести к 2020 году долю энергии, полученной из возобновляемых источников, до 15% от общего объема. Однако Соединенное Королевство пока отстает по темпам развития ветроэнергетики от других европейских государств, таких как Испания, Португалия и лидирующих в этом секторе скандинавских стран. Показательно, что новая ветроэлектростанция использует датские ветряные турбины и управляется шведской энергетической компанией.

Актуально | Конференции Энергоэффективность-2010 8 сентября 2010 года в здании Правительства Москвы состоялась конференция «Энергоэффективность-2010. Саморегулирование и перспективы развития». В мероприятии приняли участие представители Государственной думы РФ, Общественной палаты РФ, руководители аппаратов Национальных объединений СРО в области строительства и проектирования, сотрудники страховых компаний и ведущих профильных вузов. В центре внимания участников конференции — проблема повышения энергоэффективности. Правительство РФ поставило перед субъектами экономики цель: снизить энергопотребление к 2020 г. на 40%. Для решения этой задачи необходимо устранить ряд проблем, существующих в отрасли. По словам Владимира КОТЕЛЬНИКОВА, генерального директора ОАО «НТЦ «Промышленная безопасность», для создания реально работающей системы энергоэффективности в стране необходимо четко прописать роли всех участников рынка энергораспределения и энергопотребления, создать грамотный алгоритм проведения энергетических обследований, которому обязаны следовать все ответственные лица. Сергей МАРТЮШОВ, ведущий советник аппарата Комитета по энергетике Государственной думы РФ, назвал неэффективное использование энергетических ресурсов одной из главных проблем российской экономики. По данным международного энергетического агентства, российская экономика значительно превосходит другие страны мира по объему используемого газа на производство единицы продукции. Показатели России почти в 6 раз уступают США и в 8 раз — Германии. Российская энергетика ежегодно сжигает лишние 40–50 миллиардов кубометров газа; нарастает процесс физического и морального устаревания оборудования. Для разрешения подобной ситуации Правительством РФ принят и подлежит исполнению Федеральный закон РФ № 261-ФЗ «Об энергосбережении…». Представитель департамента регулирования градостроительной деятельности Министерства регионального развития РФ Виктория ГОГОЛИНСКАЯ призвала участников конференции обратить внимание на необходимость реализации региональных и муниципальных программ в области энергосбережения и повышения энер-

гетической эффективности и заявила о необходимости для участников рынка энергетического обследования влиять на государственную политику отрасли через саморегулируемые организации. По мнению Анвара ШАМУЗАФАРОВА, вицепрезидента Национального объединения проектировщиков, повышение энергоэффективности тесно связано с выполнением градостроительных мер. Он обратил внимание на необходимость поэтапного обновления СНИПов и ГОСТов для их постепенного преобразования в своды правил. Самой обсуждаемой темой конференции стало введение саморегулирования в области энергетического обследования и новые требования, предъявляемые к энергоаудиторам. В Законе № 261-ФЗ предусмотрено, что проводить энергоаудит могут только члены саморегулируемых организаций в области энергоаудита. Как отметил Николай ПЕРЧАТКИН, руководитель службы энергоаудита ОАО «Московская объединенная энергетическая компания», на сегодняшний день в России существует 50 некоммерческих партнерств в области энергоаудита, 16 из них уже получили статус СРО. На саморегулируемые организации возложены функции по разработке стандартов и правил, регламентирующих порядок проведения энергетических обследований, оформления энергопаспорта, расчета потенциала энергосбережения и других документов, определяющих требования по контролю качества. Введение саморегулирования в области энергетических обследований и новые требования к энергетическим паспортам вызвали живой интерес у участников конференции. Ряд вопросов, например, образование энергоаудиторов, страхование ответственности СРО за качество услуг, предоставляемых их членами, стали дискуссионными. По словам Александра ХАЛИМОВСКОГО, председателя Совета НП «Энергоаудит», саморегулированию в области энергетического обследования предстоит сломать три основных барьера на пути к энергоэффективной экономике: нехватка квалифицированных специалистов, отсутствие стимула и существенного опыта энергосбережения. Конференция «Энергоэффективность-2010. Саморегулирование и перспективы развития» помогла расставить акценты на этих проблемах и дала представителям власти и бизнеса повод задуматься над способами их разрешения.

ЭНЕРГОНАДЗОР

Большая энергетика | Подробности

В Шаг к обеспечению долгосрочной надежности Мощность — особый товар. Его покупка дает участнику оптового рынка право требовать обеспечение готовности генерирующего оборудования к выработке электрической энергии установленного качества в необходимом данному участнику количестве. Раздельная торговля электроэнергией и мощностью сглаживает колебания цен на электрическую энергию для конечного потребителя. При этом наличие долгосрочного рынка мощности позволяет инвесторам точнее прогнозировать возмещение затрат на строительство генерирующих мощностей.

Материал предоставлен НП «Совет рынка»

№ 8 (17), СЕНТЯБРЬ, 2010 г.

огласно Постановлению Правительства № 89 «О некоторых вопросах организации долгосрочного отбора мощности на конкурентной основе на оптовом рынке электрической энергии (мощности)» от 24 февраля 2010 года, введение модели Долгосрочного рынка мощности (ДРМ) призвано решить ряд задач, важных как для развития электроэнергетики, так и для экономики страны в целом. В их числе обеспечение долгосрочной надежности — предупреждение дефицита в энергосистеме и формирование наиболее эффективной структуры генерации. Долгосрочный рынок мощности позволит повысить инвестиционную привлекательность отрасли и стимулировать инвестиционный процесс в создание и модернизацию основных энергетических фондов. Посредством рынка мощности будет минимизирована совокупная стоимость электроэнергии и мощности для потребителей и начнется активное формирование региональных ценовых сигналов для развития генерации, потребления и сетей. Отбор наиболее эффективных генерирующих объектов создаст стимулы к совершенствованию генерирующего оборудования, повышению его эффективности и поддержанию его в работоспособном состоянии. Помимо этого новые правила рынка мощности формируют долгосрочные ценовые сигналы, которые гарантируют поставщикам, мощность которых нужна в энергосистеме, как минимум безубыточную деятельность на оптовом рынке, а при высокой эффективности генерирующего оборудования — получение значительной прибыли.

основе долгосрочного рынка лежат ежегодно проводимые Системным оператором Единой энергетической системы конкурентные отборы мощности (КОМ) на четыре года вперед (то есть на год, который наступит через четыре полных года после конкурентного отбора). 30 августа 2010 года Наблюдательный совет НП «Совет рынка» принял регламент о проведении долгосрочного конкурентного отбора мощности, а также соответствующие регламенты о механизмах купли-продажи мощности и финансовых расчетах за нее. С 1 января 2011 года на оптовом рынке мощность будет продаваться по следующим механизмам: • по итогам КОМ на соответствующий год; • по свободным договорам купли-продажи мощности (СДМ) при условии, что эта мощность отобрана на КОМ; • по договорам о предоставлении мощности (ДПМ); • торговля мощностью новых АЭС и ГЭС, в отношении которых заключены специальные договоры купли-продажи; • торговля мощностью вынужденных генераторов (генерирующих объектов, не отобранных на конкурентном отборе, но продолжение работы которых необходимо по технологическим и иным причинам). Процедура конкурентного отбора мощности — долгосрочная: • на 2011 год проводится в октябре 2010 года; • на 2012, 2013, 2014 и 2015 годы — до 1 июня 2011 года; • на 2016 и последующие годы — за 4 полных года до года поставки. Основная информация о проведении конкурентного отбора публикуется на официальном сайте Системного оператора, в нынешнем году за 20 дней до проведения отбора, в последующие годы — за три месяца. За время с момента опубликования информации на сайте Системного оператора до начала подачи ценовых заявок участники КОМ имеют возможность в соответствии с полученными данными сформировать свои заявки на участие в отборе. В Постановлении Правительства также предусмотрена процедура корректировочного конкурентного отбора. Его проводят в том случае, если в системе уже после проведения долгосрочного КОМ прогнозируется нехватка мощности, причинами чего может стать увеличение прогноза потребления относительно прогноза на «основном» долгосрочном КОМ или незапланированный вывод из эксплуатации действующей генерации. В этом случае в дополнение к отобранной на долгосрочном КОМ мощности отбирается мощность, позволяющая покрыть прогнозируемый дефицит. Корректировочные КОМ проводятся при необходимости до 1 октября года, предшествующего году поставки. В том случае, если, наоборот, произойдет незапланированное снижение спроса, мощность, отобранная на долгосрочном КОМ, будет оплачена в любом случае.

Большая энергетика | Подробности В основе долгосрочного рынка лежат ежегодно проводимые

Системным оператором Единой энергетической системы конкурентные отборы мощности на четыре года вперед

а территориях зон свободного перетока энергии (ЗСП), где анализ конкурентной ситуации на рынке мощности показывает, что торговля проходит в условиях ограниченной конкуренции, предельный уровень цен вводится с целью недопущения манипулирования субъектами оптового рынка ценами на мощность. После проведения анализа концентрации поставщиков при осуществлении отбора на 2011 год ФАС России установила необходимость применения предельного уровня цен в 26 ЗСП из 29. Величины предельного уровня цены на мощность для КОМ установлены Постановлением Правительства № 238 «Об определении ценовых параметров торговли мощностью на оптовом рынке электрической энергии (мощности) переходного периода» от 13 апреля 2010 года отдельно для первой и второй ценовой зоны оптового рынка. В первой ценовой зоне (Европейская часть России и Урал) предельный уровень составляет 118 тыс. руб./МВт в месяц, во второй (Сибирь) — 126 тыс. руб./МВт в месяц. В ЗСП, в которых КОМ проводится с применением предельного уровня, поставщики должны подать заявки с ценой не выше предельной. Заявки, цена в которых превышает предельный уровень, не будут рассмотрены и, соответственно, отобраны на КОМ. По итогам конкурентного отбора мощности в таких ЗСП определяется единая (маржинальная) цена мощности для всех отобранных поставщиков. Она соответствует максимальной из цен, указанных в отобранных на КОМ в этой ЗСП ценовых заявках поставщиков. Исходя из этой же цены будет рассчитываться стоимость мощности, покупаемой в этой ЗСП по итогам КОМ. При этом в ЗСП, в которых КОМ проводится с применением предельного уровня цен, Постановлением Правительства № 238 устанавливается также и минимальный уровень цен, ниже которого не может сложиться маржинальная цена КОМ. Для первой ценовой зоны минимум составляет 37,4 тыс. руб./МВт, для второй — 52,2 руб./МВт.

ринцип проведения конкурентного отбора в ЗСП, в которых не применяется предельный уровень цены, несколько сложнее. Здесь существуют определенные условия, которые должны выполняться поставщиками при подаче заявок.

Во-первых, если поставщик на территории ЗСП владеет значительным количеством генерации (в первой ценовой зоне — более 15% от всей установленной мощности генерации в ЗСП, во второй — 10%), то на определенный объем мощности этот поставщик обязан подать ценопринимающие заявки. При этом объем мощности, на который указывается конечная цена, не должен превышать 15% (10% соответственно) общего объема всей установленной мощности в данной ЗСП. Во-вторых, Правительство РФ установило, что ценовые заявки, составляющие 15% (10%) наиболее дорогого предложения, не формируют маржинальную цену КОМ. Таким образом, маржинальная цена КОМ в таких ЗСП определяется самой дорогой заявкой, не попавшей в область данных 15% (10%) самых дорогих заявок. При этом по маржинальной цене будет оплачена мощность, отобранная на КОМ, в отношении которой в заявке была указана цена ниже маржинальной цены КОМ. Мощность генерирующих объектов, в отношении которых указанная в заявке цена была выше маржинальной, и при этом такие объекты были все равно отобраны Системным оператором на КОМ (за счет необходимых системе технических параметров), будет оплачена следующим образом: • генерирующие объекты, цена мощности которых не вошла в область 15% самого дорогого предложения, будут оплачены по цене, указанной в заявке; • генерирующие объекты, заявки в отношении которых вошли в эту область, получат оплату мощности по минимуму из цены в заявке и цены, установленной для них ФСТ России. Стоимость мощности, покупаемой по итогам КОМ покупателями в этой ЗСП, будет рассчитываться исходя из маржинальной цены КОМ.

о итогам проведения конкурентного отбора на оптовый рынок будет поставляться мощность: • отобранная на КОМ; • «вынужденных генераторов»; • в отношении которой заключены ДПМ или договоры купли-продажи мощности новый АЭС и ГЭС. Перед началом поставки мощности проходит аттестация генерирующего оборудования — определение предельного объема поставки мощности данным генератором.

Долгосрочный рынок мощности

ЭНЕРГОНАДЗОР

Если объем аттестованной мощности меньше, чем изначально заявленный, то за недостающую мощность поставщик выплачивает штраф. Штраф по договорам, заключенным по итогам КОМ и в отношении вынужденных генераторов, составляет 25% от стоимости неаттестованного объема мощности. Для мощности, в отношении которой заключены ДПМ, размер штрафа прописывается непосредственно в договоре. При этом для поставщиков, заключивших ДПМ, существует возможность нештрафуемого снижения объема мощности в пределах 10%. Если же мощность была аттестована, но поставленный на оптовый рынок объем был снижен из-за невыполнения поставщиком требований по готовности генерирующего оборудования к выработке электроэнергии, то штрафы не взимаются. При этом поставщику оплачивается сниженный объем мощности.

ействующие АЭС и ГЭС участвуют в КОМ на общих основаниях, но в 2011– 2012 годах к цене их мощности возможна надбавка в качестве инвестиционной составляющей на строительство новых объектов, которая устанавливается ФСТ (впоследствии выплаченные средства будут учтены при установлении цены мощности для новых генерирующих объектов АЭС и ГЭС).

№ 8 (17), СЕНТЯБРЬ, 2010 г.

В отношении мощности новых АЭС и ГЭС, строящихся в соответствии с утвержденными государством инвестиционными программами, могут быть заключены договоры куплипродажи мощности новых АЭС и ГЭС, аналогичные договорам о предоставлении мощ ности. В числе основных отличий договоров куплипродажи мощности новых АЭС и ГЭС от ДПМ стоит отметить, что при заключении последних цена формируется по определенным параметрам, изложенным в Постановлении Правительства № 238. В отношении новых АЭС и ГЭС цена будет устанавливаться ФСТ России. При ее формировании будет учитываться тот факт, что часть средств на строительство этих станций уже была получена (бюджетное финансирование и средства, заложенные в тарифах на реализацию реставрирования старых генерирующих объектов) и повторно выплачиваться не будет. Кроме того, в отношении новых АЭС и ГЭС предусмотрена возможность нештрафуемой отсрочки ввода объектов в промышленную эксплуатацию в пределах 1 года (при уведомлении об этом за год до исходной даты ввода в эксплуатацию). Срок действия договоров купли-продажи в отношении АЭС и ГЭС — 20 лет, при расчетном сроке окупаемости — 30 лет.

Отбор наиболее эффективных генерирующих объектов создаст стимулы к совершенст вованию генерирующего оборудования

Большая энергетика | Прогноз

Развитие Единой энергосистемы Министерство энергетики РФ утвердило схему и программу развития Единой энергосистемы России на период с 2010 по 2016 год. Документ разработан в соответствии с «Правилами разработки и утверждения схем и программ перспективного развития электроэнергетики». Основная цель создания схемы и программы развития ЕЭС России — содействие развитию сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей, а также удовлетворение долгосрочного и среднесрочного спроса на электрическую энергию и мощность. Потребности

В целом России

по ЕЭС

установленная мощность электростанций при заданном развитии генерирующих мощностей возрастет и составит 247,7 млн. кВт в 2016 г.

Региональное развитие до 2012 года определяется уровнем спада производства и экономичес ким ростом. Достижение докризисных показателей спроса на электрическую энергию по ОЭС ожидается: • в 2010 году — в ОЭС Востока; • в 2011 году — в ОЭС Северо-Запада, Центра, Юга, Сибири; • в 2012 году — в ОЭС Урала; • в 2013 году — в ОЭС Средней Волги. В связи с развитием инфраструктурных объектов и созданием новых предприятий обрабатывающей промышленности в 2013–2016 годах прогнозируется прирост спроса на электроэнергию в ОЭС Сибири, ОЭС Востока, ОЭС Юга. Максимальная электрическая нагрузка ЕЭС России на 2016 год будет на уровне 176,2 млн. кВт, что соответствует среднегодовым темпам прироста за 2010–2016 годы — 2,3%. Величина перспективной потребности в установленной мощности электростанций ЕЭС России на 2010–2016 гг. определена с учетом: • прогнозируемых максимумов нагрузки потребителей; • сальдо экспорта (импорта) мощности; • нормативного расчетного резерва мощности; • величины ограничений установленной мощности электростанций; • величины неиспользуемой мощности нетрадиционных источников энергии (ветровых электростанций) в период прохождения максимума нагрузки. При оценке потребности в мощности для ОЭС европейской части ЕЭС России учитывается максимум потребления, совмещенный с ЕЭС, для ОЭС Сибири — совмещенный с ЕЭС и собственный, а для ОЭС Востока — собственный максимум потребления. При принятых уровнях и режимах потребления мощности прогнозируемый суммарный максимум потребления

(без учета экспорта) по ЕЭС России на уровне 2010 года составит 151,5 млн. кВт и возрастет к 2016 г. до 177,3 млн. кВт (с учетом ОЭС Востока на собственный максимум нагрузки). Без учета ОЭС Востока — 146,4 и 171,0 млн. кВт соответственно.

Экспорт (импорт) Величина экспорта (импорта) мощности и электрической энергии из ЕЭС России принята на основе имеющихся договоров, предварительных соглашений и разрабатываемых ОАО «Интер РАО ЕЭС» перспективных проектов. Экспортные поставки из ЕЭС России на уровне г. предусматриваются в объеме 6,2 млн. кВт/22,1 млрд кВт•ч, в 2016 году – 6,8 млн. кВт/25,4 млрд. кВт•ч. С 2011 года предусматривается реализация первого этапа экспорта мощности и электрической энергии из ОЭС Востока в Китай с поставкой в 2016 г. 0,45 млн. кВт/2,7 млрд. кВт•ч. Реализация второго этапа (в размере 3,0 млн кВт/18 млрд. кВт•ч) связана с сооружением экспортных электростанций: Ерковецкой ТЭС (1 200 МВт) в Амурской энергосистеме и Ургальской ТЭС (2 400 МВт) в Хабаровской энергосистеме, поэтому в 2015–2016 гг. не рассматривается. Исходя из балансовой ситуации, импорт мощности в 2010–2016 гг. не предусматривается. В составе импорта электрической энергии учитываются только режимные перетоки электрической энергии из Азербайджана, Грузии, Украины и Монголии. Их суммарный объем оценивается в 1,02 млрд. кВт•ч в год.

Развитие отраслей энергетики Развитие атомной энергетики предполагается за счет сооружения новых АЭС и установки новых энергоблоков на действующих АЭС, в том числе: • Калининская АЭС (1 000 МВт в 2012 году); • Волгодонская АЭС (ВВЭР-1000 в 2010 году и ВВЭР-1100 в 2014 году); • Белоярская АЭС (четвертый энергоблок типа БН-880 в 2014 году). Сооружение АЭС на новых площадках предусматривается: – в ОЭС Северо-Запада: • Балтийская АЭС (с вводом первого энергоблока ВВЭР-1150 в 2016 г.), • Ленинградская АЭС-2 (предзамена выбывающих в 2018 и 2020 гг. энергоблоков по 1000 МВт) с вводом в эксплуатацию первого энергоблока ВВЭР-1170 в 2013 г. и второго энергоблока ВВЭР1170 — в 2016 г.; – в ОЭС Центра — Нововоронежская АЭС-2 (первый и второй энергоблоки типа ВВЭР-1199 в 2013 и 2015 годах). Развитие гидроэнергетики предполагается в наиболее перспективных по наличию гидроресурсов регионах страны — на Северном Кавказе и в Сибири, а также за счет развития гидроаккумулирующих электростанций (ГАЭС) в европейской зоне России. Вводы мощности на ГЭС ЕЭС России в период 2010–2016 гг. предусматриваются в объеме 3,52 млн. кВт. Первоочередной задачей в пред-

ЭНЕРГОНАДЗОР

Табл. 1 Прогноз мощности ОЭС на период 2010–2016 гг. ОЭС Северо-Запада Центра Средней Волги Юга Урала Сибири Востока

Доля в общем потреблении мощности ЕЭС России 2010, % 9,8 24,5 11,0 8,8 22,8 19,8 3,4

2016, % 9,5 24,1 11,0 9,1 22,1 20,6 3,6

Собственный максимум электрической нагрузки К 2010, млн. кВт 15,0 37,1 17,4 13,7 35,6 31,5 5,2

К 2016, млн. кВт 17,2 42,8 19,8 16,5 40,1 38,2 6,3

Среднегодовой прирост максимумов нагрузки за 2010–2016 гг., % 2,5 2,1 1,9 3,2 1,7 3 3,3 Табл. 2

Годовое число часов использования мощности электростанций ЕЭС России

АЭС ТЭС

Фактически 2008 г. 2009 г. 6 900 7 000 5 100 4 600

2010 г. 6 900 4 700

стоящий период является завершение строительства ГЭС, имеющих высокую степень готовности к вводу в эксплуатацию: Зарамагские ГЭС в ОЭС Юга (342 МВт до 2013 г.), Богучанская ГЭС в ОЭС Сибири (3 000 МВт в 2010–2012 гг.). Развитие тепловой электроэнергетики на органическом топливе связано с внедрением энергосберегающих технологий производства электрической энергии (ПГУ и ГТУ) как при строительстве, так и при реконструкции генерирующих мощностей на газе и созданием оборудования с суперсверхкритическими параметрами острого пара на угле. Строительство электростанций на основе парогазового цикла, техническое перевооружение существующих энергообъектов с применением парогазовых технологий является приоритетным направлением технической политики в электроэнергетике России. В прогнозируемой структуре производства электрической энергии ЕЭС: • доля АЭС увеличится с 16,9% в 2010 г. до 18,7% в 2016 г.; • доля ГЭС снизится с 15,7% до 15,6%; • доля ТЭС снизится с 67,4% до 65,7%.

№ 8 (17), СЕНТЯБРЬ, 2010 г.

2011 г. 7 100 4 600

2012 г. 7 000 4 600

Прогноз 2013 г. 7 300 4 600

2014 г. 7 100 4 600

2015 г. 7 100 4 700

2016 г. 7 200 4 800

Развитие генерирующих мощностей При формировании установленной мощности электростанций ЕЭС России на 2010–2016 гг. учтены новые вводы объектов по производству электрической энергии и мероприятия по демонтажу, модернизации и реконструкции (перемаркировке) действующего генерирующего оборудования, согласно предложениям генерирующих компаний (на 1 февраля 2010 г.) с учетом корректировки. Суммарно потребность в генерирующей мощности по ЕЭС России в 2010 г. составляет 207,2 млн. кВт с ростом к 2016 г. до 235,7 млн. кВт. Планируемые объемы демонтажа мощности на электростанциях ЕЭС России составят 8,4 млн. кВт, в т. ч.: на АЭС — 0,6 млн. кВт, на ТЭС — 7,8 млн. кВт. В 2010 году на ТЭС предполагается демонтаж 1,76 млн. кВт морально устаревшего оборудования, в основном находящегося в длительной консервации. По АЭС предусматривается останов в 2010 г. реакторов Железногорского горно-химического комбината (180 МВт) в Красноярском крае и де-

Большая энергетика | Прогноз При ожидаемом изменении потребления электрической энергии и вводах генерирующих мощностей баланс мощности

ЕЭС

в период

2010–2016 гг.

является избыточным

монтаж в 2016 г. третьего энергоблока на Нововоронежской АЭС (417 МВт) в Воронежской области. Вводы новых генерирующих мощностей на электростанциях ЕЭС России предусматриваются в объеме 42,85 млн. кВт, в т. ч. на АЭС — 9,87 млн. кВт, на ГЭС — 3,52 млн. кВт, на ГАЭС — 0,98 млн. кВт, на ТЭС — 28,48 млн. кВт. В рамках формирования генерирующими компаниями (ГК) программ по выводу из эксплуатации неэффективного и выработавшего свой ресурс генерирующего оборудования рекомендуется дополнительно к демонтажу оборудования, предложенного ГК, рассматривать вывод из эксплуатации оборудования: • находящегося в состоянии длительной консервации; • удовлетворяющего одновременно двум критериям: введено в эксплуатацию до 1960 года и имеет низкие параметры свежего пара (менее 90 кгс/см2). При этом для принятия решения о возможности вывода из эксплуатации оборудования необходимо учитывать следующие факторы: • обеспечение надежного тепло- и электроснабжения потребителей в соответствующем энергоузле (энергорайоне); • необходимость продолжения эксплуатации распределительного устройства электростанции; • обеспечение поддержания требуемых уровней напряжения (необходимость продолжения

эксплуатации части генерирующего оборудования в режиме синхронных компенсаторов или обеспечения ввода новых сетевых элементов, позволяющих поддерживать требуемые режимы производства/потребления реактивной мощности); • необходимость пересмотра ранее выданных технических условий на присоединение новых потребителей.

Мощность Установленная мощность электростанций ЕЭС России возрастет к 2016 г. на 35,89 млн. кВт (16,9%) и составит 247,74 млн. кВт. В рассматриваемый период в структуре генерирующих мощностей ЕЭС России: • возрастет доля АЭС с 11,1 до 13,2%; • снизится доля ГЭС с 21,0 до 19,9%; • снизится доля ТЭС с 67,9 до 66,9%. Фактор, оказывающий значительное влияние на спрос мощности, — величина резерва мощности, необходимого по условиям обеспечения надежности функционирования ЕЭС и ОЭС России. Планируемый перспективный резерв мощности складывается из трех составляющих: ремонтного (включая модернизацию), оперативного и стратегического резервов. Величина нормируемого расчетного резерва мощности до 2016 года составляет по ОЭС 12–23% от максимума нагрузки в соответствии с Методическими рекомендациями по проектированию развития энергосистем. Абсолютная величина

ЭНЕРГОНАДЗОР

резерва мощности в ЕЭС России в 2010 г. должна составить 24,8 млн. кВт, в 2016 г. — 29,2 млн. кВт. Нормативный резерв мощности (НРМ) ЕЭС России составляет 16,4% от максимума нагрузки, НРМ по европейской части ЕЭС — 17%, ОЭС Сибири — 12%, ОЭС Востока — 22%. За рассматриваемый период суммарно по ОЭС величина резерва возрастет на 4,4 млн кВт и составит 24,8 млн. кВт в 2010 г. и 29,2 млн. кВт — в 2016 г. При расчете балансов мощности учтены дополнительные факторы: • ограничение мощности при вводе генерирующего оборудования после прохождения зимнего максимума нагрузки («вводы 4-го квартала»); • наличие в отдельные годы «запертой» мощности в ряде регионов, которая из-за отсутствия или недостаточной пропускной способности электрических сетей не может быть выдана в смежные энергосистемы и ОЭС. Наличие избытков мощности в ряде энергосистем при отсутствии или недостаточной пропускной способности их внешних электрических связей приводит к наличию «запертой» мощности. В 2010–2016 гг. прогнозируется наличие такой мощности в энергосистемах ОЭС Северо-Запада, в Коми, Архангельской и Кольской энергосистемах. Величина «запертой» мощности в 2010 г. оценивается в размере 0,7 млн. кВт и снизится к 2016 году до 0,4 млн. кВт. Избытки мощности ОЭС Востока представлены как дополнительный местный резерв мощности, хотя в результате слабых электрических связей и отсутствия

№ 8 (17), СЕНТЯБРЬ, 2010 г.

параллельной работы с ЕЭС также могут быть отнесены к «запертой» мощности в ЕЭС России. Величина мощности, не участвующей в балансе на час прохождения максимума потребления, достигает в отдельные годы 2,6–6,1 млн. кВт, что составляет 1,2–2,5% от установленной мощности электростанций. В результате необходимая для обеспечения балансов установленная мощность электростанций ЕЭС России оценивается 211,5 млн. кВт в 2010 г. и 238,8 млн. кВт — в 2016 г. В целом по ЕЭС России установленная мощность электростанций при заданном развитии генерирующих мощностей возрастет с отчетной величины 211,8 млн. кВт в 2009 г. на 35,8 млн. кВт и составит 247,7 млн. кВт в 2016 г. При ожидаемом изменении потребления электрической энергии и вводах генерирующих мощностей баланс мощности ЕЭС в период 2010– 2016 гг. является избыточным. Покрытие нагрузки будет производиться с фактическим превышением величины нормативного резерва. В период 2010–2016 гг. баланс мощности по ЕЭС России в целом складывается с превышением нормативного резерва на 3,8–8,7% (избытки мощности изменяются в диапазоне от 6,0 млн. кВт в 2010 г. до 8,9 млн. кВт к 2016 г.). Вместе с тем, учитывая систематические переносы сроков ввода электростанций и электросетевых объектов, следует отметить, что избытки мощности являются вероятностной величиной и могут существенно сократиться.

Установленная мощность электростанций

ЕЭС России возрастет к 2016 г. на 16,9%

Теплоэнергетика | Тема номера

Антиутопия российской действительности

положение может быть очень опасным: оно ведет к повышению финансовых рисков и, как следствие, к финансовой неустойчивости компаний. Это обусловлено не только кризисом неплатежей, но и неэффективным правовым регулированием со стороны государства, и недостатками системы управления предприятием в целом. Cуммы убытков, ежегодно подлежащие списанию в теплоснабжающих компаниях и сформированные в результате непогашения судебно исполнительных листов покупателей, составляет 5-–10% выручки компании.

Одна из ключевых проблем российских предприятий энергетики на сегодняшний день — постоянный рост дефицита оборотных средств. Снижение оборачиваемости и сокращение собственных оборотных средств компании связаны прежде всего с существованием просроченной дебиторской задолженности. Очевидно, что до тех пор, пока не будут сокращены неплатежи, добиться серьезного экономического роста в энергетической отрасли невозможно.

а рост дебиторской задолженности за тепловую энергию оказывают влияние несколько факторов. Первый: отсутствие эффективной деятельности предприятий-перепродавцов тепловой энергии по сбору денежных средств и взысканию дебиторской задолженности с граждан-потребителей. В Петропавловск-Камчатском ГО уровень сбора составляет 75–85% от объема оказанных услуг. Второй: неприведение в соответствие нормативов потребления тепловой энергии. В этой области действуют несколько документов: • Постановление Правительства РФ № 306 «Об утверждении Правил установления и определения нормативов потребления коммунальных услуг» от 23 мая 2006 года; • Постановление Правительства РФ № 307 «О порядке предоставления коммунальных услуг гражданам» от 23 мая 2006 года, которым предусмотрен механизм ежегодного перерасчета потребленной теплоэнергии исполнителями коммунальных услуг по отоплению для населения. Но этот механизм не реализуется предприятиямиперепродавцами теплоэнергии; • Постановление градоначальника № 195 «Об утверждении цен и тарифов на жилищнокоммунальные услуги в ПетропавловскКамчатском городском муниципальном образовании» от 28 февраля 2005 года; • Постановление Главы ПетропавловскаКамчатского ГО № 392 «О внесении изменений в постановление градоначальника от 28 февраля 2005 г. № 195 «Об утверждении цен и тарифов на жилищно-коммунальные услуги в Петропавловск-Камчатском городском муниципальном образовании» (с учетом внесенных изме-

Валерий ВАСИЛЬЕВ, заместитель генерального директора ОАО «РАО ЭС Востока» (Москва)

есмотря на то, что дочерними зависимыми обществами холдинга «ОАО «РАО ЭС Востока» вырабатывается более 55% тепловой энергии Дальневосточного Федерального округа и более чем на 90% обеспечивается теплопотребление его крупнейших городов, в настоящее время на этой территории создалось сложное положение с теплоснабжением. С целью исполнения технических требований к стабильной эксплуатации оборудования, нехватка средств на замену и ремонт генерирующих установок и тепловых сетей компенсируется получением кредитов в банковской системе. Положение усугубляется задолженностью потребителей по оплате за тепловую энергию, что приводит к дополнительному кредитованию и непредусмотренным тарифами расходам, многолетней задолженностью потребителей. В странах со стабильной экономической системой, низким уровнем инфляции увеличение задолженности расценивается как свидетельство наращивания оборота и не считается тревожным сигналом. Однако в России, в условиях повышенной инфляции и нестабильности экономики, такое

ЭНЕРГОНАДЗОР

нений)» от 6 февраля 2009 года, в котором установлены нормативы потребления ГВС (сниженные относительно ранних периодов). Третий. Проведенный анализ достаточности нормативов, по данным ОАО «Камчатскэнерго», показал, что величина нормативов на отопление, по которым производятся расчеты с гражданамипотребителями и управляющими компаниями, не обеспечивает в полном объеме потребность многоквартирных домов в тепловой энергии согласно заключенным договорам. Таким образом, разница между годовым договорным объемом потребления тепловой энергии и годовым объемом, рассчитанным исходя из утвержденного норматива, по предварительной оценке составляет 359,2 млн. руб. Такая ситуация не позволяет исполнителю коммунальных услуг в полном объеме произвести расчет за фактически потребленные ресурсы, поставленные ресурсоснабжающей организацией на границу раздела. Четвертый. На сегодняшний день законодательством не предусмотрена возможность предъявления гражданам тех потерь тепловой энергии с циркуляцией в системе ГВС, которые обусловлены технологическим процессом. Внутридомовые потери ГВС — это не что иное, как затраты на транспортировку горячей воды до точки разбора. Эти потери не учтены ни в нормативе, ни в тарифе ГВС, поскольку законодательство не указывает, что эти потери должны быть в него включены. Величина потерь зависит не от количества слитой горячей воды, а от протяженности и диаметра внутридомовой системы ГВС. Следовательно, с точки зрения технологии, нельзя включать в расчет тарифа ГВС потери с циркуляцией. В соответствии с п. 48 Постановления РФ № 520 от 14 июня 2008 года в тариф ГВС включается только количество тепловой энергии, необходимое для нагрева 1 м3, без учета количества тепловой энергии, необходимого для транспортировки горячей воды до точки разбора. Выставление потерь внутридомовых систем производится в Гкал, а потребленная горячая вода — в м3. В ОМС были направлены предложения по установлению фиксированного размера платы за потери с циркуляцией в системе ЦГВС.

аким образом, с целью недопущения роста задолженности управляющей компании перед ресурсоснабжающей организацией необходимо принять следующие меры для приведения нормативных актов в соответствие с действующим законодательством РФ: • установить нормативы коммунальных услуг, обеспечивающие в полном объеме потребность многоквартирных домов фактически потребляемой тепловой энергии согласно заключенным договорам; • указать исполнителям коммунальных услуг, находящихся на территории ПетропавловскКамчатского ГО, на необходимость произведения перерасчета коммунальных услуг в соответствии с Постановлением Правительства РФ № 307 от 26 мая 2006 года; • разрешить вопрос с потерями во внутридомовых системах ЦГВС.

№ 8 (17), СЕНТЯБРЬ, 2010 г.

Причины образования дебиторской задолженности двух основных теплосбытовых ДЗО ОАО «Дальневосточная генерирующая компания» На 1 января 2010 года дебиторская задолженность за потребленную тепловую энергию составила 3 328,5 млн. руб.

ОАО «Камчатскэнерго»

На общество приходится наибольший объем задолженности в процентном отношении к выручке 2009 года — 47%. Это связано с неплатежами предприятий перепродавцов тепловой энергии, находящихся в собственности городских и краевых органов государственной власти Камчатского края. В цифровом выражении дебиторская задолженность ОАО «Камчатск энерго» на 1 января 2010 года — 1 238,2 млн. руб. • Рост количества • Несоответствие фактического потреблеубыточных предприятий ния тепловой энергии многоквартирными (+10% относительно домами и утвержденными на территории 2009 года). Петропавловск-Камчатского городского округа • Тяжелое финансовое нормативными величинами платы за отоплеположение наиболее ние гражданами-потребителями. крупных градообразую• Неисполнение предприятиями ЖКХ рещих предприятий. шений судов различных инстанций в пользу • Снижение объемов ОАО «Камчатскэнерго». кредитования пред• Неисполнение соглашения по реструктуприятий; в результате в ризации задолженности от 2005 года, несмотря рисковую зону попали на подписание данного соглашения первыплатежи, осуществляеми лицами субъекта РФ и Петропавловскамые предприятиями Камчатского. за счет привлечения • Неисполнение гарантий администрацией кредитных средств. Петропавловск-Камчатского городского округа • Отсутствие по оплате текущего потребления. финансово• В соответствии с законодательством материальных возможне предусматривается применение авансовых ностей в бюджете управ- платежей, что приводит к увеличению расчетляющих компаний для ного периода оплаты и образованию двухмеоказания коммунальных сячной дебиторской задолженности. услуг по теплоснабжения • Необоснованные отказы от принятия граждан; финансовых фактического потребления теплоэнергии и средств хватает только теплоносителя предприятием МУП «Горсеть» на ремонт и содержание от теплоснабжающей организации. дома. • Увеличение полезного отпуска тепло• Отсутствие вой энергии в стоимостном выражении из-за финансововключения компенсации разницы в тарифах на материальных возможтеплоэнергию, отпущенную населению. ностей управляющих • Дефицит бюджетного финансирования по компаний для оказания компенсации разницы в тарифах на теплоэнеркоммунальных услуг гию, отпущенную населению. (только по ремонту и со• Законодательством РФ не предусмотрено держанию дома) предоставление залога для оплаты поставленной продукции. • При реорганизации учреждений не в полном объеме составляются документы, подтверждающие правопреемство. • Отсутствие финансово-материальных возможностей управляющих компаний для оказания коммунальных услуг (только по ремонту и содержанию дома) • Неэффективность ведения социального бизнеса в ЖКХ муниципальными предприятиями и автономными учреждениями • Отсутствие имущественной ответственности органов власти за занятия бизнесом со стороны муниципальных предприятий и автономных учреждений (изъятие имущества из оперативного управления и хозяйственного ведения при убыточности деятельности муниципального предприятия или учреждения) • Неэффективность государственного правового регулирования деятельности в сфере ЖКХ; частая смена компаний, эксплуатирующих муниципальное имущество теплоснабжения • Банкротство крупных предприятий

Атомная энергетика | Дата

65 лет атомной отрасли России В 1945 году постановлением ГК обороны создан орган по управлению работами по урану. С этого момента ведется отсчет отечественного Атомного проекта. В короткие сроки СССР стал ядерной державой, сумевшей создать и надежный щит от ядерного вторжения, и первой заставившей грозную энергию атома служить мирным целям.

оля атомной генерации в общем энергобалансе России — 16%. Высокое значение атомная энергетика имеет в европейской части страны и особенно — на северо-западе (там выработка на АЭС достигает 42%). В разработках проекта Энергетической стратегии России на период до 2030 года предусмотрено увеличение производства электроэнергии на атомных электростанциях в 4 раза.

а сегодняшний день в России — 10 действующих АЭС. Существует большая национальная программа по развитию атомной энергетики, включающая строительство 28 ядерных реакторов. Сейчас в России строится 10 атомных энергоблоков, а также плавучая АЭС — «Академик Ломоносов». Она станет первой в мире плавучей атомной электростанцией. Ее ввод запланирован на 2013 год.

а начало 2010 года за Россией было 16% на рынке услуг по строительству и эксплуатации АЭС в мире. Эта доля может увеличиться до 25%. Компания «Атомстройэкспорт» строит за рубежом 5 атомных энергоблоков: 2 блока АЭС «Куданкулам» в Индии, один блок АЭС «Бушер» в Иране и 2 блока АЭС «Белене» в Болгарии.

орпорации «Росатом» принадлежит 40% мирового рынка услуг по обогащению урана и 17% рынка по поставке ядерного топлива для АЭС. Россия имеет крупные комплексные контракты в области атомной энергетики с Индией, Бангладеш, Китаем, Вьетнамом, Ираном, Турцией и рядом стран Восточной Европы. Вероятны комплексные контракты в проектировании и строительстве атомных энергоблоков, а также в поставках топлива с Аргентиной, Белоруссией, Нигерией, Казахстаном, Украиной. Ведутся переговоры о совместных проектах по разработке урановых месторождений с Монголией.

Сергей Шматко, министр энергетики Российской Федерации: — Ядерная энергетика — сила и гордость страны. Достижения отечественной атомной энергетики широко востребованы за рубежом. Сегодня Россия демонстрирует свои реальные преимущества в сфере производства мирной атомной энергии, строя безопасные, экологически чистые и экономически эффективные атомные станции на своей территории и за рубежом. Спроектированная российскими специалистами Тяньваньская АЭС в Китае, Бушерская АЭС в Иране и другие зарубежные проекты, реализуемые с помощью России, — убедительное доказательство того, что отечественная атомная энергетика занимает в мире передовые позиции. Ядерная энергетика в топливно-энергетическом комплексе Российской Федерации играет системообразующую, тарифостабилизирующую и природоохранную роль. Атомные станции обеспечивают надежный режим работы Единой энергосистемы России, позволяют ежегодно экономить десятки миллиардов кубометров газа и существенно сокращать выбросы в окружающую среду продуктов сгорания органического топлива. Благодаря сотрудникам Госкорпорации «Росатом», ветеранам отрасли и тем, кто работает сегодня в научных, конструкторских организациях, на стройках и уже действующих объектах, Россия продолжает сохранять лидирующие позиции на мировых рынках и обеспечивает дальнейший стабильный рост своей экономики. Уверен, что Ваш опыт и знания будут служить делу развития и укрепления атомной отрасли России, окажут неоценимую помощь в решении задач государственной важности. Желаю Вам энергии, бодрости духа, оптимизма и неизменного достижения намеченных целей.

ЭНЕРГОНАДЗОР

Экскурсия на Белоярскую АЭС

Антон МОСЯГИН, блогер: — Для неспециалиста атомные станции — тайна за семью печатями, нечто секретное и невероятно опасное. Для многих других поездка на станцию — несбыточная мечта. Но 27 счастливцам повезло: в ходе блог-тура, организованного «Росатомом», активные пользователи социальных сетей из Екатеринбурга, Москвы и Ханты-Мансийска побывали на Белоярской АЭС. Мы смогли встретиться с директором станции, посетить действующий 3-й энергоблок и даже побывать в реакторном зале. Нам показали, насколько продуманно с точки зрения безопасности создано оборудование станции и высок уровень технологического контроля. Живое общение с сотрудниками и руководителем АЭС, возможность лично понаблюдать за работой станции, содержательный рассказ инженера, выполнявшего роль экскурсовода, — лучшая «прививка» от радиофобии, распространенной в обществе. Атомная энергетика — это будущее человеческой цивилизации и ценный капитал, которым владеет наша страна, и бояться ее не надо.

№ 8 (17), СЕНТЯБРЬ, 2010 г.

Малая энергетика | Эффективность

Мощный выбор Одной из задач при оценке экономической эффективности строительства мини-ТЭЦ на предпроектной стадии является определение состава оборудования и выбор установленной мощности станции. Последний напрямую связан с параметрами электропотребления. Ошибка в определении необходимого максимума нагрузки может привести к неоптимальному выбору установленной мощности станции и (или) ее неоптимальной комплектации основными генерирующими установками.

становленная электрическая мощность станции, работающей в автономном режиме, должна быть выше годового максимума средней получасовой нагрузки на величину потерь в электрических сетях и величину собственных нужд станции. Сумму годового максимума средней получасовой нагрузки, величины потерь в электрических сетях и величины собственных нужд станции будем называть необходимым максимумом нагрузки (НМН). В процессе выполнения работ по оценке эффективности строительства мини-ТЭЦ приходится сталкиваться с различной по объему и качеству информацией об электрических нагрузках. Однако ее может быть недостаточно для точного определения НМН. В зависимости от объема имеющейся информации можно с той или иной степенью точности определить величину расчетного максимума нагрузки, которая будет оценкой НМН, и рассчитать установленную мощность станции исходя из этой величины. Оценить величину электрических нагрузок можно на основании счетов энергоснабжающей организации. Опираясь на эти данные, можно определить среднегодовую и среднемесячные нагрузки. Их величины ниже НМН (если только в пределах каждого месяца нагрузки они не явля-

ются постоянными), так как при их вычислении не учитывается неравномерность нагрузок внутри интервала осреднения (месячная, недельная, суточная неравномерность). На некоторых предприятиях ведут регистрацию показаний узлов учета электрической энергии один раз в сутки. В этом случае можно определить среднюю нагрузку за самые нагруженные сутки в году. Эта величина учитывает неравномерность нагрузки внутри недели или месяца, однако она будет меньше НМН, поскольку не учитывает суточную неравномерность нагрузки. Ее можно оценить по данным измерений, проводимых в режимные дни (два раза в год). Используя данные о нагрузке для зимнего режимного дня и данные о максимальной среднемесячной или среднесуточной нагрузке, можно определить величину расчетного максимума нагрузки. Однако режимные дни могут не соответствовать периодам максимального потребления, и тогда определенный таким образом расчетный максимум может быть заведомо меньше НМН. Наиболее полным источником информации об электрических нагрузках являются архивы автоматизированной системы коммерческого или технического учета электрической энергии (АСКУЭ, АСТУЭ). Зачастую по различным причинам архивы показаний систем учета не сохраняются либо сохраняются не полностью, поэтому определенная по этим данным максимальная часовая или получасовая нагрузка может быть меньше НМН. Ошибка в определении НМН может привести к неоптимальному выбору установленной мощности станции и (или) неоптимальной комплектации станции основными генерирующими установками. Если установленная мощность станции окажется ниже НМН, то в некоторые периоды времени ее мощности будет недостаточно для покрытия

затраты и экономический эффект

ЭНЕРГОНАДЗОР

нагрузок потребителей. Это приведет к автоматическим отключениям агрегатов от сети (аварийным остановам) в периоды пикового потребления электрической энергии. Если же установленная мощность будет выше НМН, то генерирующие установки (или их часть) будут часть времени простаивать, что приведет к снижению эффективности использования станции. Таким образом, ошибка в расчете НМН повлечет за собой ошибку в определении капитальных и эксплуатационных затрат, а также сроков окупаемости станции. В таблице приведены результаты анализа влияния просчетов в определении установленной мощности мини-ТЭЦ на ошибки в определении сроков окупаемости станции. Для этого были использованы данные АСКУЭ о потреблении электроэнергии жилым сектором поселка Юрьевец Владимирской области. Данные представляют собой значения средней активной мощности за каждый получасовой период 2006 года. Из таблицы видно, что наиболее близкие к необходимому максимуму нагрузки значения получены при использовании параметров статистического распределения среднесуточной нагрузки за год и данных об испытаниях в режимные дни. Кроме того, в таблице приведен рассчитанный простой срок окупаемости мини-ТЭЦ с газопоршневыми агрегатами при различных значениях расчетного максимума электрических нагрузок. Исходными данными для расчетов являются архивы АСКУЭ, тепловые нагрузки систем отопления и ГВС (по укрупненным показателям), цены на оборудование и материалы по данным дилеров на уровне 2009 года, тарифы на электроснабжение и теплоснабжение для населения по данным департамента цен и тарифов администрации Владимирской области за 2009 год. Расчеты проведены в следующей последовательности [3]: рассчитано потребление электрической

и тепловой энергии за каждый час года; выбран состав основного оборудования электростанции (газопоршневые агрегаты и пиковые водогрейные котлы); определена величина необходимых капитальных затрат; смоделирована работа выбранного оборудования для каждого часа года при соответствующей электрической и тепловой нагрузке; с учетом режимных карт агрегатов определены эксплутационные затраты на топливо, ремонт, расходные материалы, зарплату; определен экономический эффект как разность между затратами при покупке от сторонних источников и затрат на производство электрической и тепловой энергии на мини-ТЭЦ; рассчитан простой срок окупаемости. В расчетах предполагалось, что в часы аварийных остановов электроснабжение потребителей осуществляется от внешней энергосистемы, а теплоснабжение — от пиковой котельной, входящей в состав мини-ТЭЦ. Результаты расчетов затрат и экономической эффективности строительства мини-ТЭЦ в зависимости от расчетного максимума нагрузки приведены на графике. Литература 1. Жилин Б. В. Расчет электрических нагрузок и параметров электропотребления на ранних стадиях проектирования. [Электрон. ресурс]. Режим доступа: http://www.kudrinbi.ru/ public/531/index.htm 2. Авдеев В. А., Кудрин Б. И., Якимов А. Е. Информационный банк «Черметэлектро». М.: Электрика, 1995, 400 с. 3. Кочуров Е. Л., Рубиновский А. В. Энергообследование и ТЭО строительства миниТЭЦ. Наш опыт // Энергоресурсоэффективность и энергосбережение: сб. докл. IX междунар. симпозиума . 2–4 декабря 2008 г. Ч. I. С. 328–333.

Ошибка в определении необходимого максимума нагрузки может привести к неоптимальному выбору установленной мощности станции

Александр РУБИНОВСКИЙ, директор ООО «Лаборатория энергосбережения» (Ижевск), кандидат физикоматематических наук Евгений КОЧУРОВ, главный инженер ООО «Лаборатория энергосбережения»

Расчетный максимум нагрузки и простой срок окупаемости Доступные данные

Способ определения расчетного максимума нагрузки

Расчетный максимум нагрузки, МВт

Простой срок окупаемости, лет

Объем потребленной электрической энергии за год

Среднегодовая нагрузка

3,18

>15

Объем потребленной электрической энергии за год по месяцам

Средняя нагрузка самого загруженного месяца

3,98

12,56

Объем потребленной электрической энергии за год по месяцам и данные об испытаниях в режимные дни

Произведение средней нагрузки самого загруженного месяца на коэффициент максимума зимнего режимного дня

4,77

6,74

Архив суточного потребления электрической энергии за год

Средняя нагрузка самых нагруженных суток

4,39

8,11

Архив суточного потребления электрической энергии за год и данные об испытаниях в режимные дни

Произведение средней нагрузки самых загруженных суток на коэффициент максимума зимнего режимного дня

5,26

6,42

Статистическое распределение среднесуточной нагрузки за год и данные об испытаниях в режимные дни

Произведение правой границы интервала «три сигма» на коэффициент максимума зимнего режимного дня

6,19

6,89

Архив данных АСКУЭ за год

Годовой максимум средней получасовой нагрузки

5,61

6,49

№ 8 (17), СЕНТЯБРЬ, 2010 г.

Технологии и оборудование | Новый метод

Восстановить нецелесообразно заменить Износ электротехнического оборудования для отдельных энергосистем составляет, по разным оценкам, 50–75%, что обусловливает повышенное внимание к обеспечению надежности объектов энергетики. Наилучший способ обеспечения надежности электрооборудования после длительной эксплуатации — установка нового оборудования. Однако, учитывая его высокую стоимость, актуальной задачей является разработка организационных и технических решений по существенному продлению срока его эксплуатации. Александр НАЗАРЫЧЕВ, заведующий кафедрой «Электрические станции, подстанции и диагностика электрооборудования» ГОУ ВПО Ивановского государственного энергетического университета, проректор по научной работе ФГАОУ ДПО Петербургского энергетического института повышения квалификации, доктор технических наук, профессор

ри качественном ремонтно-эксплуата ционном обслуживании ресурс части электрооборудования может быть продлен. Предельный экономически оправданный срок сверхнормативной эксплуатации, как правило, устанавливается после проведения комплексного диагностирования и восстановительного ремонта. По истечении этого срока дальнейшая эксплуатация электрооборудования экономически неэффективна и технически опасна, так как повышается риск возникновения технологических отказов, наносится ущерб техническому уровню эксплуатации и резко снижается надежность энергообъекта. Для наиболее изношенного электрооборудования затраты на ремонт могут быть соизмеримы или превосходить затраты на установку нового электрооборудования.

Таким образом, важной задачей является реализация такой системы организации эксплуатации и ремонта электрооборудования, которая позволит обеспечить надежность электроснабжения потребителей путем замены оборудования, отслужившего свой нормативный срок, или продолжить его работу, определив предельный сверхнормативный период эксплуатации. При достижении нормативного срока службы электрооборудования (20−25 лет) и продлении срока эксплуатации выполняется его восстановление, объем и качество которого позволяет оборудованию проработать в течение заданного интервала времени. В большинстве случаев при восстановлении проводится капитальный ремонт. В зависимости от объема и сложности работ для конкретного электрооборудования, ориентировочная стоимость проведения восстановительного ремонта составляет 10–30% стоимости нового аналогичного электрооборудования. Как показывает опыт, при продлении срока эксплуатации электрооборудование изнашивается сильнее, чем новое, установленное вместо отработавшего свой ресурс. Это приводит к ежегодному повышению уровня ремонтно-эксплуатационных затрат. Он определяется следующими техникоэкономическими факторами: • увеличение числа и продолжительности технических обслуживаний электрооборудования; • применение дополнительных средств диагностики технического состояния; • проведение дополнительных ремонтных мероприятий; • повышенный уровень расхода изоляционных и охлаждающих сред (воздух, элегаз, масло); • увеличение взаимного влияния износа отдельных элементов друг на друга; • возможное облегчение режима работы.

рафическая интерпретация разработанной математической модели приведена на рисунке. Графики зависимостей (4) и (5) построены по следующим исходным данным: Z0=1000 у.е., Cнов=10000 у.е., b=0,7, g1=g2=0,2, d1+d2=0,2.

Дмитрий АНДРЕЕВ, главный технолог отдела «Электрических систем и управления» ОАО «Зарубежэнерго проект» (Иваново), кандидат технических наук Алексей ТУМАНИН, начальник отдела Департамента технологического развития инноваций ОАО «ФСК ЕЭС» (Москва), кандидат технических наук

Рис. Графики изменения затрат Z1ср и Z2ср от сверхнормативного срока службы электрооборудования при a={2, 4, 6, 8, 10}%

ЭНЕРГОНАДЗОР

По зависимостям на рис. определяются величины предельного времени сверхнормативного продления эксплуатации электрооборудования и соответствующие среднегодовые затраты. Показаны точки пересечения зависимости Z2ср (вариант замены электрооборудования) и множества зависимостей Z1ср (вариант продления срока службы) для разных значений коэффициента a. Точка пересечения двух зависимостей определяет предельный сверхнормативный срок службы электрооборудования Тпр={Тпр1, Тпр2, Тпр3, Тпр4, Тпр5}, до которого экономически и технически целесообразно осуществлять эксплуатацию электрооборудования после того, как оно отработало установленный нормативный срок службы. Если требуется, чтобы электрооборудование проработало срок больший, чем Тпр, то целесообразнее его не восстанавливать, а заменить на новое. По выражениям (4) и (5) были проведены многовариантные расчеты для электрооборудования различных типов и классов напряжения. Они проведены в ценах 1991 г. Для перехода к текущим ценам необходимо воспользоваться коэффициентами, приведенными в табл. 1. Результаты расчетов по двухобмоточным трансформаторам сведены в табл. 2. В проведенных расчетах значение коэффициента a принимается общим для ячейки выключателя и содержащегося в ней дополнительного электрооборудования. Для двухобмоточных трансформаторов коэффициент a также является общим для всех составляющих, находящихся в ячейке трансформатора (кабельное хозяйство, система охлаждения, панели управления и т. п.).

Табл.1 Коэффициенты перевода стоимостей по оборудованию и по монтажным работам

Оборудование Монтажные работы

(1)

где j=1..n — количество технических факторов, влияющих на сработку ресурса электрооборудования; aj — коэффициент, учитывающий ежегодный относительный прирост ремонтно-эксплуатационных затрат за счет одного из технических факторов; Z0=const — ежегодные ремонтно-эксплуатационные затраты за нормативный срок эксплуатации; Tсв.н — сверхнормативный срок эксплуатации, причем 0<Tсв.н≤Тнорм; b — доля стоимости восстановления от стоимости нового электрооборудования; Cнов — стоимость нового оборудования; g1 — доля остаточной стоимости электрооборудования, отработавшего свой нормативный и сверхнормативный сроки эксплуатации от стоимости нового электрооборудования; d1 — дисконт без учета инфляции; d2 — уровень инфляции; g2 — доля остаточной стоимости электрооборудования, отработавшего свой нормативный срок от стоимости нового. Остаточная стоимость в общем случае зависит от технического состояния электрооборудования и возможностей покупателя, причем g1≤g2. После преобразований уравнения (1) получим:

(2)

Перенесем все составляющие выражения (2) в левую часть и получим:

риведенные результаты расчетов предельного времени продления эксплуатации для различных типов высоковольтных выключателей и трансформаторов свидетельствуют о существенном влиянии на полученные результаты значений коэффициента a (%) — удельного ежегодного прироста затрат. Эта величина показывает не только скорость роста затрат в процентах, но и скорость сработки ресурса электрооборудования. Поэтому можно утверждать, что коэффициент a характеризует ежегодный относительный прирост затрат на техническое обслуживание и ремонт за счет ухудшения технического состояния электрооборудования. Это означает, что затраты каждого последующего года сверхнормативной эксплуатации электрооборудования больше затрат на техническое обслуживание и ремонт предыдущего года на a%. Ежегодный рост затрат во время сверхнормативной эксплуатации обусловлен ухудшением технико-экономических показате-

Год

Решение о замене электрооборудования или продлении срока его службы будем принимать по критерию минимума среднегодовых приведенных затрат на основе разработанной нами методики. Предельное время сверхнормативного продления срока службы электрооборудования определяется из уравнения:

1985– 1991 1,5 1,6

№ 8 (17), СЕНТЯБРЬ, 2010 г.

1991– 2001 24,9 -

1991– 2004 31,3633 26,7841

(3)

Уравнение (3) решается только численными методами с использованием современных математических пакетов для ЭВМ (MathCAD, MathLAB и др.). После необходимых подстановок и преобразований получим окончательные выражения для среднегодовых затрат по вариантам продления срока службы электрооборудования и его замены на новое:

(4)

(5)

Причем: • Z1ср>Z2ср; при таком соотношении вариант продления срока службы невыгоден; • Z1ср< Z2ср; при таком соотношении вариант продления срока службы выгоден; • Z1ср= Z2ср; при таком соотношении получаем предельное значение срока продления Тпр.

Технологии и оборудование | Новый метод Табл. 2 Предельное время продления эксплуатации Тпр и соответствующие среднегодовые затраты Zср для двухобмоточных трансформаторов с высшим напряжением 35–500 кВ Мощность трансформатора, МВА

Удельный ежегодный прирост затрат a, %

Zср, тыс, руб,

Тпр, лет

Zср, тыс, руб,

Тпр, лет

Zср, тыс, руб,

Тпр, лет

Zср, тыс, руб,

Тпр, лет

Zср, тыс, руб,

Тпр, лет

Zср, тыс, руб,

Тпр, лет

Zср, тыс, руб,

35 кВ 2,5

6,3

28,797

28,966

28,797

32,531

28,797

42,335

28,797

44,563

28,797

49,020

28,797

49,018

28,797

98,039

19,780

22,642

19,780

25,429

19,779

33,091

19,779

34,833

19,779

38,316

19,779

38,316

19,779

76,633

15,861

19,621

15,861

22,036

15,861

28,677

15,861

30,186

15,861

33,205

15,861

33,205

15,860

66,407

13,559

17,718

13,559

19,898

13,559

25,895

13,559

27,258

13,559

29,984

13,558

29,984

13,558

59,965

12,006

16,370

12,006

18,385

12,005

23,924

12,005

25,183

12,005

27,701

12,005

27,701

12,005

55,403

110 кВ 10

125

200*

250*

400*

28,797

65,954

28,797

98,930

28,797 160,428 28,797 196,078 28,797 222,816 28,797 258,467 28,797 376,559

19,779

51,553

19,779

77,329

19,779 125,399 19,779 153,265 19,779 174,165 19,779 202,032 19,779 294,339

15,861

44,676

15,860

67,011

15,860 108,667 15,860 132,815 15,860 150,926 15,860 175,074 15,860 255,064

13,558

40,340

13,558

60,510

13,558

98,125

13,558 119,930 13,558 136,284 13,558 158,090 13,558 230,321

12,005

37,271

12,005

55,907

12,005

90,659

12,005 110,806 12,005 125,916 12,005 146,062 12,005 212,797

220 кВ 40

80*

100

200*

400*

630*

1000*

28,797 178,253 28,797 202,763 28,797 282,976 28,797 327,540 28,797 501,336 28,797 724,152 28,797 900,177

19,779 139,332 19,779 158,490 19,779 221,190 19,779 256,023 19,779 391,872 19,779 566,037 19,779 703,628

15,860 120,741 15,860 137,342 15,860 191,676 15,860 221,861 15,860 339,583 15,860 490,509 15,860 609,740

13,558 109,028 13,558 124,019 13,558 173,081 13,558 200,338 13,558 306,640 13,558 442,924 13,558 550,589

12,005 100,732 12,005 114,583 12,005 159,913 12,005 185,096 12,005 283,310 12,005 409,226 12,005 508,699 330 кВ 125*

200*

250*

400*

630*

1000*

1250*

28,795 311,928 28,795 409,963 28,797 427,787 28,795 552,558 28,795 815,469 28,795

28,795

1292

19,779 243,831 19,779 320,464 19,779 334,397 19,779 431,930 19,779 637,445 19,779 818,577 19,779

1010

15,860 211,296 15,860 277,703 15,860 289,777 15,860 374,296 15,860 552,388 15,860 709,351 15,860 875,369

13,558 190,798 13,558 250,763 13,558 261,666 13,558 337,985 13,558 498,801 13,558 640,537 13,558 790,450 12,005 176,282 12,005 231,685 12,005 241,758 12,005 312,271 12,005 460,851 12,005 591,803 12,005 730,310

1047

500 кВ 250*

400*

630*

1 000*

28,795 516,909 28,795 632,768 28,795 909,048 28,795

1203

19,779 404,063 19,779 494,629 19,779 710,594 19,779 940,492

15,860 350,148 15,860 428,629 15,860 615,777 15,860 814,999

13,558 316,180 13,558 387,048 13,558 556,041 13,558 735,936

12,005 292,124 12,005 357,600 12,005 513,736 12,005 679,944

* Примечание: С ПБВ лей электрооборудования. На момент исчерпания его нормативного срока службы требуется дать ответ на вопрос: продолжать его эксплуатацию, сделав восстановительный ремонт, или заменить? Очевидно, что стоимость покупки нового оборудования больше стоимости выполнения восстановительного ремонта, иначе продление срока службы было бы экономически неоправданным. Если бы стоимость покупки была бы равна стоимости восстановления, то предельный срок продления был бы равен 0 (без учета остаточной стоимости). Но так как это нереально, то разницу между стоимостями нового оборудования и восстановления старого можно пустить на покрытие коэффициента a, т. е. на покрытие излишнего увеличения затрат на техническое обслуживание и ремонт при сверхнормативной эксплуатации электрообо-

рудования, по сравнению с затратами на техническое обслуживание и ремонт для нового. Предельный срок продления соответствует точке равенства среднегодовых затрат, т. е. в этой точке варианты равноэкономичны. Чем больше изношено электрооборудование, тем больше денежных средств требуется на поддержание его технического состояния в течение времени сверхнормативной эксплуатации, т. е. тем больше значение коэффициента a. Чем больше значение a и, соответственно, ежегодное увеличение затрат на техническое обслуживание и ремонт электрооборудования, эксплуатируемого сверх установленного срока службы, тем быстрее растратятся средства, сэкономленные от восстановления электрооборудования (вместо его замены) и тем меньше по экономическим соображениям будет предельный срок продления.

ЭНЕРГОНАДЗОР

Технологии и оборудование | Диагностирование

Предупрежден — значит, вооружен Термографическая (или тепловизионная) диагностика (ТД) — это оперативный метод контроля технического состояния объектов электроэнергетики. В ряде случаев ИК-контроль оборудования — практически единственное средство диагностики технического состояния узлов, позволяющее выявлять дефекты на ранней стадии развития. Но, несмотря на активное применение ТД, техногенные аварии энергосетей в летний период показывают недостатки данного метода диагностики для оценки технического состояния оборудования.

овременная система ТД, определяемая документами [1–3], имеет недостатки, которые приводят к неправильной оценке технического состояния оборудования. Причины этого могут быть следующие: • инструментальные сложности проведения диагностики; • неадекватные экспертные оценки результатов ИК-контроля. Современные измерительные термографы (с температурным разрешением до 0,1 °С), обнаруживающие дефекты даже при токах 1–2% от номинала, должны с достаточной вероятностью способствовать дефектации оборудования по признакам теплового перегрева. В руководящих документах для проведения испытаний ТД предписывается методика дефектации электрооборудования, главным образом, на основе сравнения превышения температуры элементов поверхности (контактов, вводов, радиаторов и т.п.) различных фаз. Вопросы оценки и прогнозирования реального теплового состояния оборудования на основе ТД не являются целью современной экспертной оценки. Ее основная задача — выявление тепловых контрастов при сравнении оборудования в различных фазах цепей переменного тока.

№ 8 (17), СЕНТЯБРЬ, 2010 г.

Несмотря на требование ГОСТ 8024-90, в настоящее время в процессе оценки состояния оборудования на основе данных ТД не производится расчет температуры элементов оборудования, в том числе при повышении температуры окружающей среды. РД 34.45-51.300-97 предписывает пересчет измеряемых (при рабочем токе) значений превышения температуры дефекта (Dtп или Dtизб) на номинальные значения токов Iном (или 50%): Dtпр.ном/Dtпр.р = (Iном/Iр)2, (1) где Dtпр.ном, Dtпр.р — превышение температуры дефекта при номинальном (Iном) и рабочем (Iр) токах. Опыт проведения ТД при низких нагрузках (2–10% по току) и оценки теплового состояния работы оборудования при более высоких токах, показывает, что использование соотношения (1) приводит к завышенным значениям температурных перегревов по сравнению с реальными значениями. Проведение ТД на открытых подстанциях в большинстве случаев происходит при наличии ветра. Ветровая нагрузка, не влияя на процесс термографической съемки, значительно затрудняет экспертную оценку реального технического состояния объектов. В ранних рекомендациях приводилось соотношение, учитывающее влияние скорости ветра: Dtп1/Dtп2 = (v2/v1)n, (2) где Dtп1, Dtп2 — значения превышения температуры поверхности объекта, измеренные при скоростях ветра, равных v1 и v2; значение n = 0,448 в диапазоне скоростей ветра 0,2–7 м/с. Соотношение (2) не может быть применимо для перерасчета данных, полученных при ветровой нагрузке, на оценку температуры в случае безветрия. Неправильная экспертная оценка сопровождается некорректными рекомендациями, немотивированной остановкой оборудования, расходованием дефицитных материалов и средств. Данные, годами накапливаемые в энергетических системах, не могут быть проанализированы и сравнены с предыдущими результатами из-за особенностей испытаний, проведенных в различное время года: напряжений, мощностей, токов, температуры, скорости ветра и других параметров оборудования и среды. Недостатки современных методик и рекомендаций по ТД не позволяют оценить поведение материалов и конструкций в разных режимах эксплуатации, в частности, не позволяют прогнозировать повышение температуры и развитие дефектов контактных соединений со временем.

Недостатки современных методик и рекомендаций по термогра фической диагностике не позволяют оценить поведение материалов и конструкций

в разных режимах эксплуатации

Анатолий ВЛАСОВ, профессор Мурманского государственного технического университета, доктор технических наук Евгений МУХИН, аспирант МГТУ Борис ЦАРЕВ, аспирант МГТУ

Технологии и оборудование | Диагностирование

Рис. 1. Зависимости Dt(I/Iном) провода: 1 — эксперимент; 2 — расчет от 9% по (4.27); 3 — расчет от 9% по программе

Рис. 2. Зависимость Dt(I) провода: 1— эксперимент; 2 — расчет по (4.27); 3 — расчет по программе

ерспектива развития ТД связана с разработкой диагностических тепловых моделей реального оборудования, позволяющих оценить температуру элементов оборудования по тепловому полю его поверхности в различных режимах эксплуатации [5–7]. При количественном анализе процесса нагрева оборудования и его элементов необходимо учитывать следующие факторы: • радиационное охлаждение объекта за счет излучения и его доминирующее влияние на теплопередачу по мере увеличения температуры; • процесс теплопередачи, зависимый от температуры; • процесс тепловыделения; • процессы конвекции около изделия, следовательно, на температуру объекта; • скорость ветра на тепловые потоки около изделия. Эти факторы существенно влияют на экспертную оценку и прогнозирование реального технического состояния при критических режимах работы и поэтому должны быть учтены в процессе тепловизионной диагностики [4–6]. В ряде энергосистем рекомендована система обработки данных ТД с помощью разработанной программы приведения информации ИКконтроля к единому критерию [6]. В программе сделан учет факторов, которые оказывают влияние на прогнозируемую температуру поверхности конструкции, контактного соединения. Она позволяет не только оценить температурный перегрев отдельных дефектов и ненарушенной фазы, например, контактных соединений при различных токах и температурах, но и привести экспериментальные данные к нормированным значениям, например, при 20 °С и 100% (или 50%) нагрузке независимо от условий испытаний. Программа предназначена для оперативного пересчета данных, полученных при ТД, на любые нормированные условия, например, 20 °C (или 40 °С), безветрие, предполагаемые токовые нагрузки. Рассмотрим результаты испытаний по контролю температуры нихромового провода, нагреваемого током. Увеличение I от 0,55А до значения 20А, принятого за номинальное значение, приводит к возрастанию превышения температуры Dtэксп провода от 1 °С до 407 °С (рис. 1, 2; кривые 1). При I = 0,68 А (≈3% от номинального значения) экспериментальное значение превышения температуры Dtэксп = 1,3 °С. Произведем перерасчет Dtр по соотношению (1) от 3% нагрузки до 100%: при номинальном значении тока 20А расчетное значение Dtр =1,3•(20/0,68)2 = 1125 °С, что превышает экспериментальное значение Dtэксп более чем в 2,8 раза. На рис. 1 приведена зависимость Dtx(I/Iном) (кривая 2), полученная расчетом значений Dtр от 9%-й нагрузки на произвольное значение I/Iном вплоть до 100% на основе соотношения (1). Например, при пересчете превышения от значения Dtэксп = 6,8 °C при токе 1,82 А (9%) до 100% нагрузки имеем: Dtр = 822 °С, в то время как экспериментальное значение равно 407 °С. Подобные примеры подтверждают завышенные значение перегревов, рассчитываемые по

ЭНЕРГОНАДЗОР

соотношению (1), и, как следствие, неадекватные экспертные оценки. Расчетные значения превышения температуры провода Dtр(I), полученные с помощью программы приведения, показаны на рис. 2, кривая 3: в пределах погрешности расчетные данные Dtр(I) при произвольном токе близки к экспериментальным величинам Dtэксп(I). Анализ приведенных зависимостей показывает, что расчет по соотношению (1) дает корректные результаты только при рабочих нагрузках, величиной не менее 50–60% от номинального значения. Использование соотношения (1) приводит к завышенным расчетным значениям перегрева, в особенности при измерениях при низких токах. При пересчете превышения температуры провода от 3% на 50% нагрузку соотношение (1) дает завышение данных в 3 раза, от 5% — в 2,5 раза, от 10% — в 2,2 раза. Расчеты по программе приведения определяют значения Dt(I) с погрешностью до 5–10% при любых нагрузках. Анализ данных, приведенных к единому критерию, дает возможность сравнивать результаты, полученные при различных условиях испытаний, и на этой основе производить прогнозирование ресурса работы оборудования с учетом его перегрева, устраняет необоснованные отключения и немотивированный ремонт оборудования, позволяет произвести прогнозирование времени развития дефектов, рассчитать температуру объекта при различных условиях.

№ 8 (17), СЕНТЯБРЬ, 2010 г.

Литература 1. РД 34.45-51.300-97. Объем и нормы испытаний электрооборудования /Под общ. ред. Б. А. Алексеева, Ф. Л. Когана, Л. Г. Мамиконянца – 6-е изд. С изм. и доп. – М.: Изд-во. НЦ ЭНАС, 2002.– 256 с. Приложение 3. Тепловизионный контроль электрооборудования и воздушных линий электропередачи. С. 241–254. 2. РД 153-34.0-20.363-99. Основные положения методики инфракрасной диагностики электрооборудования и ВЛ/ С. А. Бажанов, А В. Кузьмин, М. А. Вихров – М.: РАО «ЕЭС РОССИИ», 1999. 3. СОУ-Н ЕЕ 20.577:2007, Методические указания, НД Минтопэнерго Украины «Техническое диагностирование электрооборудования и контактных соединений электроустановок и ВЛ средствами инфракрасной техники» 4. Власов А .Б. Тепловизионная диагностика объектов электро- и теплоэнергетики (диагностические модели). – Мурманск: Изд-во МГТУ, 2005.–265 с. 5. Власов А. Б. Модели и методы термографической диагностики объектов энергетики. – М.: Колос, 2006. – 280 с. 6. Власов А. Б. Программа приведения данных тепловизионного контроля к единому критерию. Свидетельство об официальной регистрации программы для ЭВМ №2000610836 по заявке №2000610709 от 5.07.2000, регистр. 4.09.2000 г.)

Основная задача термографической диагностики — выявление тепловых контрастов при сравнении оборудования в различных фазах цепей переменного тока

Энергоэффективность и нормирование | Анализ

Закон что дышло

Сергей КАНЕВ, генеральный директор Хабаровского центра энергоресурсо сбережения, кандидат технических наук, доцент

Проблемы учета количества теплоты и массы теплоносителя в водяных системах теплоснабжения проявились, как ни странно, после выхода в свет Правил учета тепловой энергии и теплоносителя (далее — Правил учета). На сегодняшний день отсутствует нормативно-техническая база, в которой были бы строго регламентированы алгоритмы вычисления количества теплоты, израсходованного потребителем в системе водяного теплоснабжения. Но это не единственный вопрос, усложняющий взаимоотношения между потребителем и энергоснабжающей организацией.

соответствии с Правилами учета для вычисления количества теплоты, израсходованного потребителем за рас четный период, используется две расчетных формулы. Для закрытой системы теплоснабжения: Qпот=M1(h1–h2), (1) Для открытой: Qпот=M1(h1–h2)+Mут(h2и–hхв), (2) где Mут=М1–М2 (3) М1, М2 — масса теплоносителя, прошедшего по подающему и обратному трубопроводу системы теплоснабжения потребителя; Mут — масса утечки теплоносителя в системе теплоснабжения потребителя; h1, h2 — энтальпия теплоносителя в подающем и обратном трубопроводах системы теплоснабжения потребителя; hхв — энтальпия холодной воды, используемой для подпитки системы теплоснабжения на источнике теплоты; h2и — энтальпия теплоносителя в обратном трубопроводе системы теплоснабжения на вводе источника теплоты.

ЭНЕРГОНАДЗОР

Величины h2и и hхв определяются по измеренным на источнике теплоты температурам. Анализ формул (1) и (2) показывает: • в закрытой системе теплоснабжения количество теплоты, израсходованное потребителем за расчетный период, измеряется теплосчетчиком, установленным у потребителя; • в открытой системе теплоснабжения измеряется только первое слагаемое формулы, а второе слагаемое рассчитывается энергоснабжающей организацией по показаниям приборов, установленных на источнике, т.е. налицо приборнорасчетный метод. Чтобы уйти от приборно-расчетного метода, разработчики Правил учета предложили в формуле (2) заменить h2и на h2, а hхв принять в качестве константы. Эти предложения были опубликованы в бюллетенях Главгосэнергонадзора. Однако официальные документы об и зменении расчетной формулы (2) на настоящий день отсутствуют. На сегодняшний день для расчета израсходованного потребителем количества теплоты в открытых системах теплоснабжения используются формулы, приведенные в [2], в частности: Qпот=М1(h1–h2)+(М1–M2)(h2–hхв). (4) Легко заметить, что формула (2) превращается в формулу (4), если в ней заменить h2и на h2. Если раскрыть скобки в формуле (4) и привести подобные члены, то получим формулу: Qпот=М1(h1–hхв)–M2(h2–hхв), (5), которую можно использовать как для открытых, так и для закрытых систем теплоснабжения. Сегодня во всех теплосчетчиках используются алгоритмы, приведенные в [2] и носящие рекомендательный характер. Однако это не соответствует [1], имеющему законодательный характер, и поэтому легко может быть оспорено в суде при возникновении противоречий между потребителем и энергоснабжающей организацией при расчетах за израсходованное тепло. Для вычисления количества теплоты при работе теплосчетчиков в нештатных ситуациях законодательно закрепленные алгоритмы отсутствуют, поэтому фирмы-изготовители тепловычислителей и теплосчетчиков «изобретают» их самостоятельно и «забивают» в свою продукцию. В данном случае никакого единства измерений быть в принципе не может. Это доказали эксплуатационные испытания теплосчетчиков, проведенные нашей организацией [4–6].

соответствии с п. 5.1.1 Правил учета, узел учета тепловой энергии оборудуется средствами измерения: теплосчетчиками, водосчетчиками, тепловычислителями, или преобразователями температуры, зарегистрированными в Госреестре средств измерений и имеющими сертификат Главгосэнергонадзора РФ. Заметим, что Главгосэнергонадзор не имел права выдавать сертификаты — это была прерогатива Госстандарта. Поэтому сертификат заменили на Заключение. Еще один парадокс: Главгосэнергонадзор сегодня не существует: есть лишь управление Главгосэнергонадзора при Ростехнадзоре. Однако до настоящего времени этот орган выдает Заключения, хотя в Положении о Ростехрегулировании эта функция не прописана.

№ 8 (17), СЕНТЯБРЬ, 2010 г.

Согласно Правилам учета, узел учета может быть оборудован: • единым теплосчетчиком, занесенным в Госреестр средств измерений (СИ) как отдельное СИ; • комбинированным теплосчетчиком, состоящим из отдельных СИ, занесенных в Госреестр и объединенных в теплосчетчик на месте эксплуатации; при этом он может быть не занесен в Госреестр как отдельное СИ в качестве теплосчетчика. Однако позднее вразрез с Правилами учета, Главгосэнергонадзор уточнил [3], что «непосредственно на узле учета потребителя не допускается комплектовать теплосчетчик из приборов, которые независимо друг от друга зарегистрированы в Госреестре и не объединялись при регистрации как теплосчетчик общей технической документацией». Эту туманную фразу можно понять по-разному: • собрать паспорта на все функциональные блоки, объединить их общей документацией и предъявить данный узел учета энергоснабжающей организации; • как это понимает Госэнергонадзор: необходимо объединить все отдельные СИ в единое, занести его в Госреестр как комбинированный теплосчетчик и получить на данное СИ Заключение Госэнергонадзора. Чтобы не вступать в конфликт с данным государственным органом, производители тепловычислителей пошли по второму пути. Поэтому на сегодняшний день существуют комбинированные СИ, состоящие из тепловычислителя и преобразователей расхода и температуры. Возникает вопрос: «Как поверяется комбинированный теплосчетчик?» Чаще всего поверяются его составные части при выпуске из производства или при вводе в эксплуатацию (раздельная поверка), выдается свидетельство или ставится клеймо поверителя в паспорте на теплосчетчик. При этом его погрешность, т. е. метрологические характеристики, как единого СИ не оценивается.

Для вычисления количества теплоты при работе теплосчетчиков в нештатных ситуациях законодательно закрепленные алгоритмы отсутствуют,

поэтому фирмыизготовители тепловычислителей и теплосчетчиков

«изобретают» их самостоятельно и «забивают» в свою продукцию

соответствии с [7], поверка СИ — установление органом Государственной метрологической службы пригодности СИ к применению на основании экспериментально определяемых метрологических характеристик и подтверждения их соответствия установленным обязательным требованиям. Из вышеизложенного непонятно, в чем же заключается поверка комбинированных теплосчетчиков как единого СИ. Если имеется ввиду проверка комплектности теплосчетчика и сравнение заводских номеров функциональных блоков теплосчетчика с паспортными, то это не поверка. Следовательно, можно на месте эксплуатации комплектовать комбинированный счетчик, не занося его как единое СИ в Госреестр, и сделать его поверку на месте эксплуатации, оценив при этом фактическую погрешность измерения расхода, температуры и количества теплоты и сравнив их с предельно допустимыми величинами, приведенными в НТД. Возникает еще одна проблема — оценка и нормирование погрешностей вычисления количества теплоты в водяных системах теплоснабже-

Энергоэффективность и нормирование | Анализ

Энергоснабжаю щие организации стали подвергать сомнению результаты вычисления количества теплоты многоканальными теплосчетчиками

ния потребителей. Имеется несколько противоречащих друг другу концепций: • теплосчетчик — это измерительная система, состоящая из одного (закрытая система) или нескольких (открытая) измерительных каналов; поэтому нет необходимости оценивать и нормировать погрешность вычисления количества теплоты, достаточно, чтобы погрешность каждого средства измерения, входящего в состав измерительного канала, не выходила за пределы нормированной погрешности измерения для данного СИ; • теплосчетчики как для закрытой, так и для открытой системы должны вычислять количество теплоты с погрешностью, не превышающей нормированное значение, указанное в Правилах учета тепловой энергии и теплоносителя; • теплосчетчики должны вычислять количество теплоты с погрешностью, не превышающей нормированное значение; при этом рассматриваются различные способы нормирования. Концепция 1 существенно отличается от концепций 2 и 3. По первой концепции погрешность вычисления количества теплоты не надо нормировать вообще, по концепции 2 и 3 погрешность вычисления количества теплоты это делать необходимо, а способы нормирования могут быть различные. На вопрос о нормировании погрешности вычисления количества теплоты в открытых системах теплоснабжения нет однозначного ответа. Из-за отсутствия четкой нормативнотехнической базы энергоснабжающие организации в регионах России стали подвергать сомнению результаты вычисления количества теплоты многоканальными теплосчетчиками. Мотивировка проста: погрешность вычисления количества теплоты теплосчетчиками в открытых системах теплоснабжения превышает нормированное значение, указанное в [1]. При этом умалчивается тот факт, что нормированное в [1] значение погрешности справедливо только

для закрытых систем теплоснабжения, т.е. для одноканальных теплосчетчиков. Для открытых оно не нормировано, так как в формуле (2), по которой рассчитывается количество теплоты в [1], имеется второе слагаемое, рассчитываемое энергоснабжающей организацией. Поэтому оценить погрешность измерения количества теплоты, а следовательно, и нормировать ее в открытых системах теплоснабжения в соответствии с [1] невозможно. В [1] нормирована не суммарная погрешность, а только величина погрешности вычисления, входящая в первое слагаемое формулы (2). Второе слагаемое при этом не нормируется. Поэтому в открытых системах теплоснабжения при использовании двухканальных теплосчетчиков величина нормируемой погрешности зависит от выбранного алгоритма вычисления количества теплоты [8] и может значительно превышать регламентированную в [1] величину, достигая 10% и более. Попытка нормирования погрешности вычисления количества теплоты в открытых системах теплоснабжения сделана в [10]. Предлагается оценить относительную погрешность вычисления количества теплоты путем геометрического сложения погрешностей средств измерений, входящих в состав теплосчетчика, и с учетом предельных режимов работы, для которых предназначен теплосчетчик. Заметим, что это противоречит Правилам учета: в них говорится о режимах работ в условиях эксплуатации, в [10] — о предельных режимах работы, которые гораздо шире, чем в условиях эксплуатации. Если оценивать погрешность вычисления количества теплоты в условиях эксплуатации в соответствии с [10], то мы получим значение этой величины, значительно превышающее приведенное в [1].

з вышеизложенного можно сделать следующие выводы. 1. Относительная погрешность вычисления количества теплоты зависит от используемого алгоритма. Она минимальна для алгоритмов, где не используется вычисление разности расходов, и максимальна в противном случае. Оценивать погрешность вычисления нужно не для гипотетических режимов, а в условиях эксплуатации. Причем ее можно оценивать путем геометрического сложения погрешностей средств измерений, входящих в состав учета или путем алгебраического сложения. Различие в этом случае может достигать 25–40%. Геометрическое суммирование используется в случае, если погрешности отдельных СИ не коррелированы между собой, а алгебраическое — если коррелированы. При геометрическом сложении с доверительной вероятностью ниже 100% получаем фактически заниженный результат. 2. Правилами учета нормирована только предельно допустимая погрешность вычисления количества теплоты для одноканального теплосчетчика, в котором реализован алгоритм расчета количества теплоты для закрытой системы, т.е. Q=M1(h1–h2). В Правилах учета эта величина нормирована в виде численного значения, а в ГОСТе на теплосчетчики эта же величина представлена в

ЭНЕРГОНАДЗОР

виде формулы и для некоторых типов теплосчетчиков она может достигать 10 и более процентов. 3. Допустимая погрешность вычисления количества теплоты для двух и более канальных теплосчетчиков, использующихся в открытых системах, нормирована только в ГОСТ Р 8.591-2002 и для реальных значений эксплуатации может лежать в пределах от 6 до 9%, что значительно превышает 5%, предусмотренных Правилами учета. В данном ГОСТе используется геометрическое сложение погрешностей отдельных СИ с доверительной вероятностью менее 100%, если же использовать алгебраическое сложение, то эта величина будет около 10%, что соответствует реальности. 4. Отсутствует единый подход к оценке и нормированию погрешности вычисления количества теплоты. Нормируемые значения погрешности вычисления количества теплоты, рассчитанные на основе различных нормативных документов, различаются в несколько раз. Поэтому оценка и нормирование теряет всякий смысл. Следовательно, наиболее оптимальной на сегодняшний день является следующая концепция: теплосчетчик — это система, состоящая из измерительных каналов, включающих в себя аттестованные средства измерения. Следовательно, нет необходимости сертифицировать отдельно теплосчетчик как средство измерения и вносить его в Реестр СИ, достаточно, чтобы были сертифицированы все средства измерения, входящие в состав его измерительных каналов. Литература 1. Правила учета тепловой энергии и теплоносителя. М.: Изд-во МЭИ, 1995. 2. МИ 2412-97 «Рекомендации. ГСИ. Водяные системы теплоснабжения. Уравнения измерений тепловой энергии и количества теплоты». М.: ВНИИМС, 1997. 3. Информационный бюллетень Главгосэнергонадзора РФ «Теплоснабжение». 1996. № 2 4. Глухов А. П., Канев С. Н., Старовойтов А. А. Результаты эксплуатационных испытаний систем учета тепла // Коммерческий учет энергоносителей: материалы 9-й Международной научно-практической конференции. СПб, 1999. 5. Глухов А. П., Канев С. Н., Старовойтов А. А. Эксплуатационные испытания измерительных комплексов учета тепла и воды // Коммерческий учет энергоносителей: материалы 11-й международной научно-практической конференции. СПб, 2000. 6. Глухов А. П., Канев С. Н., Старовойтов А. А. Эксплуатационные испытания теплосчетчиков // Коммерческий

№ 8 (17), СЕНТЯБРЬ, 2010 г.

учет энергоносителей: материалы 25-й международной научно-практической конференции. СПб, 2007. 7. РМГ 29-99 «Метрология. Основные требования и определения». 8. Канев С. Н. Оценка погрешностей вычисления количества теплоты в водяных системах теплоснабжения потребителей // Коммерческий учет энергоносителей: материалы 26-й международной научнопрактической конференции. СПб, 2007. 9. ГОСТ Р 51649-2000 «Теплосчетчики для водяных систем теплоснабжения. Общие технические условия. 10. ГОСТ Р 8.591-2002 «ГСОЕИ. Теплосчетчики двухканальные для водяных систем теплоснабжения. Нормирование пределов допускаемой погрешности при измерениях потребленной абонентами тепловой энергии. 11. ГОСТ Р ЕН 1434-1-2006 «Теплосчетчики». М., 2006. 12. Правила по метрологии ПР.50.2.007-2002 «ГСИ. Поверительные клейма». М., 2001. 13. Правила по метрологии ПР.50.2.006 «ГСИ. Порядок проведения поверки средств измерений». М., 2001. 14. Канев С. Н. Достоверный учет – как это понимать // Коммерческий учет энергоносителей: материалы 23-й международной научно-практической конференции. СПб, 2006.

Нормируемые значения погрешности вычисления количества теплоты, рассчитанные на основе различных нормативных документов, различаются в несколько раз

Энергоэффективность и нормирование | Шаг вперед

Малозатратный механизм масштабной экономии

Андрей КУЗЬМИНОВ, вице-президент АНО «РУСДЕМЭнергоэффект» (Москва)

Один из способов решения задачи по повышению энергоэффективности с минимальными затратами — разработка и внедрение ее стандартов и маркировки. Под маркировкой энергоэффективности оборудования в данном случае следует понимать внедрение системы идентификации однородных типов оборудования по удельному энергопотреблению. Потенциал энергосбережения с введением маркировки энергоэффективности оценивается экспертами в 10–15%.

России идет реализация крупномасштабного национального проекта «Стандарты и маркировка для продвижения энергоэффективности в Российской Федерации», осуществляемого Минобранауки России, Глобальным экологическим фондом и Программой развития Организации объединенных наций (ООН). Проект направлен на внедрение в России стандартов и норм энергопотребления, повышение спроса на энергоэффективное оборудование, расширение рынков сбыта, сокращение энергопотребления в масштабах страны и соответствующее сокращение эмиссий парниковых газов в атмосферу. Результатами проекта станут: • cоздание и укрепление национальной нормативно-правовой и институциональной базы для внедрения и распространения стандартов и маркировки энергоэффективности энергопотребляющего оборудования;

ЭНЕРГОНАДЗОР

ЗАРУБЕЖНЫЙ ОПЫТ Многими странами мира достигнут положительный опыт в области стандартизации и маркировки энергоэффективности. Так, в США Министерством энергетики и Управлением по защите окружающей среды осуществляется совместная программа «Energy Star», направленная на стимулирование производства и продвижение оборудования и сооружений с низким энергопотреблением. Программа, начавшаяся в 1992 году с компьютеров (один из ее первых стандартов — «спящий» режим монитора), сейчас охватывает офисное оборудование, бытовую электронику, оборудование по обогреву и кондиционированию в зданиях и т. п. Энергетический закон устанавливает конкретные обязанности руководителей ведомств, ответственных за программу «Energy Star». Они состоят в регулярной ревизии стандартов энергоемкости и обновлении спецификаций выпускаемого в стране электрооборудования, рекламировании и информировании населения о новых стандартах. Участие в программе «Energy Star», выражающееся в приобретении и производстве продукции с ее маркой, добровольно. Однако большинство правительственных учреждений и организаций, финансируемых из федеральных фондов, теперь должны приобретать только такое оборудование. Естественно, это стимулирует производителей к тому, чтобы их продукция соответствовала стандартам «Energy Star». Потребители также имеют определенные стимулы при использовании оборудования высокой энергетической эффективности, например, за установку в домах эффективных обогревающих устройств и кондиционеров с маркой «Energy Star» конечный потребитель получает налоговый кредит в размере до $500, при покупке водонагревателя — до $300, бойлера — до $ 150, за установку герметичных оконных рам — до $200, и т. д. Налоговые льготы получают не только потребители, но и производители энергоэффективного оборудования, строительные фирмы, использующие технологии и оборудование с марками качества по стандартам «Energy Star». В странах Европейского Союза (ЕС) вопросам повышения эффективности использования энергии посредством разработки и внедрения стандартов и маркировки энергоэффективности также уделяется существенное внимание. Вопросы маркировки энергоэффективности в ЕС регламентируются директивами, которые выполняют роль законов. Это директивы прямого действия. Директивы адресованы государствамчленам ЕС и обязательны для выполнения. Выбор средств внедрения директив остается на национальном уровне. Это означает, что директивы должны быть перенесены в национальный закон. Введение маркировки энергоэффективности является обязательным требованием в странах ЕС и регламентируется директивой 2005/32/ ЕС Европейского парламента. Для продукции, предназначенной для европейского рынка, соответствующей директивой вводится специальная маркировка (маркировка СЕ), подтверждающая, что оборудование соответствует нормам ЕС. Та-

№ 8 (17), СЕНТЯБРЬ, 2010 г.

Шкала энергоэффек тивности ЕС A — самая высокая энергоэффективность B — высокая энергоэффективность C — энергопотребление ниже среднего D — средний уровень энергопотребления E — энергопотребление выше среднего уровня F — низкая энергоэффективность G — самая низкая энергоэффективность

кая маркировка также означает, что производитель следовал предписанной процедуре контроля на соответствие. Кроме того, производитель или его представитель в странах-членах ЕС должны иметь всю необходимую документацию для доказательства соблюдения указанных выше требований. Органы контроля могут оценивать пригодность продукции для использования на рынке ЕС на основании научных и практических знаний, принимать независимые от интересов производителя решения и объединять усилия всех заинтересованных сторон во взвешенной оценке. Если государство-член ЕС устанавливает, что продукция не отвечает требованиям этой директивы, то оно должно предпринять соответствующие меры, чтобы снять эту продукцию с рынка. Можно считать, что в ЕС модернизация техники по критерию энергоэффективности выходит на одно из первых мест. Такая же тенденция наблюдается в изменении приоритетов потребительских свойств товаров и у покупателей. В большинстве западных промышленно развитых стран население серьезно относится к вопросам эффективного использования энергии и энергосбережения. В этих условиях маркировка энергоэффективности является существенным фактором при принятии потребителем решения о том, какое изделие и какого класса энергоэффективности необходимо покупать. Говоря об основных тенденциях в секторе электробытовой техники, необходимо отметить, что на долю потребления электроприборов в странах членах-МЭА приходится 57% от совокупного электропотребления домохозяйств. При этом годовое электропотребление составляет 50–60 кВт•ч/м2 в год. Для России аналогичные показатели составляют 24–35% — на долю потребления электробытовых приборов от совокупного электропотребления домохозяйств при годовом потреблении 100–120 кВт•ч/м2 в год. Опыт стран-членов МЭА показывает существенное снижение потребления с введением стандартов энергоэффективности.

Энергоэффективность и нормирование | Шаг вперед Состав электробытовой техники в структуре российских домохозяйств

Оценку энергоэффективности в большинстве промышленно развитых стран принято устанавливать по

7-балльной шкале

• создание национальных схемы стандартизации и маркировки для выбранных типов энергопотребляющего оборудования, а также эффективной системы контроля за их соблюдением на основе лучших мировых практик; • укрепление потенциала местных производителей для выпуска оборудования, соответствующего современным стандартам энергоэффективности; • внедрение стандартов и маркировки в пилотном регионе России (г. Москва); • стимулирование спроса на энергоэффективное оборудование путем информирования потребителей, производителей и поставщиков о системах маркировки. Оборудование градируется по классам энергопотребления с присвоением соответствующих индексов по балльной шкале, которые фиксируются в технической документации и регламентируются как национальными стандартами энергоэффективности, так и стандартами по сертификации. При этом на оборудование наносится специальная красочная этикетка, которая максимально информативно для потребителя отражает основные параметры энергопотребления. Оценку энергоэффективности в большинстве промышленно развитых стран принято устанавливать по 7-балльной шкале. Класс А соответствует наиболее энергоэффективным изделиям или объектам, G — самым энергорасточительным. Пять промежуточных классов (B–F) характеризуются равными интервалами количественных показателей энергопотребления. В настоящее время в ряде стран эта градация расширена за счет введения новых классов А+ и А++. Как показывает опыт разных стран, использующих маркировку энергоэффективности изделий, выделяются следующие направления продвижения энергосберегающей продукции: • обязательность маркировки энергопотребляющего оборудования и изделий; • директивные ограничения производства и продажи энергоемкой техники;

• ограничение импорта: так, например, в страны EС запрещен ввоз изделий классов энергоэффективности F и G; • информационно-пропагандистские меры, разъясняющие экономическую выгоду энергоэффективного оборудования при эксплуатации, его экологичность. В ряде стран директивные методы сочетаются с системой добровольной сертификации оборудования на энергоэффективность. Ведущие западные производители с пониманием и заинтересованностью отнеслись к требованиям энергоэффективности изделий, и в настоящее время класс энергоэффективности столь же значимая характеристика конкурентоспособности товара, как качество, надежность, дизайн. Учитывая, с одной стороны, опыт других стран по программам стандартов и маркировки энергоэффективности электробытового оборудования, и специфику России — с другой, в качестве приоритетных позиций для внедрения стандартов энергоэффективности следует рассматривать следующую электробытовую технику: • холодильники–морозильники; • стиральные машины; • электроплиты и печи СВЧ; • кондиционеры бытовые. Отдельным вопросом, требующим незамедлительного решения, является разработка новых, отвечающих современному технологическому уровню стандартов энергоэффективности (существующие нормативные документы разрабатывались 10 и более лет назад): • «Энергетическая эффективность. Приборы холодильные бытовые и аналогичные. Показатели энергетической эффективности и методы определения» (на основе Директивы Комиссии 94/2/EC и 2003/66/ЕС», взамен ГОСТ Р 515652000); • «Приборы холодильные электрические бытовые и аналогичные. Эксплуатационные характеристики и методы испытаний» (на основе IEC 62552(2007) + IEC 62552(2007)/Cor.1(2008), взамен ГОСТ 30204-95); • «Энергетическая эффективность. Машины стиральные бытовые и аналогичные. Показатели энергетической эффективности и методы определения» (на основе Директивы Комиссии 95/12/EC). • «Машины стиральные бытовые и аналогичные. Методы измерения эксплуатационных характеристик» (на основе МЭК 60456(2010). Также важны вопросы информационного продвижения маркировки энергоэффективности, так как отсутствие доступной информации об энергоэффективности продукции не позволяет потребителям и другим конечным пользователям принять, в ряде случаев, обоснованное решение о подлинной стоимости товара, а изготовители не имеют стимулов к повышению его энергетических характеристик, поскольку рынок не может признать и оценить значение данного аспекта. Потребитель должен знать, за что он платит деньги, и иметь возможность оценить те выгоды, которые он приобретает с покупкой энергоэффективного устройства.

ЭНЕРГОНАДЗОР

энергоэффективноСть и нормировАние | бюджетнАя СферА

Экономным — бонус Несмотря на принятие федерального закона № 261 и утверждение правительством курса на повышение энергоэффективности во всех сферах, на сегодняшний день на промышленных предприятиях недостаточно стимулов для реализации программ повышения энергоэффективности. Еще более остро вопрос осуществления подобных программ стоит в бюджетной сфере.

Екатерина ЧУКСиНА, заместитель директора Департамента Развития Бизнеса ЗАО «Энерго-Сервисная Компания»

ричин этого несколько. С одной стороны — незаинтересованность исполнителей, а с другой — сложности управления объектами бюджетной сферы. В ней сложилось линейно-вертикальное подчинение: существуют главные распорядители бюджетных средств и подведомственные (подшефные) им организации. При установлении главным распорядителям норм по энергосбережению становится возможным выстроить следующую схему: главные распорядители получают финансирование; им «спускают» нормы; далее средства передаются подведомственным организациям; им же ставятся новые нормы, причем делается это дифференцированно. При таком «спуске» задания на экономию энергоресурсов дифференциация будет учитывать потенциал энергосбережения конкретного подведомственного потребителя. Это приведет к тому, что главные распорядители, с одной стороны, достигнут выполнения заданной экономии, с другой — смогут избежать «причесывания всех под одну гребенку». Инструментом в управлении энергосбережением в бюджетной сфере может служить система, когда задание дается государством. Согласно п. 9 ст. 158 Бюджетного кодекса, полномочия по формированию государственного задания отнесены к ведению главного распорядителя бюджетных средств. Механизм госзаданий базируется на положениях статьи 69.2 Бюджетного

кодекса РФ. Это позволяет при планировании бюджета определять задания по экономии энергоресурсов. Кроме того, эта статья позволяет организовать контроль достижения заданных показателей. Полученную из отчетов по расходованию средств информацию в дальнейшем можно использовать для корректировки поставленных задач. Необходимо упомянуть и о финансовом стимулировании. В этом вопросе можно говорить о возможном, в случае достигнутой экономии, увеличении оплаты труда работников федеральных бюджетных учреждений и государственных органов, введенном с 1 декабря 2008 г. (Постановление Правительства РФ № 583 «О введении новых систем оплаты труда работников федеральных бюджетных учреждений и федеральных государственных органов, а также гражданского персонала воинских частей, учреждений и подразделений федеральных органов исполнительной власти, в которых законом предусмотрена военная и приравненная к ней служба, оплата труда которых в настоящее время осуществляется на основе Единой тарифной сетки по оплате труда работников федеральных государственных учреждений» от 5 августа 2008 г.). Согласно этому документу, руководители и работники бюджетных учреждений становятся материально заинтересованными в достижении целевых показателей эффективности работы. На федеральном уровне, начиная с 1 января 2010 года, объем средств на выплаты стимулирующего характера должен составлять не менее 30% средств на оплату труда, формируемых за счет ассигнований федерального бюджета. Дополнительным стимулом станет предоставление права на использование бюджетных средств, высвобожденных в результате проведенных мероприятий по энергосбережению, на цели, определяемые бюджетным учреждением самостоятельно, в том числе на премиальные выплаты. Скептики могут говорить о возможной коррупционной составляющей, однако при надлежащем контроле данные положения закона не увеличат коррупции. С другой стороны, использование комплекса мер стимулирования бюджетных учреждений для внедрения программ повышения энергоэффективности может стать столь необходимым катализатором.

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

Действительный член СРО НП «ТЭК-Эксперт», зарегестрированной в реестре Министерства энергетики РФ (рег.номер СРО-Э-002 от 06.08.2010) Свидетельство о допуске к работам по энергетическому обследованию № 23-08-2010

№ 8 (17), СЕНТЯБРЬ, 2010 г.

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

Измерение качества электрической энергии

в соответствии с ГОСТ 13109-97 «Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения». 620014 г. Екатеринбург, ул. Хомякова, 2, офис 201 Тел. (343) 266-33-59, тел./факс (343) 377-62-24, e-mail: info@unitex-pro.ru www.unitex-pro.ru

Электрооборудование | Показатель качества

Во главе угла — надежность Производителю часто задают вопрос о показателях надежности оборудования: о гарантийном сроке, сроке службы, наработке до отказа. Именно они определяют качество изделий и гарантируют ответственность производителя за долговечность и бесперебойную работу выпускаемого им оборудования.

Александр СМИРНОВ, ведущий специалист ОМиВЭС, ОАО «Свердловский завод трансформаторов тока» (Екатеринбург)

опросы надежности оборудования остаются актуальными при любых экономических условиях. Безусловно, изготовитель отвечает за качество своей продукции, но надежность, как основной показатель качества, закладывается еще на стадии проектирования изделия. Разработчик оборудования, создавая новую или совершенствуя устаревшую конструкцию, обязан учитывать требования нормативных документов. Согласно ГОСТ–27.003-90, литой трансформатор тока классифицируется как изделие конкретного назначения, не восстанавливаемое, вида I. Это изделие в процессе эксплуатации может находиться только в двух состояниях — работоспособном и неработоспособном. Для него должны задаваться показатель безотказности (средняя наработка до отказа) и показатель долговечности (средний срок службы до списания). Конкретные цифры для данных показателей определяются следующим образом. Наработка до отказа — показатель статистический. Как правило, для массово выпускаемых трансформаторов тока и напряжения с литой изоляцией этот параметр составляет 40х105 часов и используется при проектировании для расчета надежности систем, включающих большое количество составных блоков (например, систем АИИС КУЭ). Параметр «средний срок службы трансформатора» подразумевает период времени, в течение которого изделие должно проработать, не выходя из строя. Средний срок службы трансформаторов тока устанавливается в соответствии с ГОСТ 7746-2001 и должен составлять не менее 25 лет. Однако в ТУ на трансформаторы, обновленных в последние годы, можно увидеть цифру «30 лет». Увеличение срока службы связано с требованиями ОАО «ФСК ЕЭС» к своим поставщикам. Может показаться, что «средний срок службы» — показатель условный, ведь ТУ утверждаются до того, как трансформатор идет в серию. Кроме того, на сегодняшний день вряд ли найдется трансформатор, который выпускается в течение 25–30 лет без изменения конструкции.

На самом деле опытные образцы трансформаторов подвергаются своего рода ускоренному старению — длительным испытаниям под многократно повышенным напряжением. Коэффициент увеличения нагрузки и время испытаний выбираются исходя из требуемого срока службы. Таким образом, средний срок службы, будь то 25 или 30 лет, имеет фактическое подтверждение.

ледующий немаловажный параметр — гарантийный срок эксплуатации оборудования. ГОСТ 7746-2001 дает такую формулировку: «гарантийный срок эксплуатации трансформатора — три года с момента ввода в эксплуатацию, но не более 3,5 лет с момента отгрузки предприятием-изготовителем». Предприятию нет смысла увеличивать гарантийный срок, поскольку все расходы по замене бракованного трансформатора относятся на его счет. Тем не менее увеличенная гарантия, пусть и косвенно, свидетельствует об уверенности производителя в качестве своей продукции. Естественно, подобная уверенность должна обосновываться значительным опытом эксплуатации. Так, например, в 2005 году ОАО «Свердловский завод трансформаторов тока» увеличил гарантийный срок эксплуатации на некоторые виды трансформаторов собственного производства. В частности, под расширение гарантии попали наиболее массовые трансформаторы: ТОЛ-10-I, ТПОЛ-10 — до пяти лет; ТОП-0,66, ТШП-0,66 — до восьми лет.

Выводы: 1. Надежность изделий определяется Государственными стандартами и закладывается разработчиком на стадии проектирования изделия. 2. Соответствие выбранным показателям надежности гарантирует качество и долговечность изделий. 3. Надежность измерительных трансформаторов определяет надежность всего комплекса, в котором они используются. 4. Показатели надежности получают фактическое подтверждение установленных значений путем испытаний опытных образцов и сбора данных в процессе эксплуатации. 5. Производитель оборудования несет ответственность за сохранение показателей надежности в течение всего периода выпуска изделия. 6. Значения показателей надежности могут быть увеличены, если это соответствует интересам производителя и имеет обоснованное подтверждение.

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

ЭНЕРГОНАДЗОР

Электрооборудование | Рекомендации (в данном случае — территории РФ), в котором сложились определенные условия, меняющиеся под действием внешних и внутренних факторов. Формирование видового распределения мегаценоза позволило выделить виды предприятий, которые параллельно являются факторами, требующими обязательного учета и анализа при выборе наилучшего поставщика трансформаторного оборудования: • «поставщики электроэнергии»; • «производители силовых трансформаторов»; • «проектные организации систем электроснабжения»; • «дилеры заводов-производителей»; • «электромонтажные организации»; • «организации, эксплуатирующие силовые трансформаторы». Подробно рассмотрим каждый из этих факторов.

Фактор «Поставщики электроэнергии»

Выбор — дело серьезное

Юрий САВИНЦЕВ, генеральный директор ЗАО «Корпорация «Русский трансформатор» (Москва), кандидат технических наук Ринат КАРАМУТДИНОВ, начальник управления технического развития ОАО «МРСК Сибири» (Красноярск)

№ 8 (17), СЕНТЯБРЬ, 2010 г.

Как выбрать лучший трансформатор требуемого конструктивного исполнения? Наиболее простой, очевидный, логичный критерий — это цена. Все проводимые тендеры и открытые конкурсы по выбору поставщика трансформаторов выигрывает тот, кто предложит минимальную цену продукции. Однако насколько это правильно с точки зрения объективного выбора наиболее качественного оборудования?

редлагается использовать три методологических подхода к объективному выбору наилучшего в каждом конкретном случае поставщика силовых распределительных трансформаторов. Первый подход основан на теории техноценозов научной школы профессора Б. И. Кудрина. Выделяется макроэкономическая система, включающая предприятия России, которая образует инфраструктуру мегаценоза «Электроэнергетическая система страны». Эта инфраструктура представляет собой единое целое, характерное для ограниченного пространства

При выборе трансформатора необходимо обязательно учитывать качество поставляемой электроэнергии по всем параметрам, а не только по напряжению и частоте. Так, например, превышение допускаемого параметра по третьей гармонике может вызвать значительные перегревы металлоконструкций, т. к. она не замыкается по магнитной системе.

Фактор «Производители силовых трансформаторов» На заводе-производителе должно быть обеспечено выполнение двух непременных условий: • высокое качество проектирования конструкции трансформаторов, предполагающее: использование проверенных расчетных методик и всех известных конструктивных решений (выбор стыка магнитной системы, главной и продольной изоляции, системы охлаждения от различных радиаторов до гофры); исключение из процесса проектирования подхода «если нельзя, но очень хочется, то можно»; • высокий технологический уровень производства. Выбор завода-производителя представляет собой зачастую наиболее сложную задачу для снабженцев. Как же определить, кто изготовит действительно качественное, надежное, подлинно энергоэффективное оборудование? Предлагаем несколько простых, но эффективных рекомендаций — «лакмусовую бумажку», содержащую перечень основных и надежных критериев/параметров для выбора заводапроизводителя: • узнайте ассортимент выпускаемых заводом трансформаторов; чем он шире — тем мощнее, совершеннее и стабильнее технологические процессы; • выясните срок работы завода; чем он больше — тем стабильнее технологические процес-

Электрооборудование | Рекомендации Если цена трансформатора ниже среднерыночной

15–30%, то, скорее всего,

на

вам предлагают

«обновленное» оборудование

сы, выше технологическая дисциплина, надежнее преемственность рабочих; • сопоставьте цены заводов; если цена продукции какого-либо ниже среднерыночных цен на 15–30%, то, скорее всего, вам предлагают «обновленное», бывшее в употреблении оборудование; • критически проанализируйте информацию с сайтов заводов — чем больше там технической информации, информации о технологиях и меньше самовосхваления, — тем качественнее продукция; • обратите внимание на референц-лист, свяжитесь с кем-либо из указанных там покупателей; • если возможно — наведите справки о собственнике завода; зачастую эта информация скажет многое и о предприятии; • найдите информацию о дилерской сети завода-производителя; если это известные фирмы, профессиональные участники рынка силовых трансформаторов — больше шансов приобрести качественное оборудование.

Фактор «Проектные организации систем электроснабжения» Российская экономика диктует правила игры, не всегда выгодные потребителю. Поэтому в проекты подстанций попадает оборудование не то, которое оптимально с точки зрения условий эксплуатации, а то, которое пролоббировано. Заказчику же впоследствии либо нужно пересогласовывать проект, либо принимать его таким, как есть. Между тем разные условия эксплуатации требуют различных конструктивных решений силового трансформатора. К сожалению, эти моменты чаще всего не принимаются во внимание, поэтому при монтаже или дальнейшей эксплуатации трансформатор может получить повреждения, выводящие его из строя. Случай из практики. Был сделан заказ на трансформатор масляный герметичный (ТМГ) в гофробаке. Выбор мотивирован минимальными эксплуатационными расходами этого типа трансформаторов. В наличии были масляные трансформаторы (ТМ), но заказчик от них отказался. Между тем условия эксплуатации трансформатора предполагали механические воздействия (случайные удары), то есть выбор гофробака вряд ли был оправдан. К тому же в штатном расписании Заказчика была предусмотрена служба эксплуатации подстанций, т. е. эксплуатационные расходы приобретение такого «экономичного» оборудования не уменьшали. Вообще, выбор между трансформаторами типов ТМ и ТМГ (герметичных) в обычном и гофробаке требует тщательного анализа будущих условий эксплуатации трансформатора. Чем отличаются трансформаторы с обычным баком от трансформаторов в гофробаке? Гофробак — это следующий этап эволюции герметичного трансформатора с обычным баком. Появление технологической возможности и экономической целесообразности изготовления гофрированной тонкостенной (~1 мм толщиной)

конструкции, которая упругими деформациями компенсировала бы тепловое расширение трансформаторного масла, позволило сократить габариты трансформатора. Громоздкие радиаторы охлаждения уступили место компактной «дышащей» «гармошке». Но в технике редко бывают однозначно выигрышные решения. При переходе к гофрированной тонкостенной конструкции ее механическая прочность и устойчивость, конечно же, уменьшились. Необходимо помнить также, что коррозия тонкостенных металлических конструкций происходит значительно быстрее, чем толстостенных. Следовательно, сначала необходимо точно установить, какой тип трансформатора требуется: ТМ или ТМГ, и если требуется именно ТМГ, то каковы требования стойкости к механическим воздействиям. Баки трансформаторов типа ТМ в плане имеют прямоугольную форму с радиаторами для охлаждения трансформаторного масла, расположенными по периметру бака. Стенки баков таких трансформаторов изготовлены из стального листа толщиной от 2,5 до 4 мм с ребрами жесткости. Тем самым обеспечивается высокая устойчивость оболочек изделий к деформациям при транспортировке и надежная работа трансформаторов без остаточных деформаций при возникновении внутри бака кратковременных избыточных давлений до 150 кПа (1,5 кгс/ см2) и до 300 кПа (3 кгс/см2) без разрушения конструкции. В трансформаторах типа ТМ изменение давления внутри бака компенсируется за счет сообщения с окружающей средой через расширитель; они требуют дополнительного проведения испытаний трансформаторного масла в процессе хранения, ввода в эксплуатацию, эксплуатации, текущих и капитальных ремонтов. Кроме того, трансформаторы ТМ требуют проведения

ЭНЕРГОНАДЗОР

боток или карьеров целесообразно применять трансформаторы ТМГ в обычных баках. Таким образом, в каждом конкретном случае необходимо учитывать реальные условия эксплуатации оборудования. Это обеспечит более полное отражение сравниваемых техникоэкономических показателей и оптимальный выбор трансформатора.

Фактор «Дилеры заводовпроизводителей» Приобретение качественного и оптимального по техническим характеристикам электрооборудования (в том числе и силовых трансформаторов) упрощается, если заказать его у авторизованного сертифицированного поставщика. Выбирая поставщика, клиент в конечном счете выбирает и качество, и надежность, и, безусловно, экономию как текущих, так и будущих расходов.

Приобретение качественного и оптимального по техническим характеристикам электрообору дования упрощается при заказе его у сертифицирован ного поставщика

Фактор «Электромонтажные организации» систематических осмотров для определения степени увлажнения сорбента воздухоосушителя. Суммарные расходы на выполнение всех вышеизложенных работ в течение срока эксплуатации трансформаторов типа ТМ достигают 40–63% от полной стоимости трансформатора (в зависимости от его мощности). Трансформаторы силовые масляные герметичные (также типа ТМГ) в обычном баке изготавливаются в герметичном исполнении, их внутренний объем не связан с внешней средой, и изменение давления внутри бака компенсируется благодаря азотной «подушке», предусмотренной в верхней части бака трансформатора. Изоляция внутреннего объема бака от окружающей среды имеет свои преимущества: • улучшаются условия работы масла; • исключается его увлажнение, окисление и шламообразование. Для контроля уровня масла трансформаторы ТМГ оснащаются маслоуказателем, расположенным на стенке бака. Поэтому при выборе трансформатора данного типа необходимо иметь в виду, что использование ТМГ в гофробаке целесообразно там, где предъявляются жесткие требования к массогабаритным параметрам, но маловероятна возможность случайных механических воздействий. Так, к примеру, в условиях нефтеразра-

Выбирая организацию для монтажа приобретенного трансформатора, обратите внимание на наличие соответствующей лицензии и на референц-лист произведенных работ.

Фактор «Организации, эксплуатирующие силовые трансформаторы» Профессионализм эксплуатирующей организации/подразделения влияет как на корректность техзадания, выдаваемого проектной организации, так и на продолжительность срока службы приобретенного трансформатора. К примеру, когда заказчик/эксплуатирующая организация предъявляет требование по сечению нулевого отвода (сечение фазных и нуля одинаковые), то можно предположить, что угроза безопасности эксплуатации будет связана именно с самими «эксплуатационниками», т. к. ГОСТ на трансформаторы оговаривает: нулевой проводник должен рассчитываться на токи 25% от номинального для У/Ун-0 и 75% для Д/Ун-11. Таким образом, первый предлагаемый алгоритм выбора — это скрупулезный анализ факторов, перечисленных выше. Выполняться такой выбор должен самим снабженцем. О других алгоритмах читайте в октябрьском номере журнала.

Корпорация «Русский Трансформатор» 121596 Москва, ул. Горбунова, 7, корп. 4 Тел. (495) 447-05-66, 916-56-66 E-mail: info@rus-trans.com www.rus-trans.com

№ 8 (17), СЕНТЯБРЬ, 2010 г.

Обратная связь | Вопрос – ответ

УСТАНОВКА ПРИБОРОВ УЧЕТА Надежда Семенихина, ведущий инженер-проектировщик ООО «Энергопроект», г. Липецк: — Прошу вас разъяснить ФЗ № 261 «Об энерго сбережении...», а именно: требуется ли установка приборов учета производимых энергоресурсов в котельной (паровой или водогрейной), обеспечивающей нужды промышленного предприятия, на территории которого она установлена? Тепловая энергия не продается сторонним организациям, а используется на собственные нужды предприятия. Сергей Хоробрых, начальник отдела промышленной энергетики Инженерной Академии, тел. (343) 217-82-74: — В указанном случае установка приборов учета нужна только с точки зрения мониторинга расхода энергоресурсов внутри предприятия.

ОРГАНИЗАЦИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ЛИФТОВ — Какую группу по электробезопасности должно иметь лицо, ответственное за организацию эксплуатации лифтов, если их техническое обслуживание проводится специализированной организацией по договору? По материалам сайта Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору, www.gosnadzor.ru: — Пункт 12.4 «Правил устройства и безопасной эксплуатации лифтов» (ПБ 10-558-03), утвержденВы 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.

ных Постановлением Госгортехнадзора России № 31 от 16 мая 2003 г., не конкретизирует группу по электробезопасности для специалистов, занятых организацией безопасной эксплуатации лифтов. В соответствии с п. 1.4.3 «Правил технической эксплуатации электроустановок потребителей», утвержденных Приказом Министерства энергетики Российской Федерации № 6 от 13 января 2003 г., «руководители, в непосредственном подчинении которых находится электротехнологический персонал, должны иметь группу по электробезопасности не ниже, чем у подчиненного персонала. Они должны осуществлять техническое руководство этим персоналом и контроль за его работой. Перечень должностей и профессий электротехнического и электротехнологического персонала, которым необходимо иметь соответствующую группу по электробезопасности, утверждает руководитель Потребителя».

ГРУППА ПО ЭЛЕКТРОБЕЗОПАСНОСТИ — Каким образом можно подтвердить V группу по электробезопасности в связи со сменой места жительства? Необходимо ли в этом случае запрашивать дополнительные документы с предыдущего места работы, подтверждающие присвоение группы? По материалам сайта Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору, www.gosnadzor.ru: — Подтверждение V группы по электробезопасности может быть проведено после Вашего трудоустройства в комиссии предприятия. В случае, если комиссия на предприятии отсутствует, подтвердить V группу по электробезопасности можно в одной из отраслевых территориальных комиссий Ростехнадзора по проверке знаний норм и правил в области энергетического надзора, создаваемых при учебных заведениях.

ЭНЕРГОНАДЗОР

лАмПы НАКАлиВАНиЯ — Когда перестают допускаться к обороту электрические лампы накаливания мощностью сто и более ватт? По материалам сайта федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору, www.gosnadzor.ru: — Порядок вывода из оборота на территории Российской Федерации электрических ламп накаливания, которые могут быть использованы в цепях переменного тока в целях освещения, в зависимости от их мощности, определен п. 8 ст. 10 Федерального закона №261-ФЗ «Об энергосбережении …». Названная статья вступила в силу со дня официального опубликования данного федерального закона. Электрические лампы накаливания мощностью сто и более ватт не допускаются к обороту на территории Российской Федерации с 1 января 2011 г.

ПОДКлюЧЕНиЕ К ЭлЕКтРОСЕтЯм — Требуется ли получение разрешения для подключения частного дома этажностью менее 3 этажей к электросетям? По материалам сайта федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору, www.gosnadzor.ru: — В соответствии с Положением о Федеральной службе по экологическому, технологическому и атомному надзору № 401, утвержденным постановлением Правительства Российской Федерации от 30 июля 2004 г., Ростехнадзор является федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим функции по контролю и надзору в сфере безопасности электрических и тепловых установок и сетей (кроме бытовых установок и сетей). В соответствии с подпунктом «г» пункта 7 и пункта 18 Правил технологического присоединения энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, объектов по произ-

№ 8 (17), СЕНТЯБРЬ, 2010 г.

водству электрической энергии, а также объектов электросетевого хозяйства, принадлежащих сетевым организациям и иным лицам, к электрическим сетям, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации № 861 от 27 декабря 2004 г., получение разрешений органов Ростехнадзора на допуск в эксплуатацию объектов физических лиц мощностью до 15 кВт включительно не требуется.

ДОПУСК СРО — Нужно ли вступать в СРО для получения допуска на работы по монтажу, пуско-наладке бытовых газовых котлов и колонок, их сервисному обслуживанию и ремонту? По материалам сайта федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору, www.gosnadzor.ru: — Приказом Министерства регионального развития Российской Федерации № 624 от 30 декабря 2009 г. утвержден «Перечень видов работ по инженерным изысканиям, по подготовке проектной документации, по строительству, реконструкции, капитальному ремонту объектов капитального строительства, которые оказывают влияние на безопасность объектов капитального строительства». Работы по монтажу оборудования предприятий бытового обслуживания и коммунального хозяйства, пусконаладочные работы водогрейных теплофикационных котлов входят в раздел III вышеуказанного перечня. Однако свидетельство о допуске на эти виды работ требуется получать в случае, если они выполняются на объектах, указанных в ст. 48.1 Градостроительного кодекса Российской Федерации. Свидетельство о допуске на производство работ выдается саморегулируемой организацией, основанной на членстве лиц, осуществляющих работы по строительству, реконструкции и капитальному ремонту объектов капитального строительства. Получение свидетельства на производство работ по сервисному обслуживанию и ремонту газовых котлов и колонок действующим законодательством не предусмотрено.

ФГОУ ДПО Предаттестационная подготовка руководителей и специалистов Екатеринбург, ул. Ключевская, 12 «Курсы повыше-Поставки организаций, эксплуатирующих опасные производственные Производство. Тел./факсы (343) 231-52-27, 242-22-60 ния квалификации объекты (в т.ч. гидротехнические сооружения) и организация E-mail: kpk-energo@isnet.ru, ЗАО ТЭК» аттестации в Ростехнадзоре, обучение по охране труда. ПрофесЕкатеринбург, kpk-tek@mail.ru Строительство и эксплуатация теплоисточников, «Регионгаз-инвест» изнес предложение | Справочник ул. Артинская, 15, оф. 501предприятийсиональная переподготовка специалистов с высшим и средним

www.kpk-tek.ru Тел/факс (343) 372-88-91 E-mail: rg@rgaz.usg.ru Производство. Поставки

ЗАО «Регионгаз-инвест» «Энергорегион»

ЗАО «Энергорегион» ЗАО «Чибитал Унигаз»

ЗАО «Чибитал Унигаз»

Екатеринбург, ул. Артинская, 15, оф. 501 Екатеринбург, Тел/факс (343) 372-88-91 ул. Цвиллинга, 6, оф. 214 E-mail: rg@rgaz.usg.ru Тел.: (343) 379-53-25, 378-30-81; тел./факс (343) 379-54-82 www.energo-region.ru Екатеринбург, ул. Цвиллинга, 6, оф. 214 Тел.: (343) 379-53-25, 378-30-81; тел./факс (343) 379-54-82 Екатеринбург, www.energo-region.ru ул. Черняховского, 92, оф. 206 Тел.: (343) 278-46-44, 378-26-85 E-mail: info@cibitalunigas.ru www.cibitalunigas.ru

Екатеринбург, ул. Черняховского, 92, оф. 206 Энергосбыт. Инжиниринг Тел.: (343) 278-46-44, 378-26-85 E-mail: info@cibitalunigas.ru www.cibitalunigas.ru Тула, ул. Маршала Жукова, 5 Тел./факс (многоканальный): ООО «ПКФ Инжиниринг Энергосбыт. (4872) 39-66-81, «Автоматика» http: tulaavtomatika.ru

ООО «ПКФ «Автоматика»

Тула, ул. Маршала Жукова, 5 Тел./факс (многоканальный): (4872) 39-66-81, http: tulaavtomatika.ru

газовых и тепловыхобразованием. сетей. Привлечение инвестиций. профессиональным Повышение квалификации Внедрение АСКУЭР муниципального фонда

Комплексная поставка и монтаж электрооборудования. КомпСтроительство и эксплуатация теплоисточников, лектные подстанции: КТП, КТПВ. Масляные силовые трансфоргазовых и тепловых сетей. Привлечение маторы: ТМ, ТМГ, ТМЗ, ТДН, ТРДН и др.;инвестиций. сухие: ТСЗ, ТСЗГЛ и Внедрение фонда др.; печные:АСКУЭР ЭТМПКмуниципального и др. Изготовление электротехнического оборудования широкого диапазона по схемам и индивидуальным требованиям заказчика. Ремонт и ревизия силовых трансКомплекснаяразличного поставка иназначения монтаж электрооборудования. форматоров в заводских условияхКомпи нелектные подстанции: КТП, КТПВ. Масляные посредственно на месте установки. Гарантия силовые трансформаторы: ТМ, ТМГ, ТМЗ, ТДН, ТРДН и др.; сухие: ТСЗ, ТСЗГЛ и др.; печные: ЭТМПК и др. Изготовление электротехнического Поставка: широкого диапазона по до схемам индивидуальдизельное •оборудования горелок UNIGAS мощностью от 14 кВт 70 МВти(газ, ным требованиям заказчика. Ремонт и ревизия транстопливо, мазут, нефть, газоконденсат), а также силовых комбинированформаторов назначения в заводских условиях и неных горелок различного для работы на котлах, в том числе типа ДЕ и ДКВР; посредственно на месте установки. Гарантия • инфракрасных излучателей SYSTEMA, воздушных теплогенераторов, конвекторов, водяных термопанелей, отопительного Поставка: оборудования для птичников. (газ, дизельное • горелок UNIGAS мощностью от 14 кВт до 70 МВт Услуги шеф-инженера на пуско-наладочные работы топливо, мазут, нефть, газоконденсат), а также комбинированных горелок для работы на котлах, в том числе типа ДЕ и ДКВР; • инфракрасных излучателей SYSTEMA, воздушных теплогеПроектирование, производство, и монтаж электронераторов, конвекторов, водяных поставка термопанелей, отопительного оборудования: оборудования для птичников. •Услуги комплектные распределительные и трансформаторные подшеф-инженера на пуско-наладочные работы станции на 110, 35 и 6(10) кВ в различных оболочках, внутрицеховые подстанции; • ячейки КРУ на 35, 20 и 6(10) кВ, камеры КСО 2-й и 3-й серии; •Проектирование, вводно-распределительные устройства щитки дляэлектрожилых, производство, поставкаи и монтаж промышленных и общественных зданий; оборудования: • щиты контрольно-измерительной и автоматики комплектные распределительные аппаратуры и трансформаторные подсерии КиП А, нетиповое электрооборудование станции наи110, 35 и 6(10) кВ в различных оболочках, внутрицеховые подстанции; • ячейки КРУ на 35, 20 и 6(10) кВ, камеры КСО 2-й и 3-й серии; • вводно-распределительные устройства и щитки для жилых, промышленных и общественных зданий; • щиты контрольно-измерительной аппаратуры и автоматики серии КиП и А, нетиповое электрооборудование

Интернеткаталоги www.STROYIP.ru, ПАКЕТНЫЕ ПРЕДЛОЖЕНИЯ

www.STROYIP.com

Интернеткаталоги www.STROYIP.ru, ТОЛЬКО ЭФФЕКТИВНЫЕ ИНСТРУМЕНТЫ (УСЛУГИ):

«ОНЛАЙН МЕНЕДЖЕР», «STROYIP BUSSINES», «STROYIP.RU ЭФФЕКТ». • промокаталог компании с регистрацией домена второго уровня и продвижением, • медийная реклама (баннеры),

www.STROYIP.com

• контентная реклама (текстовые ссылки), • размещение презентационных роликов и прайслиста компании в интернеткаталогах.

ПАКЕТНЫЕ ПРЕДЛОЖЕНИЯ

Телефоны: «ОНЛАЙН МЕНЕДЖЕР», «STROYIP BUSSINES», «STROYIP.RU ЭФФЕКТ».

(343) 3834572 89122750087

Телефоны: (343) 3834572 89122750087

Пакетные предложения «ОНЛАЙН МЕНЕДЖЕР», «STROYIP BUSSINES», «STROYIP.RU Эффект» — для тех, кто внимательно относится к вложениям в рекламу, кто понимает, что эффективная реклама, состоящая из высококачественных инструментов, — основа успешного бизнеса и залог хорошей прибыли на долгие годы! • промокаталог компании с регистрацией • контентная реклама (текстовые ссылки), домена второго уровня и продвижением, • размещение презентационных роликов • медийная реклама (баннеры), и прайслиста компании в интернеткаталогах.

ТОЛЬКО ЭФФЕКТИВНЫЕ ИНСТРУМЕНТЫ (УСЛУГИ):

ЭНЕРГОНАДЗОР

Деловые мероприятия по энергетике, II полугодие 2010 года Наименование мероприятия

Дата проведения

Место проведения

Выставка «Нефть. Газ. Энерго. Химия. Экология 2010»

13–15 октября

Альметьевск

Выставка «Управление технологическими рисками в ТЭК»

13–15 октября

Москва

X российский энергетический форум, XVI Юбилейная международная специализированная выставка «Энергетика Урала», VIII Международная специализированная выставка «Энергосбережение»

19–22 октября

Уфа

Выставка «Стройкомплекс Севера. ЖКХ. Энерго-ресурсосбережение 2010»

20–21 октября

Салехард

Выставка «Индустриальный край. Промэнерго 2010»

26–28 октября

Челябинск

Международная выставка-конференция «Информационные технологии в энергетике 2010»

26–29 октября

Москва

II Всероссийская конференция «Эффективное управление энергосбережением, нормативно-правовое и финансовое обеспечение ФЗ № 261»

27–29 октября

Санкт-Петербург

Выставка «Нефть и газ. Энергетика Ямала 2010. Стройкомплекс севера. ЖКХ. Энерго-ресурсосбережение 2010»

10–12 ноября

Салехард

Выставка «Топливно-энергетические ресурсы юга России»

10–12 ноября

Ростов-на-Дону

Выставка «Энергетика. Энергосбережение»

16–19 ноября

Ижевск

Международный форум «Энергетика будущего»

16–18 ноября

Москва

V специализированная выставка «Машиностроение, промышленное оборудование, экология на производстве, энергосбережение на промышленных предприятиях»

17–19 ноября

Оренбург

Выставка «Энергетика и электротехника»

23–25 ноября

Екатеринбург

9-я Международная научно-практическая конференция «Проблемы и достижения в промышленной энергетике»

25 ноября

Екатеринбург

Конференция «Системы энергетического менеджмента ISO 50001»

26 ноября

Екатеринбург

30 ноября–2 декабря

Казань

30 ноября–3 декабря

Москва

7 декабря

Екатеринбург

Выставка «Энергетика. Энергоэффективность 2010»

14–16 декабря

Челябинск

V универсальная выставка, посвященная Дню энергетика «Энерго-Промэкспо 2010»

15–17 декабря

Екатеринбург

ОКТЯБРЬ 2010

НОЯБРЬ 2010

12-я международная выставка «Энергетика. Ресурсосбережение» ДЕКАБРЬ 2010 12-я специализированная выставка «Электротехническое оборудование и распределительные устройства. Воздушные и кабельные линии электропередачи. Устройства релейной защиты и противоаварийной автоматики. АСУ ТП и информатизация, связь и автоматизированные системы учета электроэнергии» Круглый стол «Системы контроля и диспетчеризации в энергетике и ЖКХ как составляющая энергоэффективности». Организатор — журнал «Энергонадзор»

Уважаемые коллеги! Приглашаем вас принять участие во всех мероприятиях журнала «ЭНЕРГОНАДЗОР». Мы предлагаем: • заочное участие в выставках; • размещение информации в журнале «ЭНЕРГОНАДЗОР», предшествующем выставке; • участие в круглых столах группы изданий «ТЕХНАДЗОР» (в качестве докладчика или слушателя).

Формат возможного участия можно уточнить у Елены Демидовой, руководителя отдела продаж журнала «ЭНЕРГОНАДЗОР», тел.: (343) 253-16-08, 8-922-169-07-67; e-mail: sales@tnadzor.ru; или у Александры Коростелевой, руководителя отдела продвижения группы изданий «ТЕХНАДЗОР», тел.: (343) 253-16-08, 8-922-140-30-80; e-mail: pr@tnadzor.ru.