En1014

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

№ 10 (62), октябрь, 2014 год

Игорь КОЧЕВАНСКИЙ, руководитель департамента комплексной безопасности объектов ТЭК группы компаний «Городской центр экспертиз»

Назрела острая необходимость пересмотреть значения показателей по категорированию уровня опасности объектов ТЭК… с. 10

НАШИ ЖУРНАЛЫ – Ваш ИНСТРУМЕНТ БЕЗОПАСНОСТИ Актуальная информация по всем аспектам обеспечения промышленной, пожарной, энергетической, экологической безопасности и охраны труда на производстве

Консультации по интересующим вопросам напрямую от руководителей государственных структур и экспертов

Оформляйте подписку экономьте сотни тысяч рублей возможных штрафов

Особенности взаимодействия надзорных органов с поднадзорными предприятиями

Политика государства в области государственного надзора и контроля

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НАДЗОР

избегайте приостановки производственного процесса оспаривайте в суде предписания надзорных органов не подвергайте себя риску личной ответственности за нарушения ПБ

8-800-700-35-84

Ведите бизнес без опасности штрафных санкций нарушений требований ПБ незаконных действий надзорных органов

профессиональной дисквалификации

www.tnadzor.ru

Журнал «ЭНЕРГОНАДЗОР»

Содержание

Шеф-редактор Группы изданий «ТехНАДЗОР» Екатерина Владимировна Черемных

Стратегия отрасли

Обозреватели Роза Ибрагимова, Виталий Капустин, Владимир Кузьмин, Павел Цереня

Министерство энергетики РФ в октябре текущего года планирует внести в Правительство доработанный проект «Энергетическая стратегия России на период до 2035 года»

ежемесячное издание

Выпускающий редактор Татьяна Рубцова

Факты, события, комментарии............................................................... 2 Документ верхнего уровня...................................................................... 6 Развитие и модернизация электроэнергетики..................................... 8 Показатели опасности объекта безнадежно устарели.......................10

Дизайн и верстка Павел Щербаков

О законодательных основах обеспечения безопасности объектов ТЭК в интервью Игоря КОЧЕВАНСКОГО, руководителя департамента комплексной безопасности объектов ТЭК ГК «ГЦЭ»

Корректоры Лилия Коробко

Служба надзора

Редакционный совет Серебряков Дмитрий Владиславович, исполнительный директор СРО НП «Союз «Энергоэффективность» Щелоков Яков Митрофанович, заслуженный изобретатель РСФСР, заслуженный энергетик РСФСР, кандидат технических наук, доцент

Календарь

И.о. коммерческого директора Ирина Морозова

Каким должен быть состав комиссии по техническому освидетельствованию зданий и сооружений электростанций? Насколько эффективно участие представителей специализированных организаций в комиссии по надзору за зданиями и сооружениями и нужно ли такое участие вообще?

Руководители проектов Анастасия Бушмелева, Елена Чаплыгина Коммерческая служба Анастасия Каримова, Елена Малышева, Лия Мухаметшина, Эльвира Хайбулина Директор по региональному развитию Светлана Пушкарь Отдел подписки Наталья Якубова (руководитель), Евгения Бойко, Юлия Колегова, Елена Кононова, Наталья Королева, Татьяна Купреенкова, Галина Мезюха Тел. +7 (343) 253-89-89, +7 (967) 633-95-67 E-mail: podpiska@tnadzor.ru Редакция журнала «ЭНЕРГОНАДЗОР» 121099 Москва, Смоленская пл., 3 Тел. 8 (800) 700-35-84, (495) 662-49-17 E-mail: moscow@tnadzor.ru 620017 Екатеринбург, а/я 797 Тел./факс (343) 253-89-89 E-mail: еnadzor@tnadzor.ru, tnadzor@tnadzor.ru www.tnadzor.ru Представительство в Тюмени Тел. +7 (967) 633-95-58, +7 (967) 636-67-13 E-mail: region@tnadzor.ru Представительство в Челябинске Тел. +7 (351) 723-02-69, 266-66-78 E-mail: tnadzor@tnadzor.ru, 74@tnadzor.ru Представительство в Уфе E-mail: texnadzor-ufa@yandex.ru Представительство в Самаре E-mail: texnadzor-samara@yandex.ru Представительство в Оренбурге E-mail: texnadzor-orenburg@yandex.ru Представительство в Омске E-mail: texnadzor-omsk@yandex.ru Представительство в Перми E-mail: texnadzor-perm@yandex.ru Свидетельство о регистрации ПИ № ФС 77-43797 от 7 февраля 2011 г. выдано Федеральной службой по надзору в сфере связи, информационных техно­логий и массовых коммуникаций. Подписано в печать 10 октября 2014 года. Выход из печати 13 октября 2014 года. Отпечатано в ООО «Астер-Ек+» г. Екатеринбург, ул. Черкасская, 10 ф Тел. +7 (343) 310-19-00 Заказ № 21704 от 09 октября 2014 г. Тираж 5 000 экз. Редакция не несет ответственности за содержание рекламных материалов. Р Мнение редакции может не совпадать с мнением авторов. «Пресса России» – подписной индекс 82486 «Урал-Пресс» – подписной индекс 02764 Свободная цена

Госэнергонадзор отчитался за 8 месяцев работы................................14 Время новых возможностей...................................................................15 За годы работы ЗАО «Энергоинвест» заняло место одной из ведущих компаний в сфере повышения энергоэффективности промышленных предприятий

Круглый стол

Двойное толкование................................................................................16

Клуб главных энергетиков

Когенерация в промышленности...........................................................20 Главный энергетик Себряковского комбината асбестоцементных изделий Олег ВАСЮК делится опытом реконструкции котельной на мини-ТЭЦ

Технологии и оборудование

Структура расходов.................................................................................22 Как рассчитать примерные затраты на внедрение собственной генерации и срок их окупаемости

Всережимный уровнемер........................................................................24

Система измерения уровня в барабане энергетического котла гидростатическим методом с применением многопараметрического преобразователя давления

Электрооборудование

Плановое ТО или по требованию: что выбрать предприятию?.........26 Грамотный подход к организации техобслуживания помогает предотвратить неисправности и связанные с ними негативные последствия для бизнеса

Тепловые сети

Своевременная диагностика экономит средства................................28 Ранняя диагностика и выявление «ветхих» участков позволят продлить срок службы тепловых сетей, снизить количество внезапных отказов и получить экономию средств

Учет энергоресурсов

Тепло на учете..........................................................................................30 Почему Федеральный закон № 261–ФЗ в области учета энергоресурсов в большинстве регионов РФ не работает

Энергоэффективность

Вложения возвращаются........................................................................32 Реализация энергосервисного контракта на промышленном предприятии

Малая энергетика

Выработка электроэнергии становится выгодной..............................33 Солнечные электростанции на предприятиях....................................36 На российском рынке сегодня представлены готовые «пакетные» решения на основе солнечных модулей для энергообеспечения небольших предприятий

Подготовка персонала

Образовательный консорциум...............................................................38 Кадровое обеспечение электроэнергетики в энергетической стратегии России до 2035 года

Инструмент для профессионального роста.........................................41 Ежегодно во всех филиалах ОАО «Оборонэнерго» проводятся соревнования профессионального мастерства

Безопасность ГТС

Чтобы не повторилось беды...................................................................42 Надзор за исполнением законодательства о безопасности гидротехнических сооружений, защищенности населения и объектов экономики от негативного воздействия вод на протяжении ряда лет является приоритетным в работе органов прокуратуры

Административная практика 18+

Суд не нашел оснований для удовлетворения требований...............44

Стратегия отрасли | Факты, события, комментарии Работа над ошибками

Чиновники обучаются энергоменеджменту

Минэнерго пересмотрит прогноз прибыли новых тепловых электростанций от продажи электроэнергии. Обещая инвесторам возврат инвестиций, в 2010 году регуляторы заложили в свои расчеты слишком быстрые темпы роста энергопотребления и цен на электроэнергию Но реальные доходы от продажи электроэнергии для энергорынка оказались ниже: в 2014 году этот фактор привел к тому, что новая генерация недосчиталась 4 млрд. руб. Новая методика должна исправить ситуацию, но это может привести к росту платежей потребителей, пишет «Коммерсант». Новая методика Минэнерго учитывает в ДПМ актуальные прогнозы цен на газ и уголь, а доля, получаемая генкомпаниями от продажи электроэнергии,

Российское энергетическое агентство и Организация Объединенных Наций по промышленному развитию (ЮНИДО) приступили к реализации проекта по развитию рыночных механизмов повышения энергоэффективности энергоемких отраслей отечественной промышленности.

будет устанавливаться отдельно по разным типам электростанций. Это позволит приблизить доходы новых станций к уровню экономически обоснованных затрат, а доля фиксированных платежей за мощность вырастет до 85–87%.

Содержать «вынужденных» накладно Минэнерго предложило выдать статус вынужденного генератора электростанциям общей мощностью 2,5 ГВт. Это обойдется потребителям в 2015 году дополнительно в 5 млрд. руб. А после проведения конкурентного отбора мощности на 2015 год регуляторам придется еще расширить список, что увеличит расходы потребителей до 38–46 млрд. руб. В этом году впервые список «вынужденных» обсуждался и в НП «Совет

рынка» при участии крупных генкомпаний, потребителей и Системного оператора ЕЭС. И подход рыночного сообщества оказался жестче, чем у Минэнерго. Так, НП «Совет рынка» в письме главе правительственной комиссии вицепремьеру Аркадию Дворковичу предложило пока не давать статуса «вынужденного» 11 из 40 объектов, оставив в списке лишь 1,9 ГВт. А КЭС и Фортум вообще выступили против присвоения этого статуса до конкурентного отбора мощности-2015.

ФАС уличила поставщиков электроэнергии В числе поставщиков-нарушителей оказались ОАО «Дагестанская энергосбытовая компания», ОАО «Нурэнерго», ОАО «Каббалкэнерго», ОАО «Карачаево-Черкесскэнерго», ОАО «Ингушэнерго» и ОАО «Севкавказэнерго». В пресс-службе ФАС рассказали, что в период с января 2011 года по декабрь 2012 года у этих компаний наблюдались организованные, регулярные и существенные завышения плановых объемов потребления. Как отмечают представители ФАС, посредством завышения объемов покупки электрической энергии, приобретаемой по заниженной стоимости, гарантирующие поставщики имели возможность продавать оставшиеся объемы по цене балансирующего рынка, которая в среднем выше на 125%, получая положительный эконо-

2

Его главная составляющая – программа повышения квалификации федеральных и региональных чиновников, ответственных за энергосбережение в промышленности и внедрение энергоменеджмента на предприятиях. На обучающем семинаре, прошедшем в сентябре в Москве, более ста представителей органов государственной власти из двадцати субъектов России прослушали лекции ведущих мировых экспертов в области энергоэффективности и управления энергопотреблением. Среди основных тем – энергоменеджмент как инструмент реализации государственной политики, национальный стандарт ISO 50001:2012 «Системы энергетического менеджмента» в промышленности, привлечение внебюджетного финансирования с помощью энергосервисных контрактов. Также были проанализированы успешные и неудавшиеся примеры внедрения энергоэффективного оборудования на производстве.

Возвращать «лампочки Ильича» не собираются Думский комитет по энергетике опроверг информацию о том, что депутаты готовят законопроект об отмене запрета на продажу ламп накаливания.

мический эффект и оказывая влияние на цену. Незаконно полученный доход составил более 512 млн. рублей.

Поясняется, что эта инициатива полностью принадлежит депутатам от партии «Справедливая Россия», и она ни с кем не согласована. Напомним, полный запрет оборота на территории России «лампочек Ильича» мощностью 100 Вт и более был введен в 2011 году. А с 2013 года запрет распространился на лампы мощностью 75 Вт и более. С 2014 года в законе прописан полный отказ от такого вида ламп и переход на энергосберегающие лампы.

ЭНЕРГОНАДЗОР

ФСК без источников роста

Бизнес против Представители РСПП выступили против удорожания процедуры присоединения к электросетям.

Минэнерго и Минэкономики согласовали долгосрочную программу развития Федеральной сетевой компании (ФСК) до 2019 года с перспективой до 2030 года. Программу можно назвать пессимистичной. Как пишет «Коммерсант», в ближайшую пятилетку ФСК не ожидает ни роста энергопотребления, ни увеличения тарифа выше инфляции, а ее ресурсы не позволят приобретать новые активы или платить дивиденды. Для снижения операционных затрат на 25%

к 2017 году компания уже в этом году сократит около 2,5 тыс. человек. Программа консервативна: полезный отпуск (зависит от энергопотребления) в 2015 году расти не будет, в 2016–2019 годах предусмотрен рост на 0,7% в год. Это ниже, чем 1% роста в год, записанный в схеме и программе развития энергосистемы РФ. Заметного роста тарифов не предвидится: предусмотрено их регулирование на уровне инфляции (еще в 2012 году рост тарифа ФСК составлял 11%, в 2013 году – 9,4%, но в 2014 году тарифы были заморожены).

Про рыночные цены ОАО «Системный оператор ЕЭС» разместило информацию о предварительных итогах конкурентного отбора мощности. В результате в ЗСП «Урал» установилась минимальная за последние четыре года цена на мощность в размере 106 243 руб./МВт. Кроме того,

№ 10 (62), октябрь, 2014 г.

впервые цены в зонах свободного перетока с предельными уровнями цен (с так называемыми «прайскэпами») сложились ниже установленного предельного уровня (133 000 руб./МВт). Так, в ЗСП «Каспий» цена установилась на уровне 132 900 руб./ МВт, в ЗСП «Москва» – 132 999 руб./ МВт, в ЗСП «Кольская» – 132 800 руб./ МВт, в остальных ЗСП Первой ценовой зоны («Тюмень», «Северная Тюмень», «Балаково», «Кавказ», «Волгоград», «Каспий», «Кубань», «Махачкала») – 128 400 руб./МВт. Как отметил заместитель руководителя ФАС России Анатолий Голомолзин, сложившиеся результаты продемонстрировали работу рыночных механизмов в действующей модели конкурентных отборов мощности. Преобладание предложения над спросом в Первой ценовой зоне оптового рынка, несомненно, отразилось на снижении цены.

Члены комиссии Российского союза промышленников и предпринимателей по ЖКХ намерены принять участие в Экспертном правительственном совете, на котором будут обсуждаться изменения в Градостроительный кодекс. Бизнес-сообщество выступает против усложнения и удорожания подключения пользователей к энергетическим сетям. Напомним, изменения в Кодекс инициирует Минэнерго РФ. Указанный проект предусматривает включение в документ требования о необходимости согласования проектной документации при технологическом присоединении к электрическим сетям с системным оператором и сетевыми организациями. На сегодняшний день действующее правило Градостроительного кодекса устанавливает запрет на требования дополнительного согласования проектной документации.

ЧП на Кольской АЭС Происшествие на станции, вырабатывающей 60% электроэнергии для Мурманской области, произошло днем 2 сентября. Из-за отключения четырех главных циркуляционных насосов автоматически был остановлен энергоблок № 4. Как сообщает пресс-служба станции, причина отключения насосов выясняется. Блок переведен в безопасное состояние в соответствии с проектным алгоритмом. По информации специалистов, нарушений пределов и условий безопасной эксплуатации энергоблоков Кольской АЭС не было. Отмечается, что радиационный фон на станции и прилегающей территории остается без изменений и находится на уровне естественных фоновых природных значений.

3

Стратегия отрасли | Факты, события, комментарии Малая энергетика расширяет географию

Завод по переработке метана в электроэнергию Представители администрации Екатеринбурга, ЕМУП «Спецавтобаза» и шведской компании «Вирео Энерджи» заключили трехстороннее соглашение, по которому на одном из полигонов ТБО в городе шведы построят завод по переработке метана в электроэнергию.

В условиях высоких цен на электроэнергию предприятия России уделяют повышенное внимание развитию малой энергетики.

40% оптовой цены электроэнергии для промышленных потребителей сегодня, по данным Института проблем естественных монополий, формирует сетевая составляющая. Для снижения себестоимости собственной продукции – в среднем от 15 до 20% – все больше предприятий создают свои энергогенераторы. На XIII Международном инвестиционном Форуме «Сочи-2014», состоявшемся

18–21 сентября, президент холдинга «Евроцемент груп» Михаил Скороход подписал соглашение на поставку высокотехнологичных энергетических установок суммарной мощностью более 300 МВт с финским энергомашиностроительным концерном Wartsila. Стоимость контракта – 150 млн. долларов США. На 16 заводах холдинга, входящего в мировую десятку крупнейших производителей строительных материалов, будут построены газопоршневые ТЭЦ мощностью до 25 МВт каждая. В итоге – почти 60% от потребляемых 2 млрд. кВт в год холдинг создаст своими силами.

Крупнейшая в стране биогазовая станция «Лучки» ООО «АльтЭнерго» ежесуточно вырабатывает около 56

4

Мини-ГЭС на канализационном коллекторе ООО «Томская генерирующая компания» ввело в эксплуатацию миниГЭС мощностью 1 МВт.

Впервые в России Биогазовая станция «Лучки», первой в России, получила бессрочную квалификацию генерирующего объекта, работающего на возобновляемых источниках энергии.

Компания «Вирео Энерджи» занимается преобразованием отходов в энергию, то есть вырабатывает электричество из отходов и сырья низкой ценности. Отмечается, что все расходы по организации проекта в Екатеринбурге шведская компания берет на себя, а это 167 млн. рублей. Подобные проекты шведы уже организовали в ряде городов Белоруссии и Польши. Екатеринбург в этом плане станет вторым городом в России.

– Мы сейчас на стадии завершения строительства первого объекта в России – в Ленинградской области. Туда мы поставим станцию на 2,5 мегаватта энергии с возможностью увеличения до 5 мегаватт, – рассказал Фредерик Карлман, директор по развитию ООО «Холдинговая компания «Вирео Энерджи».

тысяч кВт•ч, обеспечивая электроэнергией около 30 тысяч жителей Прохоровского района Белгородской области. В октябре 2012 года эта биогазостанция получила квалификационное свидетельство, подтверждающее экологическую безопасность ее технологий и разрешающее в течение двух лет выходить на рынок электроэнергии. В конце сентября текущего года, как сообщила пресс-служба ООО «АльтЭнерго», наблюдательный совет НП «Совет рынка» выдал станции «Лучки» бессрочное квалификационное свидетельство. Биогазовая энергетика не только для Белгородской области, суммарный годовой объем отходов АПК в которой превышает 15 млн. тонн, но и для других территорий России с развитым сельским хозяйством является надежной альтернативой магистральному природному газу и централизованному электроснабжению.

Электроэнергия уже выдается в общую электрическую сеть и покупается ОАО «Томскэнергосбыт» по цене 1,1 рубля за 1 кВт•ч. Объем инвестиций составил 35 млн. рублей. Мини-ГЭС расположена на территории ЗАТО Северск, на городском канализационном коллекторе – месте сброса сточных вод с очистных сооружений Томска и Северска. Это первая мини-ГЭС такой мощности в России. В Ульяновске есть опыт использования подобной установки, мощность которой намного меньше – 230 кВт.

ЭНЕРГОНАДЗОР

Сеть солнечных электростанций В поселке Переволоцкий Оренбургской области началось строительство солнечной электростанции (СЭС) мощностью 5 мегаватт, которой хватит для стабильного энергоснабжения не менее тысячи домохозяйств. Электростанция будет построена и введена в эксплуатацию уже в марте 2015 года. Общий объем инвестиций на строительстве Переволоцкой СЭС составит 500 млн. рублей, сообщает REGNUM. И. о. министра экономического развития, промышленной политики и тор-

говли области Вячеслав Васин отметил, что старт строительства Переволоцкой СЭС положил начало реализации масштабного проекта компании по возведению в Оренбуржье сети солнечных электростанций суммарной мощностью 85 мегаватт. Проекты строительства данных электростанций победили в конкурсных отборах объектов возобновляемой энергетики, которые проводились в 2013 и 2014 годах. Специалисты отмечают, что суммарный объем инвестиций в реализацию этих проектов превышает 8,5 млрд. рублей.

Новое ядерное топливо Первая партия топлива для АЭС нового типа произведена на горнохимическом комбинате в Красноярском крае. Топливо состоит из оксидов урана и плутония и будет применяться в реакторах на быстрых нейтронах. Как сообщили в Росатоме, полученная 10-килограммовая партия МОКСтоплива полностью соответствует

заданным техническим условиям по плотности. Таблетки переданы в исследовательский центр для анализа по другим параметрам. Энергоблоки с реакторами на быстрых нейтронах позволят существенно расширить топливную базу атомной энергетики и минимизировать отходы за счет организации замкнутого ядерно-топливного фильтра, отмечают в компании.

ДЕЛО В ЗЕРКАЛАХ Ученые из Израиля заявляют, что им удалось решить одну из самых насущных проблем современной энергетики – хранение солнечной энергии. Как сообщает The Epoch Time, исследователи создали устройство, в котором нет ни одной солнечной батареи, только зеркала, отражающие свет. Панелирефлекторы имеют особую параболическую форму, которая позволяет им фокусировать световой пучок, создавая в одной точке сверхвысокую температуру. Зеркала нагревают жидкость в замкнутом контуре, и образующийся пар приводит в движение турбину. Полученная с помощью зеркал электроэнергия стоит столько же, сколько добытая при сжигании ископаемого сырья. Одна из батарей устройства мощностью полтора мегаватта уже подключена к национальной энергосистеме Израиля.

НАМЕРЕНИЯ РОССИИ В ИРАНЕ Иранская компания Tavanir и российский «Технопромэкспорт» подписали соглашение о намерениях по реализации электроэнергетических проектов в Иране, сообщил глава Минэнерго РФ Александр Новак. Новак пояснил, что речь идет о строительстве от 8 до 10 блоков парогазовых установок общей мощностью 3 гигаватта. По его словам, также рассма-

тривается возможность строительства линий электропередачи и гидроэлектростанций, сообщает Lenta.ru. Кроме того, министр рассказал о планах по синхронизации энергосистем России, Ирана и Азербайджана. Он сообщил, что РФ и Иран готовят технико-экономическое обоснование синхронизации. Новак добавил, что сейчас идет обсуждение наращивания поставок электроэнергии из России в Иран через Азербайджан.

Япония возвращается к АЭС Комитет по контролю над атомной энергетикой Японии официально подтвердил возможность перезапуска первого и второго энергоблоков АЭС «Сэндай» компании-оператора Kyushu Electric Power. Японский ядерный регулятор принял окончательную версию документа, подтверждающего соответствие энергоблоков станции новым нормам безопасности. Предварительное заключение было выдано в июле, после чего специалисты Комитета провели дополнительную оценку состояния АЭС, сообщает РИА «Новости». В случае, если план по перезапуску первого и второго энергоблоков АЭС «Сэндай» будет поддержан со стороны местного населения, данные реакторы станут первыми, работа которых будет возобновлена после остановки всех атомных электростанций страны после аварии на АЭС «Фукусима-1» в марте 2011 года.

№ 10 (62), октябрь, 2014 г.

5

Стратегия отрасли | Перспективы развития

Документ верхнего уровня Министерство энергетики РФ в октябре текущего года планирует внести в Правительство доработанный проект «Энергетическая стратегия России на период до 2035 года» («ЭС-2035»). О том, какие мировые и российские тенденции будут в нем учитываться, в интервью журналу «ТЭК России» рассказал заместитель министра энергетики России Алексей ТЕКСЛЕР.

– Нынешняя Стратегия сильно устарела?

– Количественные параметры топливноэнергетического баланса оказались в пределах предусмотренного в «ЭС-2030» коридора, а механизмы «дорожной карты» в целом соответствовали задачам и приоритетам Стратегии. Однако в мировой энергетике и российской экономике появились качественно новые вызовы, требующие существенной корректировки «ЭС-2030». Это: • переход от ресурсной глобализации на мировом энергетическом рынке к стремлению ведущих стран-импортеров к диверсификации поставок и к собственной энергетической самодостаточности, что существенно изменило условия для российского экспорта; • переориентация в мировой торговле от экспорта-импорта сырья к продаже новых технологий и сервисных услуг, к чему Россия оказалась не готова; • затянувшаяся стагнация российской экономики, приведшая к снижению темпов роста внутреннего спроса на энергоносители и частичному замораживанию инвестиционных программ развития ТЭК. Долгосрочный внешний вызов заключается в кардинальном ужесточении конкуренции на

6

внешних энергетических рынках, что требует повышения гибкости экспортной политики, снижения издержек российских компаний, продуктовой и географической диверсификации экспорта. Внутренний вызов состоит в необходимости глубокой и всесторонней модернизации ТЭК России, включая создание эффективной и целостной институциональной системы, выход на качественно новый уровень развития инфраструктуры и новый технологический уровень.

– Кто входит в состав рабочей группы по подготовке «ЭС-2035»?

– Комплекс работ по корректировке и пролонгации Энергетической стратегии проводит Минэнерго России. К работе был привлечен широкий круг научно-исследовательских институтов и экспертов под общим руководством консорциума в составе: ЗАО «Глобализация и устойчивое развитие. Институт Энергетической стратегии», Института энергетических исследований РАН и Аналитического центра при Правительстве РФ. В декабре 2013 года на совещании в Минэнерго России по обсуждению проекта «Энергетическая стратегия России на период до 2035 года» вариант Стратегии, представленный генеральным директором ЗАО «Глобализация и устойчивое развитие. Институт энергетической стратегии», приняли за основу. В марте 2014 года проект «ЭС-2035» был рассмотрен Общественным советом при Минэнерго России. Тогда приняли решение о создании профильных рабочих групп по рассмотрению и выработке предложений по корректировке проекта «ЭС-2035». В настоящее время идет активная работа по корректировке «ЭС-2035» в рабочих группах. По результатам этой работы проект будет представлен на заключение в Экспертный совет Правительства РФ.

– Учитывались ли в документе мнения других государственных структур и бизнеса?

– Да, конечно. Первая редакция «ЭС-2035» была направлена на рассмотрение в федеральные органы исполнительной власти и крупнейшие компании топливно-энергетического комплекса в феврале текущего года. Так, например, в полном объеме учтены конструктивные замечания Госкорпорации «Росатом», Минприроды, МИДа (одно из замечаний Министерства иностранных дел РФ касалось необходимости дополнения перечня основных вызовов во внешней энергетической политике положением об утрате Российской Федерацией лидирующей позиции в мире по добыче газа в результате

ЭНЕРГОНАДЗОР

роста производства сланцевого газа в США), учтены многие замечания и предложения Минэкономразвития, ФАС и ФСТ. Серьезные предложения и замечания поступают от компаний ТЭК: «Газпрома», «ЛУКОЙЛа», «Роснефти», «Газпром нефти», «Интер РАО» и многих других. Сейчас идет доработка Стратегии, рассматриваются и анализируются все поступающие предложения и замечания. Следует отметить, что это очень сложная и кропотливая работа. Если замечания, касающиеся уточнения формулировок или фактического статистического материала учесть достаточно просто, то разногласия по концептуальным положениям требуют проведения дополнительных модельных расчетов, поиска компромиссных, сбалансированных решений для согласования различных позиций и интересов.

– Насколько «ЭС-2035» может увязываться с действующими нормативноправовыми документами, регулирующими отрасль?

– Энергетическая стратегия – это стратегический документ верхнего уровня, «документ для документов». Она не только может, она просто обязана увязываться с остальными отраслевыми документами. Положения Энергетической стратегии являются контрольными точками для актуализации отраслевых генеральных схем и программ, поэтому процесс подготовки Стратегии идет параллельно с корректировкой других отраслевых документов.

– Какие глобальные тенденции учитываются в «ЭС-2035»? Например, уделено ли внимание прежде недооцененной «сланцевой революции»?

– Глубокая трансформация мировых энергетических рынков неизбежна. Нас ждет снижение спроса на энергоносители, сдвиг мирового спроса в сторону развивающихся стран, где Россия представлена ограниченно. В то же время традиционные для нас рынки будут демонстрировать долгосрочное торможение спроса. Крупнейшие потребители пересматривают свои энергетические стратегии с тем, чтобы обеспечить себе большую энергетическую самодостаточность. Появление новых производителей, рост значимости нетрадиционных ресурсов углеводородов и ускоренное развитие возобновляемых источников энергии ведут к ужесточению конкуренции на ключевых мировых энергетических рынках. Наряду с долгосрочной тенденцией замедления внешнего спроса на энергоресурсы, это ведет к эволюции механизмов ценообразования и регулирования на мировых энергетических рынках. Говоря об основных трендах, которые заложены в «ЭС-2035», я бы выделил следующие. Во-первых, усиление неравномерности регионального энергопотребления за счет быстро растущего потребления в развивающихся странах Азии. Основными секторами роста энергопо-

№ 10 (62), октябрь, 2014 г.

требления будут электроэнергетика, транспорт и промышленность. Во-вторых, качественный скачок в структуре мировой энергетики, который мы прогнозируем к 2035 году: значительная часть прироста энергопотребления (34–35% в мире) будет покрываться за счет нетопливных источников энергии, таких как атомная энергия и ВИЭ. В-третьих, изменение направлений и объемов межрегиональной торговли энергоресурсами за счет существенного увеличения объемов поставок в Восточную и Южную Азию. Масштабный сдвиг в географии торговли энергоресурсами произойдет за счет освоения новых месторождений природного газа в Персидском заливе, Туркмении, Австралии, Арктике, роста роли нетрадиционных углеводородов, развития глобальной инфраструктуры транспортировки СПГ. Страны АТР станут самыми перспективными рынками сбыта сырой нефти – это единственный регион, где импорт нефти по сравнению с 2010 годом увеличится. Потребление газа в развивающихся странах Азии на треть будет обеспечиваться за счет импорта, основная часть которого придется на страны Ближнего Востока и СНГ. Очевидно увеличение зависимости Европы от импорта энергоресурсов, в большей степени – природного газа. Северная Америка продолжит наращивать объемы добычи сланцевого газа и к 2020 году имеет все шансы стать крупнейшим в мире экспортером СПГ. На этом рынке появятся и новые крупные игроки: Австралия, которая к 2020 году обгонит Катар по объему мощностей сжижения, и Восточная Африка. Рост потребления угля в странах Восточной, Юго-Восточной и Южной Азии увеличит объемы международной и межрегиональной торговли углем. Все эти тенденции и будут определять положение России на мировых энергетических рынках в перспективе до 2035 года.

– В марте 2014 года в состав РФ вошли два новых субъекта – Крым и Севастополь. Отразится ли это на содержании «Энергостратегии до 2035 года»?

– Безусловно, отразится. Во-первых, необходимо обеспечить надежное энергоснабжение указанных регионов, в ближайшее время сделать их независимыми от энергосистемы Украины. Причем решить эту задачу надо так, чтобы цены остались приемлемыми для потребителей. Минэнерго России совместно с Правительством Республики Крым и администрацией Севастополя начало проработку плана развития ТЭК Крыма. Еще одним аспектом, связанным с вхождением Крыма и Севастополя в состав Российской Федерации, является введение различных санкций в отношении нашей страны. В ответ наша Стратегия предусматривает ускоренное развитие отечественного энергетического оборудования и технологий, а также диверсификацию направлений российского экспорта энергоресурсов. Э

7

Стратегия отрасли | Перспективы развития

Развитие и модернизация электроэнергетики Один из разделов государственной программы РФ «Энергоэффективность и развитие энергетики» – «Развитие и модернизация электроэнергетики». Данная подпрограмма направлена на инвестиционно-инновационное обновление отрасли с целью обеспечения высокой энергетической, экономической и экологической эффективности производства, передачи, распределения и потребления электрической энергии.

О

бъем финансирования инвестиционных программ по итогам реализации в 2013 году государственными энергокомпаниями и частных ОГК/ТГК, строящих генерирующие объекты, с использованием которых будет осуществляться поставка мощности по договорам о предоставлении мощности (далее – объекты ДПМ), составил 872,4 млрд. рублей, или 88% от плана финансирования инвестиционных программ. Установленная мощность генерирующего оборудования на электростанциях ЕЭС России в 2013 году увеличилась на 4 ГВт. В 2014 году с учетом не введенных в 2013 году объектов

планируется ввод объектов генерации установленной мощностью более 10,7 ГВт. На 2014 год крупнейшими электросетевыми компаниями РФ запланированы следующие вводы электросетевых объектов: 18,56 тыс. км линий электропередачи и 22,38 тыс. МВА трансформаторной мощности. Э По материалам доклада министра энергетики РФ А. Новака о результатах деятельности за 2013 год и основных направлениях деятельности Минэнерго РФ на 2014 и последующий годы.

Прирост новой мощности – 4 018 МВт (установленная вводимая мощность – 6 668 МВт)

ВВОДЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ:

• Программа развития электрических сетей в Сочинском регионе • Схема выдачи мощности объектов генерации и схемы технологических присоединений • ПС Сколково с заходами КВЛ 220 кВ • Объект Московского энергокольца – ПС 500 кВ Каскадная

ИТОГО ОЖИДАЕМОЕ:

• По магистральному комплексу – 17 034 МВА, 3,36 тыс. км • По распределительному комплексу – 10 808 МВА, 16,8 тыс. км

С 2008 по 2013 год введено/ модернизировано 68 объектов по ДПМ установленной мощностью 15,4 ГВт (в том числе увеличение установленной мощности составило 12,1 ГВт) До 2017 года планируется ввод/ модернизация еще 69 объектов по ДПМ установленной мощностью 14,6 ГВт (в том числе увеличение установленной мощности составило 13,1 ГВт)

8

выработка электроэнергии Млрд. кВт•ч 1. Китай 2. США 3. Япония 4. Индия 5. Россия

ЭНЕРГОНАДЗОР

ПРОИЗВОДСТВЕННЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ Установленная мощность превышала максимум нагрузки в 1990 году – в 1,28 раза, в 2012 году – в 1,42 раза.

При одинаковом уровне электропотребления в 2015 и 1990 годах разница установленной мощности электростанций составит

37,6 ГВт

Произошло увеличение нормируемого резерва мощности. Не решена в полном объеме проблема вывода неэффективного оборудования.

ОБЪЕМЫ ВЛОЖЕНИЙ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКУЮ ОТРАСЛЬ И ОБНОВЛЕНИЕ ОСНОВНЫХ ФОНДОВ В ГЕНЕРАЦИИ ИНВЕСТИЦИИ В РАЗВИТИЕ ГЕНЕРАЦИИ И СЕТЕВОГО КОМПЛЕСА*, млрд. руб.

РЕЗУЛЬТАТЫ РЕАЛИЗАЦИИ ПРИОРИТЕТНЫХ ПРОЕКТОВ Обеспечено энергоснабжение саммита АТЭС-2012 без технологических нарушений мини-ТЭЦ перевод на газ Владивостокских ТЭЦ Обеспечивается надежное энергоснабжение ОЭС Центра 4 энергоблок Калининской АЭС Обеспечивается снятие статуса РВР с Сахалинской ЭС 4 и 5 блоки Южно-Сахалинской ТЭЦ-1 Обеспечивается надежное электроснабжение Сочинского энергорайона в соответствии с критерием надежности n-2 введено в эксплуатацию 48 объектов из 49 Обеспечение надежного энергоснабжения Нижнего Приангарья и Сибирского экономического региона, энергоснабжение Богучанского алюминиевого завода Богучанская ГЭС – 3000 МВт, 9 агрегатов

ПЕРСПЕКТИВНЫЕ ПРИОРИТЕТНЫЕ ПРОЕКТЫ Замещение выбывающих генерирующих мощностей

* Прогнозные данные на 2013 год согласно планам ИПР энергокомпаний

ВВОДЫ ГЕНЕРИРУЮЩИХ МОЩНОСТЕЙ ПО ЕЭС РОССИИ, В ТОМ ЧИСЛЕ ПО ДПМ, МВт

Обеспечение синхронной работы ОЭС Сибири и ОЭС Востока, снятие текущих ограничений по БАМу и Транссибу с учетом перспективы развития, а также перспективных промышленных потребителей Обеспечение энергоснабжения объектов ЧМ по футболу 2018 года в 11 городах в соответствии с требованиями FIFA Надежное и бесперебойное энергообеспечение ОЭС Северо-Запада и Калининградской области

№ 10 (62), октябрь, 2014 г.

9

Стратегия отрасли | Безопасность ТЭК

Показатели опасности объекта безнадежно устарели Федеральный закон № 256-ФЗ от 21 июля 2011 года «О безопасности объектов топливно-энергетического комплекса», вступивший в силу с 1 января 2012 года, установил организационные и правовые основы в сфере обеспечения безопасности объектов ТЭК России (за исключением объектов атомной энергетики) в целях предотвращения актов незаконного вмешательства. Подробнее о законодательных основах обеспечения безопасности объектов ТЭК и о проблемах, с которыми приходится сталкиваться специалистам данного профиля, рассказывает Игорь КОЧЕВАНСКИЙ, руководитель департамента комплексной безопасности объектов ТЭК группы компаний «Городской центр экспертиз».

– Игорь Анатольевич, расскажите подробнее о профильном федеральном законе. Что нового он внес в правоохранительную систему страны?

– ФЗ-256 не только определил полномочия федеральных и региональных органов власти в указанной сфере с указанием прав, обязанностей и ответственности физических и юридических лиц, владеющих на праве собственности или ином законном праве объектами ТЭК. Документом также обозначены основные задачи обеспечения безопасности объектов топливноэнергетического комплекса. Среди них: нормативное правовое регулирование в области обеспечения антитеррористической защищенности объектов ТЭК; определение угроз совершения актов незаконного вмешательства и предупреждение таких угроз; категорирование объектов ТЭК; разработка и реализация требований обеспечения безопасности объектов; разработка и реализация мер по созданию системы физической защиты объектов, подготовка профильных специалистов; осуществление контроля над обеспечением безопасности объектов; информационное, материально-техническое и научно-техническое обеспечение безопасности объектов ТЭК.

– Но это, что называется, буква закона. А как вы можете охарактеризовать общую картину обеспечения безопасности на промышленных объектах страны?

– Любая безопасность связана с тем, какое количество материальных ресурсов собственник объекта выделяет на ее обеспечение. Это общее правило, и объекты ТЭК здесь не исключение, хотя надо отметить, что в нашей отрасли вопросам безопасности всегда уделялось повышенное внимание. Тут причины очевидны – это стратегическая отрасль, в которой имеются достаточные средства на эти цели. К примеру, Газпром тратит на обеспечение безопасности своих объектов до двух процентов общей прибыли – то есть многие миллиарды рублей. Похожая картина в Транснефти и подобных консорциумах. И, очевидно, что такие расходы обоснованны. С другой стороны, благодаря этому становится понятно, что в таких организациях безопасность находится на высоте, недосягаемой для других участников рынка. Приходится признать, что на предприятиях меньшего масштаба дела обстоят значительно хуже – пресловутые бабушки с винтовками (а то и без таковых) еще далеко не везде ушли в историю. А ведь речь, заметим, идет об обеспечении физической защиты объекта от актов незаконного вмешательства. Здесь необходимо говорить о различных категориях нарушителей – кто-то после свадьбы завернул без особого умысла, кому-то полезно понаблю-

10

ЭНЕРГОНАДЗОР

даться у психиатра, а кто-то с совершенно конкретными целями проник на Баксанскую ГЭС, и мы знаем, чем это закончилось.

– Какими нормативными актами, помимо ФЗ-256, регулируется обеспечение безопасности на объектах ТЭК?

– В мае 2012 года Правительство РФ выпустило ряд постановлений. В частности, это Постановление № 458 «Об утверждении Правил по обеспечению безопасности и антитеррористической защищенности объектов ТЭК», Постановление № 459 «Об утверждении Положения об исходных данных для проведения категорирования объекта ТЭК, порядке его проведения и критериях категорирования», Постановление № 460 «Об утверждении Правил актуализации паспорта безопасности объекта топливно-энергетического комплекса». В октябре того же года Минэнерго РФ выпустило Методические рекомендации по анализу уязвимости производственно-технологического процесса и выявлению критических элементов объекта, оценке социально-экономических последствий совершения на объекте террористического акта и антитеррористической защищенности объекта при проведении категорирования и составлении паспорта безопасности объекта топливно-энергетического комплекса. Все вышеперечисленные документы и являются руководством для категорирования, обследования и паспортизации объектов ТЭК.

– Что в соответствии с ФЗ-256 подразумевается под категорированием объекта?

– Категорией охраняемого объекта (согласно ГОСТ Р 50776-95) называется комплексная оценка состояния объекта, учитывающая его экономическую или иную (например, культурную) значимость. Все зависит от характера и концентрации сосредоточенных ценностей, последствий от возможных преступных посягательств на них, сложности обеспечения требуемой надежности охраны. Под категорией объекта по степени потенциальной опасности (согласно Рекомендациям по антитеррористической защите, утвержденным Минпромэнерго России 4 мая 2007 года) понимается условный индекс, характеризующий степень потенциальной опасности объекта и определяемый величиной социально-экономических последствий аварий (инцидентов) на объекте. Соответственно, в рамках решения задачи защиты объекта ТЭК от несанкционированных действий, цель категорирования может быть сформулирована как дифференциация требований, предъявляемых к системам физической защиты (СФЗ) по количественному и качественному показателю. Категорирование объектов осуществляется на основании критериев. Они, в свою очередь, определяются, исходя из значений показателей зоны чрезвычайной ситуации, возникающей в результате совершения акта незаконного вмешательства, количества пострадавших и раз-

№ 10 (62), октябрь, 2014 г.

мера материального ущерба (п.3 Постановления Правительства РФ от 5 мая 2012 года № 459). Понятно, что категорирование объекта как таковое само по себе не решает вопрос безопасности объекта. Следующим шагом должна быть проведена оценка достаточности мер по охране объекта требованиям для данной категории. В случае необходимости принимаются меры для устранения несоответствия. Вся информация, отражающая обеспечение антитеррористической защищенности объекта ТЭК, и план соответствующих мероприятий заносятся в паспорт безопасности объекта.

– Каков алгоритм категорирования?

– Перечень объектов, подлежащих категорированию, рассматривается на заседании региональной Антитеррористической комиссии и утверждается высшим должностным лицом субъекта Федерации. В ходе работы комиссия выявляет наличие потенциально опасных участков объекта; критические элементы объекта и наличие уязвимых мест объекта, защита которых может предотвратить совершение акта незаконного вмешательства; возможные пути отхода и места укрытия нарушителей. В качестве критических элементов объекта рассматриваются: • зоны, конструктивные и технологические элементы объекта, зданий, инженерных сооружений и коммуникаций; • элементы систем, узлы оборудования или устройств потенциально опасной установки на объекте; • места использования или хранения опасных веществ и материалов на объекте; • другие системы, элементы и коммуникации объекта, необходимость физической защиты которых выявлена в процессе анализа их уязвимости. Выявление критических элементов объекта включает в себя: • составление перечня потенциально опасных участков объекта; • определение критических элементов объекта из числа потенциально опасных участков объекта и составление их перечня; • определение угрозы совершения акта незаконного вмешательства и вероятных способов его осуществления по отношению к каждому критическому элементу; • определение модели нарушителя в отношении каждого критического элемента; • оценку уязвимости каждого критического элемента объекта от угрозы совершения акта незаконного вмешательства. Оценка социально-экономических последствий совершения террористического акта на объекте проводится для каждого критического элемента объекта и объекта в целом. По результатам работы комиссия присваивает категорию опасности обследуемому объекту в зависимости от степени его потенциальной опасности или подтверждает (изменяет)

11

Стратегия отрасли | Безопасность ТЭК Таблица Наименование показателей

Значение показателей по категорированию высокая

средняя

низкая

Количество пострадавших человек

50–500

50–500

Менее 50

Зона ЧС

Межрегионального характера (два и более СРФ)

Регионального характера

Муниципального характера

Размер материального ущерба

От 5 до 500 млн. руб.

От 5 до 500 млн. руб.

Не более 5 млн. руб.

категорию опасности объекта в случаях, предусмотренных Правилами актуализации паспорта безопасности объекта топливно-энергетического комплекса, утвержденными Постановлением Правительства Российской Федерации от 5 мая 2012 года № 460.

– Что понимается под моделью нарушителя?

– Все опять-таки зависит от категории: говоря упрощенно, от бомжа, охотящегося за кабелем на подстанции, до террориста на стратегическом объекте.

– Игорь Анатольевич, вы упомянули о паспорте безопасности. Что включает в себя этот документ?

– Паспорт безопасности – информационносправочный документ, в котором отражаются сведения о реальном состоянии системы безопасности объекта и ее соответствии требованиям по защите от актов терроризма. Он определяет комплекс мероприятий, состав сил и средств, необходимых для оптимальных действий по защите потребителей и материально-технической базы при предупреждении и ликвидации возможных кризисных ситуаций. Документация, включенная в паспорт, предназначена для ее оперативного использования силовыми структурами и органами исполнительной власти для проведения мероприятий по предупреждению и ликвидации кризисных ситуаций и оказанию необходимой помощи пострадавшему населению. В паспорте безопасности содержится информация и о самом объекте. Сюда включаются сведения о площади территории, расположенных на ней зданиях и сооружениях, об опасных веществах, обращающихся на объекте, и о том, как организована охрана и защита объекта. Кроме того, в паспорте прописывается категория объекта по степени его опасности – низкая, средняя либо высокая, а также перечисляются мероприятия, направленные на повышение уровня защищенности объекта, которые планируется осуществить. К паспорту также прилагаются графические материалы – план территории объекта, где обозначены его критические элементы, план охраны и обороны, где наносятся сведения о расположении сил охраны, возможные направления проникновения нарушителей, места их укрытия, маршруты отхода, рубежи перехвата нарушителей и так далее.

12

Субъекты топливно-энергетического комплекса составляют паспорта безопасности объектов ТЭК согласно положениям ФЗ-256. Отсутствие такого паспорта является правонарушением. В случае его выявления ответственное лицо наказывается в соответствии со статьей 20.30 КоАП РФ. Нарушение требований обеспечения безопасности и антитеррористической защищенности объектов топливно-энергетического комплекса влечет за собой наложение административного штрафа на должностных лиц – от тридцати до пятидесяти тысяч рублей или дисквалификацию на срок от шести месяцев до трех лет. Разработать паспорт субъект ТЭК может самостоятельно или с привлечением сторонней организации, имеющей лицензию ФСБ РФ на работу, связанную с использованием сведений, составляющих государственную тайну. Но чаще всего руководство таких предприятий предпочитают доверить разработку Паспорта безопасности организациям, имеющим не только необходимые допуски и лицензии, но и опыт работ по составлению аналогичных документов.

– Какую проблему вы можете назвать основной при категорировании объектов?

– Это соотнесение материального ущерба и категории потенциальной опасности объекта. В качестве показателей критериев используются значения, определенные в Постановлении Правительства РФ от 21 мая 2007 года № 304 «О классификации чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера» (п.3 Постановления Правительства РФ от 5 мая 2012 года № 459). Нормативные значения планируемых показателей объектов ТЭК представлены в таблице. По нормативным показателям низкая категория включает в себя не более пяти миллионов рублей ущерба. Однако очевидно, что эта цифра безнадежно устарела. С 2007 года существенно изменились расценки и материальные затраты по устранению последствий чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера. Исходя из этого, практически никакие объекты в низкую категорию не попадают. С другой стороны, здесь есть неизбежное противоречие: собственник хочет понизить категорию (с целью нести меньше расходов), а государство хочет повысить. В п. 2 статьи 12 ФЗ «Права и обязанности субъектов топливно-энергетического комплекса в сфере обеспечения безопасности объектов топливно-энергетического комплекса» прописано, что субъекты топливно-энергетического комплекса имеют право вносить в федеральный орган исполнительной власти предложения об обеспечении безопасности объектов топливноэнергетического комплекса. Я убежден, что назрела острая необходимость пересмотреть значения указанных показателей. По объективным подсчетам, размер материального ущерба в низкой категории должен быть увеличен как минимум до 50 миллионов рублей. Э

ЭНЕРГОНАДЗОР

№ 10 (62), октябрь, 2014 г.

13

Служба надзора | Совещание

Госэнергонадзор отчитался за 8 месяцев работы На совещании с заместителями руководителей территориальных органов Ростехнадзора, которое прошло в конце сентября в г. Сочи, были подведены основные результаты работы государственного энергетического надзора за 8 месяцев текущего года.

В

ыступая на совещании, начальник Управления государственного энергетического надзора Дмитрий Фролов отметил, что в отчетном периоде деятельность Управления государственного энергетического надзора и территориальных органов была направлена на обеспечение безопасности при эксплуатации объектов по производству электрической и тепловой энергии, объектов электросетевого хозяйства и безопасности при эксплуатации гидротехнических сооружений, на качественное проведение плановых и внеплановых проверок, на организацию энергетического надзора в Республике Крым и в г. Севастополь.

– Кроме того, в I полугодии осуществлялся контроль прохождения электро– и теплоснабжающими организациями отопительного периода 2013–2014 годов, итоги этой работы мы подвели с вами в марте, – отметил он, добавив, что Коллегия Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору, обсудив итоги работы в первом полугодии 2014 года, признала работу Ростехнадзора в отчетном периоде удовлетворительной. Фролов отметил, что за отчетный период количество проведенных обследований составило более 63 тыс., мероприятий, проведенных по контролю ОЗП, около 2,5 тыс., при этом количество выявленных нарушений составило более 370 тыс., сумма взысканных штрафов около 90 млн. рублей.

– Одним из основных показателей эффективности надзорной деятельности является уровень аварийности и травматизма в поднадзорных организациях, – подчеркнул он. За 8 месяцев 2014 года на объектах электроэнергетики и в установках потребителей электрической и тепловой энергии произошла 61 авария, расследование при-

Контрольно-надзорная деятельность Госэнергонадзора за 8 месяцев 2014 года

63 000

проверок осуществлено

370 000 выявленных нарушений

2 500

мероприятий,

проведенных по контролю ОЗП

14

90

млн. рублей сумма взысканных штрафов

61авария

произошла на объектах электроэнергетики и в установках потребителей электрической и тепловой энергии

35%

на столько снизилось количество несчастных случаев по сравнению с аналогичным периодом прошлого года

чин которых осуществляется Ростехнадзором. За аналогичный период в 2013 году – 79 аварий. Профилактика травматизма, контроль за состоянием охраны труда в организациях, эксплуатирующих электрические и тепловые установки, являются приоритетными направлениями деятельности органов Ростехнадзора. Статистические данные за 8 месяцев 2014 года свидетельствуют о продолжающемся снижении количества несчастных случаев со смертельным исходом на объектах энергетики. За истекший период количество несчастных случаев по сравнению с аналогичным периодом прошлого года снижено на 35%. За 8 месяцев 2014 года на энергоустановках, поднадзорных Ростехнадзору, зарегистрировано 49 несчастных случаев со смертельным исходом, а за аналогичный период 2013 года – 74 несчастных случая со смертельным исходом. Фролов отметил, что в рамках осуществления государственного надзора и контроля за соблюдением законодательства об энергосбережении и повышении энергетической эффективности в отчетном периоде проверено около 9 тысяч организаций, по итогам проверок штрафным санкциям подверглись юридические и должностные лица на общую сумму более 4,7 млн. рублей. Одним из важных направлений деятельности Ростехнадзора в сфере государственного энергетического надзора является проведение мероприятий по оценке готовности муниципальных образований, контролю хода прохождения субъектами электроэнергетики и предприятиями жилищно-коммунального хозяйства отопительного периода, а также контроль хода подготовки и проверка готовности указанных объектов к работе в осенне-зимний период. В соответствии с поручением заместителя председателя Правительства РФ Дмитрия Козака от 8 сентября 2014 года Ростехнадзор наделен полномочиями по контролю за ходом подготовки предприятий электроэнергетики и объектов теплоснабжения к предстоящему отопительному периоду.

– Нами подготовлено и направлено поручение территориальным управлениям по организации проведения внеплановых проверок указанных предприятий, – заметил Фролов. – В настоящее время Ростехнадзор принимает участие в работе комиссий по оценке готовности муниципальных образований к работе в отопительный сезон. Э Источник: www.gosnadzor.ru

ЭНЕРГОНАДЗОР

Календарь | Юбилей

Время новых возможностей 10 лет на рынке энергоэффективных решений

В 2014 году компания ЗАО «Энергоинвест» отмечает свой 10-й день рождения.

10 лет – это существенный показатель для успешного, прочного бизнеса и тот возраст, когда впереди новые планы, перспективы и победы.

З

а годы работы ЗАО «Энергоинвест» заняло место одной из ведущих компаний в сфере повышения энергоэффективности промышленных предприятий. В 2004 году организация начала свою деятельность в составе небольшой группы единомышленников и к 2014 году выросла в динамично развивающуюся компанию с устоявшимся коллективом профессионалов и широкой географией деятельности. Юность ЗАО «Энергоинвест» пришлась на бурный период начала реформирования рынка электроэнергии. Работа в процессе либерализации при регулярно изменяющихся условиях позволила специалистам компании накопить бесценный опыт, знания и навыки работы в условиях неопределённости. Продвижение услуг ЗАО «Энергоинвест» в регионах России, наращивание клиентской и партнерской базы берут старт в 2005 году с Приволжского федерального округа. В 2008 году начинается работа в Центральной России, также в компании разрабатывается специализированное программное обеспечение для повышения эффективности работы сотрудников и удобства клиентов – AIS.Energo. В 2010 году компания выходит на рынок Северо-Западного федерального округа, одновременно продолжается освоение центральных регионов. 2013 год ознаменован началом деятельности в Южном федеральном округе. Отметив 5-летний юбилей, ЗАО «Энергоинвест» выходит на новый уровень – начинает активно взаимодействовать со средствами массовой информации, принимает участие в выставках, конференциях и панельных дискуссиях. В 2009 году специалист компании участвует во II Инновационном форуме «Энергетика. Энергоэффективность. Энергосбережение» в качестве докладчика. В 2010 и 2011 годах сотрудники ЗАО «Энергоинвест» выступают с докладами на международной отраслевой выставке-конференции Russia Power. В 2012 году публикуется первая аналитическая статья в издании энергетической отрасли, а также выходит в эфир телевизионная программа на тему: «Электроэнергетика: тарифы» с участием специалиста ЗАО «Энергоинвест» в качестве спикера. В 2013 году представитель компании принимает участие в панельной дискуссии «Обзор российского рынка: существующие и будущие перспективы» как приглашенный эксперт. В 2013–2014 годах публикуется еще ряд аналитических статей, касающихся проблематики энергетической отрасли. В 2014 году ЗАО «Энергоинвест» принимает участие в международной выставке Russia Power

№ 10 (62), октябрь, 2014 г.

уже в качестве экспонента. В рамках данного мероприятия сотрудниками компании была презентована новая, расширенная линейка услуг, объединенная единой концепцией: повышение энергоэффективности и снижение затрат на электроэнергию промышленных предприятий. На стенде организации все желающие имели возможность проконсультироваться по вопросам деятельности фирмы, подробно ознакомиться с комплексом предоставляемых услуг, обсудить перспективы сотрудничества, обменяться мнениями и идеями. В перспективе у компании ЗАО «Энергоинвест» развитие как в сторону роста количества клиентов, ввода новых услуг и продуктов, увеличения штата сотрудников, расширения географии присутствия, выхода на международный рынок, так и в части создания специализированных IT-решений для автоматизации работы, повышения квалификации персонала. Услуги ЗАО «Энергоинвест» остаются актуальными на протяжении уже 10 лет, так как одна из наиболее существенных проблем управления энергохозяйством любого промышленного предприятия – это высокая доля энергозатрат в себестоимости продукции, а также нехватка собственных средств на модернизацию производственного оборудования. Миссия ЗАО «Энергоинвест» – оптимизация затрат на электроэнергию предприятий, находящихся на территории Российской Федерации, в рамках российского законодательства и с использованием современных технологий. Компания открыта для сотрудничества со всеми, кто идет в ногу со временем и готов вывести свое предприятие на новый уровень энергоэффективности. Р

E-mail: office@energoin.ru www.energoin.ru

15

Круглый Стол | норМативная база

Двойное толкование Каким должен быть состав комиссии по техническому освидетельствованию зданий и сооружений электростанций? С первых дней работы на электростанции каждому ее работнику строго разъясняется незыблемое положение: правила безопасности «написаны кровью» и требуют жесткого им следования. То же самое относится к соблюдению сроков и объемов проведения экспертиз различных технических объектов, их технического освидетельствования. Важность контроля в области промышленной безопасности неоспорима для предупреждения возможных рисков на предприятиях генерации, и каждый нормативный документ выстроен на основании научных разработок и подтвержден практикой. И, тем не менее, предлагаю для обсуждения именно тему нормативных документов, вернее – сложившихся на нынешний день противоречий отдельных положений нормативно-правовой базы и необходимости их актуализации. Речь идет о составе комиссии при проведении технического освидетельствования зданий и сооружений.

П

Сергей МИРОШНИКОВ, управляющий директор ОАО «ЮжноКузбасская ГРЭС»

оясню на примере Южно-Кузбасской ГРЭС, где экспертизы технических объектов и их техническое освидетельствование (ТО) проводятся круглогодично, в соответствии с разработанными и утвержденными на несколько лет вперед графиками. При проведении ТО наши службы сталкиваются с неоднозначностью трактовки вопроса состава комиссии для проведения технического освидетельствования зданий, сооружений, оборудования (электрооборудования, теплотехнического оборудования). Смотрим п.1.5.2 «Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей РФ» (далее ПТЭЭСиС), в нем сказано следующее: «Все технологические системы, оборудование, здания и сооружения, в том числе гидросооружения, входящие в состав энергообъекта, должны подвергаться периодическому техническому освидетельствованию…»

сооружений: «Техническое освидетельствование проводится комиссией ТЭС, возглавляемой техническим руководителем ТЭС или его заместителем. В комиссию включаются руководители и специалисты структурных подразделений ТЭС, представители служб генерирующей компании и, при необходимости, специалисты специализированных организаций и органов государственного надзора по договору». Это означает, что немалую часть технических освидетельствований могут выполнять специалисты предприятия без привлечения специализированных организаций и органов государственного надзора. Думаю, руководители предприятий и отделов промышленной безопасности хорошо понимают, что в таком случае проведение ТО будет производиться более оперативно и экономично, с использованием собственных аттестованных лабораторий, которые могут качественно выпол-

По каждому конкретному виду оборудования состав комиссии различен и не всегда предусматривает включение представителей экспертных организаций и представителей Ростехнадзора.

ОАО «ЮжноКузбасская ГРЭС» 652740 Кемеровская обл., г. Калтан, ул. Комсомольская, 20 Тел. +7 (384-72) 3-39-68 Факс +7 (384-72) 3-34-39 E-mail: ukgres. reception@mechel.com

16

Да, в ПТЭЭСиС указаны требования по составу комиссии для проведения технического освидетельствования электрооборудования, теплотехнического оборудования, зданий и сооружений. Но в соответствии с другими нормативными документами по каждому конкретному виду оборудования состав комиссии различен и не всегда предусматривает включение представителей экспертных организаций и представителей Ростехнадзора. Так, например, п.1.5.2 ПТЭЭСиС приходит в противоречие с СТО 17330282.27.100.003-2008 «Здания и сооружения ТЭС. Организация эксплуатации и технического обслуживания. Нормы и требования», в котором п. 12.2 уточняется состав комиссии при проведении технического освидетельствования зданий и

нить необходимые замеры и анализы. Тем не менее при инспекционных проверках надзорными органами принимается к руководству только п.1.5.2 ПТЭЭСиС и игнорируется СТО 17330282.27.100.003-2008.

У

важаемые коллеги, поскольку все мы в той или иной степени сталкиваемся с похожими проблемами, хотелось бы узнать ваше мнение по данному вопросу. Со своей стороны хочу предложить следующий вариант выхода из сложившейся ситуации: внесение соответствующих изменений в ПТЭЭСиС (по формулировке состава комиссии при проведении технического освидетельствования) для исключения двойственного толкования п. 1.5.2. Р

ЭНЕРГОНАДЗОР

Мнение экспертов

Светлана КИСЕЛЕВА, зам. начальника отдела экспертизы зданий и сооружений ЗАО МПО «Техкранэнерго»: – Термин «техническое освидетельствование», согласно СТО 56947007-29.240119-2012, включает в себя оценку технического состояния здания или сооружения с целью определения возможности продления его срока службы или вывода из эксплуатации. Принятое решение в таком случае является очень важным, и не всегда представители служб генерирующей компании могут быть компетентны в таких вопросах. Поскольку документ ПТЭЭСиС является доминирующим над СТО 17330282.27.100.003-2008 (поэтому его надзорные органы и принимают к руководству), считаем, что специалисты специализированных организаций и органов государственного надзора должны принимать участие в техническом освидетельствовании зданий и сооружений энергообъектов…

№ 10 (62), октябрь, 2014 г.

Владислав ОЗОРИН, президент АЭП СЗФО, член Научно-экспертного совета рабочей группы Совета Федерации: – Если документы, например, Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей, Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей, Правила работы с персоналом, Правила устройства электроустановок и, например, вновь принятые Правила охраны труда при эксплуатации электроустановок, противоречат друг другу в каких-либо аспектах, преимущество будет за документом, принятым в более позднее время. Если же один пункт Правил противоречит другому пункту этого же документа, то необходимо руководствоваться тем, который имеет более жесткие требования по безопасности. Рассматриваемые нами нормы и правила работы в электроустановках, в частности ПТЭЭСиС, относятся к актам федеральных органов исполнительной власти. СТО 17330282.27.100.003-2008 «Здания и сооружения ТЭС. Организация эксплуатации и технического обслуживания. Нормы и требования» принят на ведомственном уровне – РАО ЕС России. Учитывая взаимодействие нормативноправовых актов РФ между собой в зависимости от статуса документа, ПТЭЭСиС являются доминирующими, а потому требования Стандарта не могут приниматься Ростехнадзором.

17

Круглый стол | Нормативная база

Доверять специалистам Насколько эффективно участие представителей специализированных организаций в комиссии по надзору за зданиями и сооружениями и нужно ли такое участие вообще?

П

Максим КОЧНЕВ, главный инженер ООО «УралПроектстальконструкция»

18

о нашему мнению, участие таких специалистов в составе комиссии имеет первостепенное значение и вот почему. В современных условиях жесткой конкуренции и экономии на большинстве предприятий в лучшем случае есть один специалист по зданиям и сооружениям, и хорошо, если он имеет специальное строительное образование. Сезонные осмотры зданий зачастую превратились в формальность – комиссия не всегда даже выходит на осмотр, а акты осмотров переписываются из года в год. Из-за отсутствия инженеров-строителей ответственными за эксплуатацию зданий обычно назначаются инженеры-технологи, которым едва хватает времени следить за оборудованием, а здания для них – только обуза и очень малопонятное дело. В нынешних условиях увеличение штата службы зданий и сооружений не может служить вариантом решения этой проблемы: владельцы предприятий ежегодно направляют в структурные подразделения квоты на сокращение штата, да и свободных специалистов требуемого уровня на рынке труда практически нет… И если технические руководители понимают необходимость надзора и ремонта, то собственники предприятия абсолютно не представляют степени износа зданий и сооружений и возможного ущерба, который может быть причинен производству в случае аварийных обрушений. Финансирование этой статьи затрат обычно идет по остаточному принципу, так как со стороны владельцев предприятия

отсутствует понимание всей серьезности проблемы. В сложившейся ситуации комиссии по освидетельствованию технического состояния зданий и сооружений, назначаемые из сотрудников ТЭС, в большинстве случаев не могут обеспечить достойное наблюдение за зданиями и сооружениями без ущерба безопасности. В результате акты осмотров будут практически всегда формальными, часто неполными, а в отдельных случаях заведомо ложными. Как же можно решить данную проблему? Мы считаем, что предприятие может пойти по одному из двух направлений, а именно: – включение в состав комиссии по надзору представителей специализированных организаций; – полная или частичная передача данного вида работ на аутсорсинг специализированной организации. Наименее затратный путь – включение в состав комиссии по надзору представителей специализированных организаций. По нашему мнению, это обязательное условие, а не «при необходимости», как сказано в п.12.2 СТО 17330282.27.100.003-2008 «Здания и сооружения ТЭС. Организация эксплуатации и технического обслуживания. Нормы и требования». Только в этом случае осмотры будут эффективны. Второй вариант – передача этого вида работ специализированной организации – более затратный способ. Но тогда будет выполняться качественно другая работа: постоянный мониторинг

ЭНЕРГОНАДЗОР

технического состояния зданий и сооружений в соответствии с ГОСТ 31937-2011 «Здания и сооружения. Правила обследования и мониторинга технического состояния». Несомненно, что работы в составе комиссии или при проведении мониторинга технического состояния должны выполняться специалистами с высшим строительным образованием, имеющими опыт проектной работы не менее 10 лет. На вопрос, почему именно проектировщики, отвечу: инженер, имеющий большой опыт проектирования, опасные дефекты видит сразу. А увидев сильную коррозию второстепенного элемента или трещину в неответственном элементе, он не будет писать о необходимости срочного ремонта. Использование специализированных организаций при надзоре за зданиями и сооружениями позволит: – Рационально использовать средства на выполнение комплексных обследований без ущерба качеству.

– В случае обнаружения явных опасных дефектов заострить внимание на проблемных участках зданий и сооружений для обеспечения необходимой безопасности и выдать на месте рекомендации по предотвращению аварийных ситуаций.

– Локализовать объем детального обследования, то есть в объем обследования можно будет включать не все здание или сооружение, а только его часть, где на этапе работы комиссии

или в результате мониторинга были выявлены опасные дефекты. Именно для этих участков необходимо выполнить детальные обмеры, осмотр, а также разработать документацию по ремонту.

– Откорректировать программу комплексных обследований и ремонтов предприятия.

– Обеспечить безопасное функционирование зданий и сооружений за счет своевременного обнаружения на ранней стадии дефектов, которые при их развитии могут повлечь переход объектов в ограниченно работоспособное или аварийное состояние. Совершенно ясно и то, что любой из рассмотренных вариантов влечет за собой определенные материальные затраты, но уменьшение объема работ по комплексному обследованию зданий или сооружений позволяет предприятию значительно экономить средства и, самое главное, – существенно повысить безопасность при эксплуатации основных фондов. Оба рассмотренных варианта подразумевают длительные наблюдения, позволяющие отследить динамику состояния здания (сооружения), поэтому говорить о кратковременных договорах здесь не имеет большого смысла. Стабильные длительные отношения с проверенным подрядчиком – лучшее решение задачи сохранения производственных фондов, обеспечения безопасности персонала и технологического оборудования, и в конечном итоге – обеспечение стабильной работы предприятия. Р

ООО «УралПроектстальконструкция» 620075 Екатеринбург, пр. ленина, 50а, оф. 423а Тел./факс +7 (343) 350-97-58, E-mail: uralpsc@gmail.ru

Основные виды деятельности: Архитектурно-строительное проектирование промышленных зданий и сооружений Экспертиза промышленной безопасности зданий и сооружений на опасных производственных объектах Комплексное обследование технического состояния зданий и сооружений, в том числе в районах с особыми геолого-климатическими условиями

МЫ ОТКРЫТЫ ДЛЯ СОТРУДНИЧЕСТВА И УВЕРЕНЫ, ЧТО НАША РАБОТА ОБЕСПЕЧИТ НАДЕЖНУЮ И БЕЗОПАСНУЮ ЭКСПЛУАТАЦИЮ ВАШИХ ЗДАНИЙ И СООРУЖЕНИЙ

Мониторинг технического состояния зданий и сооружений Разработка рабочей документации на ремонт и усиление строительных конструкций Разработка проектов производства работ по строительству и капитальному ремонту Выполнение авторского надзора за строительством и ремонтом ЗиС Услуги лаборатории неразрушающего контроля, геодезическая съемка № 10 (62), октябрь, 2014 г.

КО М П Л Е КС Н Ы Й П ОД ХОД потому что нам важна безопасность ваших зданий и сооружений 19

Клуб главных энергетиков

Когенерация в промышленности Опыт реконструкции котельной на мини-ТЭЦ В настоящее время топливно-энергетический комплекс России переживает очень сложное состояние, связанное с мировым кризисом, низкими инвестициями в энергетику, старением энергетического оборудования и общим падением промышленного производства. Тепловые электростанции, призванные решать проблемы тепла и электроснабжения, были построены в середине прошлого века и давно выработали свой ресурс. Олег ВАСЮК, главный энергетик Себряковского комбината асбестоцементных изделий (г. Михайловка)

В

ысокая доля изношенного оборудования ведет к снижению показателей эффективности отечественной энергетики, которые уступают зарубежным мировым аналогам. Энергоемкость отечественного производства в 2–3 раза превышает удельную энергоемкость экономик развитых стран, при этом удельный расход топлива на выработку 1 кВт в нашей стране неоправданно велик. В теплоэнергетике положение усугубляется еще и тем, что сокращение объемов промышленного производства в промышленных регионах привело к снижению потребности у конечного потребителя в производимом рабочем паре, поэтому противодавленческие турбоагрегаты простаивают, а турбины с промышленным отбором тепла недозагружены.

ОАО «Себряковский комбинат асбестоцементных изделий» в настоящее время является основным поставщиком шифера и хризотил-цементных труб для более 70 областей Центральной России и стран СНГ. Предприятие уже 58 лет производит высококачественную хризотил-цементную продукцию: шифер кровельный, шифер плоский, трубы (безнапорные и напорные), муфты. С марта 2001 года ОАО «СКАИ» производит изделия ЖБИ. С июня 2002 года запущено производство металлических профилей и профнастила. С ноября 2006 года в состав комбината вошел цех по производству сухих строительных смесей.

20

Обычный (традиционный) способ получения электричества и тепла заключается в их раздельной генерации (электростанция и котельная). При этом значительная часть энергии первичного топлива не используется. Можно значительно уменьшить общее потребление топлива путем применения когенерации (совместного производства электроэнергии и тепла). При эксплуатации традиционных (паровых) электростанций, в связи с технологическими особенностями процесса генерации энергии, большое количество выработанного тепла сбрасывается в атмосферу через конденсаторы пара, градирни и т.п. Большая часть этого тепла может быть утилизирована и использована для удовлетворения тепловых потребностей, это повышает эффективность с 30–50% для электростанции до 80–90% в системах когенерации. В настоящее время промышленно-отопительные котельные предприятий производят тепловую энергию традиционным способом, сжигая газ и получая тепловую энергию. Себестоимость этой тепловой энергии, с ростом цен на энергоносители, неуклонно растет. Одну из статей себестоимости составляет электроэнергия. Для получения 1 МВт тепла потребляется, в зависимости от мощности котельной, от 17 до 40 кВт электроэнергии. При постоянном росте стоимости последней, становится все более актуальным вопрос повышения эффективности работы промышленноотопительных котельных. Оптимальным решением вопроса является реализация комбинированной выработки тепловой и электрической энергии, так называемый когенерационный процесс. На нашем комбинате уже не первый год выполняются проекты по энергоэффективному использованию энергоресурсов. В 2006 году были пущены в работу собственные мини-очистные сооружения сточных фекальных вод с использованием очищенной воды в производстве. В начале 2011 года было принято решение осуществить проект по реконструкции собственной котельной на мини-ТЭЦ. Тем более что технологический процесс производства нашей продукции позволяет это сделать. Суть данной реконструкции состоит в том, что паровые котлы ДКВР 20/13-250, установленные на котельной ОАО «СКАИ», работают

ЭНЕРГОНАДЗОР

на давлении 13 кгс/см2 с температурой пара 220–250 градусов, а используется в производстве давление 1,5 кгс/см2. Для понижения данного давления на котельной установлены редукционные установки (РУ), которые понижают это давление, но при этом происходит безвозвратная потеря потенциальной энергии пара. В настоящее время появились турбины, которые могут работать на таком малом противодавлении. Если данную турбину установить вместо РУ или параллельно ей и пустить через нее пар, то турбина понесет нагрузку в зависимости от расхода через нее пара и перепада давления пара между входом и выходом из турбины. В качестве нагрузки можно использовать электрогенератор как самую универсальную нагрузку, так и различные привода (вентиляторы, насосы и др.). Для рассмотрения вопроса о выборе турбины первоначально были изучены возможности самой котельной, требования технологии производства к качеству подаваемого пара и возможность использования турбогенераторных установок для нашего производства. При выборе турбин нами было изучено много предложений. Остановились на турбинах марки «Двина» Р-0,3-1,3/0,15. Данные турбины выполнены на основе ступени «Кинаст». Ступени давления с повторным подводом рабочего тела. Такое конструктивное исполнение позволяет реализовать на одном рабочем колесе принцип многоступенчатой турбины (от 3 до 7 ступеней), эффективно использовать турбину на малых нагрузках и эксплуатировать ее с минимальными расходами пара. Данная турбина начинает работать при расходе от 2 тонн пара в час, а при расходе 10 тонн пара в час может вырабатывать до 315 кВт электроэнергии при давлении пара перед турбиной 12 кгс/см2, а за турбиной 1,5 кгс/см2. Примечательно, что в конструкции данных паровых турбин используются подшипники качения, что освобождает от громоздкой и пожароопасной системы смазки, масленого хозяйства и циркуляционных насосов. Также турбины работают на синхронной частоте 3 000 об/мин, поэтому к ним не требуется установка дополнительных редукторов. Установка простого асинхронного генератора на напряжение 400 В, работающего параллельно с сетью, не требует установки устройства синхронизации с сетью, а это значительно упрощает и удешевляет работу электрооборудования турбин. На турбинах, установленных на нашем комбинате, впервые были разработаны и смонтированы паровые эжекторы для отвода пара из концевых уплотнений и подачи этого пара в деаэратор, до этого использовались водяные эжекторы с необходимостью постоянной подачи воды на них с определенным давлением. Данные турбины очень компактны. Общий вес составляет не более 4 тонн. Она оборудована всеми необходимыми защитами, но их на порядок меньше, чем на других турбинах. Турбина очень проста в эксплуатации. Пуск в работу тур-

№ 10 (62), октябрь, 2014 г.

Схема установки турбины параллельно редукционной установке

Свежий пар

Свежий пар Конденсат

Сетевая вода Питательная вода

1. Паровой котел. 2. РОУ. 3. Главная паровая задвижка. 4. Стопорный клапан. 5. Регулирующий клапан турбины. 6. Концевые уплотнения турбины. 7. Паровая турбина.

8. Генератор. 9. Сетевой насос. 10. Сетевой подогреватель. 11. Конденсатный насос.

12. Деаэратор. 13. Тепловой потребитель. 14. Питательный насос.

бины из холодного состояния осуществляется в течение получаса.

Д

ля еще более эффективной работы миниТЭЦ в зимнее время было принято решение заменить на котельной энергоемкий малоэффективный водогрейный котел ПТВМ-30М, который в зимнее время работал всего на 30% своей мощности. Перерасход газа на паровые водоподогреватели в год составлял более 190 тысяч м3. Замена позволила увеличить выработку электроэнергии, производя отопление цехов через паровые водоподогреватели. Реконструкция котельной продлилась меньше года. В марте 2011 года был заключен договор на поставку оборудования, а в декабре мини-ТЭЦ дала первые киловатты. Вырабатываемая мини-ТЭЦ электроэнергия полностью покрыла потребность котельной в электроэнергии. При этом себестоимость вырабатываемой 1 Гкал тепловой энергии уменьшалась на 12%. За два с половиной года работы наша миниТЭЦ выработала 9 000 000 кВт электроэнергии. Срок окупаемости проекта при всех расходах составит менее двух лет. В нашей стране много производственных котельных, использующих пар на производство и отопление, где можно применять данное оборудования, изучив предварительно требования технологических процессов производства. Замена также малоэффективного устаревшего энергетического оборудования на установки с использованием технологии когенерации значительно сократит затраты на выработку тепловой энергии и ее себестоимость, и позволит более эффективно использовать энергоресурсы страны. Э

21

Технологии и оборудование | Внедрение собственной генерации

Структура расходов Как рассчитать примерные затраты на объекты собственной генерации и срок их окупаемости

Н

Андрей ЛИСТОВСКИЙ, генеральный директор Фонда энергетического развития, к.э.н. (г. Москва)

а фоне постоянного роста тарифов на электрическую и тепловую энергию все больше собственников промышленных предприятий, не имеющих собственной генерации, начинают задумываться о строительстве собственных энергоисточников. Определение затрат на внедрение собственной генерации с целью расчета сроков окупаемости проекта и прочих экономических показателей является необходимой и важнейшей частью техникоэкономического обоснования (ТЭО). Предлагаю рассмотреть основные этапы работ по предварительному расчету уровня финансовых затрат на реализацию проекта внедрения объектов собственной генерации, а также некоторые методологические аспекты реализации подобных инвестиционных проектов. Оценка потребностей и возможностей предприятия На первом этапе, еще до начала реализации проекта собственнику нужно определить: а) необходимость строительства собственного энергоисточника; б) возможность его строительства. Необходимость строительства собственного объекта малой энергетики возникает, если предприятие активно развивается и его потребность в электроэнергии растет, при этом обеспечить ее только из внешних электрических сетей не представляется возможным, либо условия ее получения экономически неприемлемы. Если у предприятия образуются отходы производства (горючие газы, биомасса и т.д.), которые возможно использовать в качестве недорогого топлива для производства собственной электрической энергии, проект может быть экономически эффективен. В том случае, если у предприятия есть потребность не только в электрической, но и в тепловой энергии, проект строительства собственной генерации имеет больше шансов быть успешным и экономически целесообразным. Как показывает

СТРУКТУРА ЗАТРАТ НА ВНЕДРЕНИЕ СОБСТВЕННОЙ ГЕНЕРАЦИИ n Основные технические решения. n Газоснабжение. n Водоснабжение и водоотведение. n Подключение к электрическим сетям. n Подключение к тепловым сетям. n Прочие затраты.

22

опыт внедрения объектов малой энергетики, окупаемыми являются только проекты когенерации, то есть производство электроэнергии на тепловом потреблении. Собственный энергоисточник может быть экономически эффективным, если у предприятия имеются достаточные лимиты топлива (в частности, природного газа) для собственной генерации. При недостаточности лимитов потребуется дорогостоящее строительство и/или реконструкция внешних распределительных газовых сетей. Если необходимость и возможность строительства собственного источника генерации у предприятия имеются, то следующим шагом для собственника является разработка обоснования инвестиций в строительство. Следует выяснить, получит ли собственник положительный экономический эффект в целом по предприятию, т.е. как изменится себестоимость производимой продукции, а не только как изменится цена на тепловую и электрическую энергию. Прогнозируемая потребность в энергии должна основываться на перспективном производственном плане предприятия. Наличие такого плана снижает неопределенность спроса на электроэнергию, что является главным риском в принятии решения о строительстве объекта собственной генерации. Если потребность предприятия в электрической энергии многократно выше, чем в тепле, то строительство энергоисточника, полностью покрывающего потребности, будет экономически оправданным только в случае наличия дешевого топлива (например, вторичных технологических газов или биомассы). Основные технические решения Второй этап реализации инвестиционного проекта заключается в изучении основных технических решений (ОТР). Исходя из топливных возможностей и перспективных потребностей предприятия, на этапе разработки ТЭО исполнитель должен проработать несколько вариантов основных технических решений энергоисточника и выполнить их технико-экономическое сравнение. Кроме того, исполнителю следует выполнить технико-экономическое сравнение оптимального решения нового энергоисточника с вариантом получения энергии из внешних сетей. Но, как правило, предлагая технические решения, поставщики ограничиваются набором основного оборудования и его компоновкой. Дополнительные существенные затраты Общая сумма затрат не ограничивается стоимостью ОТР. Формировать ТЭО только на основе стоимости технических решений поставщика

ЭНЕРГОНАДЗОР

некорректно. Капитальные затраты инвестиционного проекта зависят от ряда дополнительных факторов. Для более корректной их оценки необходимо учесть стоимость: – водоснабжения (техническая вода) и водоотведения (канализационный сток); – газоснабжения; – подключения к электрическим сетям; – подключения к тепловым сетям. Схема выдачи мощности (СВМ) разрабатывается в случае, если в перспективе планируется продажа электроэнергии. При разработке СВМ необходимо учитывать технические условия. Технические условия на подключение к электрическим сетям выдает распределительная сетевая компания, на подключение к тепловым сетям – инфраструктурная организация, обеспечивающая отопление и горячее водоснабжение, на работу канализации – городской оператор водоснабжения и водоотведения. Оценка технических условий является важнейшим этапом подготовки и реализации инвестиционного проекта внедрения собственной генерации, поскольку их выполнение может оказаться невозможным или нерентабельным. Из вышеперечисленных затрат наименьшими являются затраты на водоснабжение и водоотведение (если, конечно, строительство нового источника не предполагается в пустынной местности), затраты на газоснабжение будут невелики, если газопотребление нового энергоисточника будет в пределах ранее выделенных лимитов. Подключение к электрическим сетям может составить до 10% от общей стоимости проекта. Для осуществления работы нового генератора в рассматриваемом энергорайоне потребуется модернизация и усиление электрических сетей с частичной или полной заменой электротехнического оборудования. Наиболее точный ответ на вопрос о стоимости подключения к электрическим сетям дает расчет СВМ, но в рамках ТЭО возможно ограничиться только укрупненным расчетом стоимости подключения. Стоимость строительства тепловых сетей при выдаче тепла в пределах промплощадки предприятия будет находиться в пределах 2–3% от общей стоимости проекта, но если предполагается выдавать тепловую энергию во внешние сети, то стоимость строительства тепловых сетей может оказаться весьма существенной – до 10%. Финансовая модель Для корректного обоснования инвестиций необходимо построить финансовую модель. Расходная часть финмодели формируется как сумма затрат на реализацию основных технических решений, водоснабжение и водоотведение, газоснабжение, СВМ и так далее. Выполнение финансового моделирования следует заканчивать анализом чувствительности проекта к изменению основных факторов: капитальные затраты, операционные затраты, объемов потребления и модели финансирования, а также расче-

№ 10 (62), октябрь, 2014 г.

том общего экономического эффекта от собственного генерирующего объекта в целом для всего предприятия. Моделирование позволяет оценить экономическую целесообразность нового энергоисточника, а также его вклад в себестоимость выпускаемой продукции, что напрямую влияет на сроки окупаемости проекта. В качестве исходных данных для расчета экономического эффекта, помимо прогноза макроэкономических показателей, выступает размер тарифа на энергоресурсы, предполагаемая годовая величина потребления топливноэнергетических ресурсов до и после реализации проекта, использование заемных средстве, а также инвестиционные затраты. К инвестиционным затратам следует отнести стоимость оборудования и материалов, стоимость предпроектного обследования, проектно-изыскательские работы, строительно-монтажные и пусконаладочные работы, затраты на страхование оборудования, расходы на эксплуатацию и техническое обслуживание. В качестве вывода Разработка и продвижение инвестиционного проекта внедрения собственной генерации, на мой взгляд, может состоять из следующих этапов: • Корректное описание инвестиционного проекта с учетом проектов-аналогов, структуры и величины текущих затрат, величины вознаграждения энергосервисной компании, капитальных вложения (постоянных активов, монтажных работ, расходов будущих периодов), особенностей приобретения материалов и получения доходов от экономии энергоресурсов.

• Определение ожидаемого экономического эффекта и формирование графика финансирования проекта.

• Составление прогноза различных вариантов развития проекта.

• Подготовка бизнес-плана для инвесторов с учетом их требований (методики расчетов, представления итоговых данных и др.). Э

23

Технологии и оборудование | Котельное оборудование

Всережимный уровнемер Система измерения уровня в барабане энергетического котла гидростатическим методом с применением многопараметрического преобразователя давления. Николай ХАРИТОНОВ, начальник цеха ТАИ, Нижегородский филиал ОАО «ТГК-6», Нижегородская ГРЭС (г. Балахна Нижегородской области)

У

зким местом в вопросе технологического контроля и полной автоматизации пусковых режимов энергетических барабанных котлоагрегатов, энергетических теплообменников, работающих в диапазоне температур насыщенного пара (парогенератора АЭС, подогревателей высокого и низкого давления ТЭС и АЭС), является контроль и поддержание в норме уровня котловой воды вследствие существенного изменения плотности воды в процессе ее нагревания до рабочих параметров. В настоящее время технологический контроль за уровнем питательной воды осуществляется путем оснащения барабанов энергетических котлов водосмотровыми колонками прямого действия и датчиками-перепадомерами с электрической схемой дистанционной передачи показаний на: электронные приборы (регистратор уровня), два показывающих вторичных прибора, задействованных в схеме технологической защиты котлоагрегата, два автоматических регулятора уровня. Датчик-перепадомер на работающем котлоагрегате БКЗ 420 осуществляет замер уровня воды в барабане котла при давлении 155 кгс/ см2 и температуре 343°С при плотности воды порядка 600 кг/м3 (то есть на ~ 40% меньше, чем при стандартных условиях). Уровень в подавляющем большинстве измеряется гидростатическим методом (измерение перепада давления в конденсационном сосуде и фактического уровня в барабане).

Оценка Системы измерения уровня воды в барабане энергетического котла гидростатическим методом специалистами: • повышается надежность работы энергетического котла в переходных режимах (растопка, расхолаживание); • исключается действие человеческого фактора; • открывается возможность полной автоматизации процесса растопки котлоагрегата. Оценка специалистами Департамента генеральной инспекции по эксплуатации электростанций и сетей: • «..Изготовленный на основании указанного патента всережимный уровнемер, прошедший соответствующие испытания и аттестацию, внесенный в Государственный реестр средств измерений, обеспечит выполнение требований п.4.3.13 ПТЭ»; • «С момента начала растопки котла должен быть организован контроль за уровнем воды в барабане…»; • «…Сниженные указатели уровня воды должны быть сверены с водоуказательными приборами в процессе растопки (с учетом поправок)»; • «В период проведения тематических проверок состояния и надежности функционирования защит, автоматики, точности измерений на технологичном оборудовании ТЭЦ прибор будет внедряться на энергетическом оборудовании действующих электростанций».

24

1) S = ∆ P, где: S – показания прибора, мм; ∆Р – перепад давления в перепадомере.

2) ∆Р = ρ•(Н-h), где: ρ – плотность воды; h – высота столба питательной воды в барабане котла; Н – высота столба питательной воды в конденсационном сосуде. Изменение плотности воды при изменении ее термодинамического состояния по границе линии насыщения определяется уравнением Формуляции IF-97 и представлено таблицей М.П. Вукаловича «Теплофизические свойства воды и водяного пара». С высокой степенью точности уровень питательной воды в барабане будет определяться по формуле: 3) S = р (Н-h)•ά, где: ά – коэффициент относительной плотности воды, ά = ρ•/ρ, ρ – плотность воды при нормальных условиях, ρ• – плотность воды в переходном состоянии. Принципиальная схема измерения уровня представлена на рисунке 1. Для уменьшения погрешностей, вызванных охлаждением питательной воды в уравнительном сосуде (1), применяются теплоизолируемые обогреваемые конденсационные сосуды, показанные на рисунке 2. При переходных режимах котлоагрегата, в течение всего времени растопки (расхолаживания) гидростатический метод измерения уровня путем замера перепада давления в конденсационном сосуде не работает вследствие большой погрешности измерительного комплекта (до 40%), возникающей от изменения плотности воды от 998 кг/м3 до 600 кг/м3.

Р

ассмотрим Систему измерения уровня воды гидростатическим методом с применением многопараметрического интеллектуального перепадомера, оснащенного сенсорами перепада давления и избыточного давления. Физические параметры сенсоров по измерению давления и перепада давления электронный блок САПФИР-22МР-ДДИ преобразует в цифровой сигнал и производит коррекцию значения уровня с учетом изменения плотности воды по величине избыточного давления насыщенного пара в барабане котла в процессе растопки (расхолаживания) с формированием стандартного токового сигнала 4-20 мА на выходе.

ЭНЕРГОНАДЗОР

За основу многопараметрического преобразователя Системы измерения уровня воды в барабане энергетического котла гидростатическим методом был принят отечественный дифференциальный преобразователь давления типа «САПФИР 22МР ДД» (рисунок 3). Дополнительный контур измерения избыточного давление (Р) состоит из мембраны (16), соединенной с помощью тяги (15) с тензопреобразователем, который через гермоввод (13) связан с электронным преобразователем (1). В контуре измерения перепада давления ∆Р разность давлений в плюсовой (7) и минусовой (8) камерах вызывает прогиб мембраны (9), который с помощью тяги (10) и центрального штока передается на тензопреобразователь (11). Деформация тензопреобразователя (11) приводит к изменению его сопротивления, при этом меняется значение напряжения U∆р, которое передается в электронный преобразователь (12), выходной сигнал от тензопреобразователя (11) поступает на вход электронного преобразователя (12). В контуре измерения избыточного давления р изменение давления в минусовой камере (8) вызывает прогиб мембраны (13), который с помощью тяги (14) передается на второй тензопреобразователь (15). Деформация тензопреобразователя (15) приводит к изменению его сопротивления, при этом меняется значение напряжения Uр, которое передается в электронный преобразователь (12). Электронный блок (1) состоит из блока индикатора и двух плат: клеммной и платы микропроцессора. На клеммной плате установлена клеммная колодка для присоединения жил кабелей питания и нагрузки. На плате микропроцессора расположен микроконтроллер, который оцифровывает сигнал от измерительного блока, ступенчато в пределах класса точности датчика корректирует его, отображает на жидкокристаллическом индикаторе (ЖКИ) и преобразует из цифрового формата в стандартный выходной токовый сигнал.

Н

а преобразователе имеется функция собственного контроля и программирования. На подсвечивающем ЖКИ можно визуально проконтролировать параметры технологических измерений: – уровня; – дифференциального и абсолютного давления; – значение выходного токового сигнала; – температуры собственно электронного блока. Воздействием магнитного манипулятора вводятся (задаются) или корректируются данные верхних пределов диапазонов измерений, перепада давлений, абсолютного давления, время демпфирования, метрологическая информация о данном датчике. Также предусматривается корректировка значений уровня и величины выходного сигнала, вклю-

№ 10 (62), октябрь, 2014 г.

Рис. 1. Схема заполнения сосуда постоянного уровня 1 – уравнительный сосуд, соединенный с паровым пространством барабана; 2 – импульсная трубка; 3 – импульсная трубка, соединенная с водяным пространством барабана; 4 – дифманометр. Рис. 2. КОНДЕНСАЦИОННЫЕ СОСУДЫ

А

H

Рис. 3. Принципиальная схема многопараметрического преобразователя давления 1 – электронный преобразователь; 2 – гермоввод; 3 – прокладки; 4 – тензопреобразователь измерения перепада давления; 5 – тяга; 6 – центральный шток; 7 – плюсовая камера; 8 – мембраны; 9 – основание; 10 – фланцы; 11 – замкнутая полость, заполненная кремнийорганической жидкостью; 12 – минусовая камера; 13 – гермоввод; 14 – тензопреобразователь; 15 – тяга; 16 – мембрана.

чение функции самотестирования преобразователя. Комбинированный преобразователь является многопре-дельным и может использоваться для другого типа сосудов, работающих под давлением на границе насыщения пара и воды. Модернизация существующих систем контроля уровня, защиты и регулирования в барабане котлоагрегатов происходит просто путем замены существующих перепадомеров на датчик «Системы измерения уровня воды в барабане энергетического котла гидростатическим методом» – с согласованием электрической схемы дистанционной передачи. Э

25

Электрооборудование | Техобслуживание

Плановое ТО или по требованию: что выбрать предприятию? Процедура технического обслуживания электрооборудования в большинстве организаций несовершенна, что нередко приводит к увеличению совокупной стоимости владения оборудованием из-за возникающих простоев. Грамотный подход к организации техобслуживания помогает предотвратить неисправности и связанные с ними негативные последствия для бизнеса. Иван Буянов, менеджер по маркетингу сервиса компании Schneider Electric

Общие причины выхода из строя электрооборудования

n Контакты или неисправные детали. n Плохое качество изготовления. n Среда. n Неисправное оборудование. n Перезагрузка. n Влажность. n Электрические помехи. n Поврежденная изоляция. n Разряды молнии. n Мех. удары. n Другое. Источник: компании Hartford Steam Boiler Insurance, Schneider Electric

26

Э

кономический кризис заставляет многие организации сократить капитальные и эксплуатационные расходы, в частности, нередко урезанными оказываются бюджеты на техническое обслуживание (ТО). При этом производственники должны не допустить падения производительности, а эта задача напрямую связана с поддержанием надежной и безопасной эксплуатации электрооборудования, поскольку энергетическая инфраструктура играет ключевую роль в протекании практически всех технологических процессов. Исследования показывают, что более двух третей (67%) неисправностей можно было бы избежать. Чтобы понять, как это сделать, прежде всего, разберемся с причинами возникновения поломок электрооборудования. Истоки проблем Требования к рабочей нагрузке электрооборудования на предприятиях постоянно растут, в сети появляются все новые и новые мощные потребители. Существующие системы электроснабжения в большинстве своем изначально не были рассчитаны на такие высокие нагрузки, в итоге им приходится функционировать отнюдь не в самых благоприятных условиях, что повышает риски аварийных ситуаций. На производительность и срок службы электрооборудования также отрицательно влияют условия окружающей среды, перегрузки и чрезмерное количество рабочих циклов. Для минимизации действия этих негативных факторов регулярное техобслуживание жизненно необходимо. Даже если оборудование долгое время не эксплуатировалось, скорее всего, существует высокая вероятность, что перед повторным запуском в эксплуатацию понадобится провести ТО. Основной причиной поломок электрооборудования является недостаточное техническое обслуживание. Согласно исследованиям, проведенным компаниями Hartford Steam Boiler Insurance и Schneider Electric, 77% неисправностей можно напрямую отнести к проблемам, связанным с ТО.

Зачастую вопрос состоит не в том, случится ли поломка, а в том, когда она случится. Исследования показали, что поломки деталей электрооборудования, не включенных в программу планового технического обслуживания, происходят в три раза чаще, чем поломки оборудования, обслуживаемого по программе. Более того, не обнаруженные вовремя неисправные компоненты могут привести к серьезным последствиям: это не только внеплановые простои оборудования, но и потенциальная угроза безопасности персонала и посетителей предприятия. К счастью, программа структурированного и спланированного ТО учитывает большинство этих факторов и, следовательно, помогает избежать ненужных расходов и спасти жизни людей. Можно выделить оборудование, попадающее в «группу риска». Сравнение неисправностей разных типов электрооборудования и относительной частоты их возникновения за период в 10 лет показало, что более 50% неисправностей компонентов, классифицированных страховыми компаниями как «аварии», касаются автоматических выключателей или трансформаторов. При регулярном техническом обслуживании оборудования срок службы отдельных компонентов продлевается. Поскольку износ обычно происходит по определенной известной схеме, то поломки можно предсказать и, следовательно, вовремя, до возникновения проблем, предпринять необходимые действия и предотвратить аварийные ситуации. Действовать по плану Что касается разработки программы ТО, то у организаций есть выбор: предпочесть техническое обслуживание по требованию или плановое ТО. Традиционно применяют ТО по требованию, подразумевающее, что все работы проводятся исключительно по разовым заявкам руководства предприятия или заинтересованных сторон, причем чаще всего речь идет о ремонтно-восстановительных работах. Срок службы оборудования редко принимается в расчет, а между предприятием и поставщи-

ЭНЕРГОНАДЗОР

ком услуг ТО не подписан длительный контракт. В данном случае затраты ниже, но при этом выше риск получить убытки, что отрицательно сказывается на деятельности предприятия в целом. Другой вариант – заказать у поставщика услуг программу планового технического обслуживания. Кроме стандартного ТО, эта программа включает профилактическое техническое обслуживание в виде проверок оборудования, включенного в программу. В этом случае можно не только реагировать на поломку, но и предотвратить ее. Причем клиенты, имеющие программу планового ТО, обслуживаются поставщиком услуг в первую очередь по сравнению с клиентами без программы. Плановое техобслуживание, несомненно, выигрывает по сравнению с ТО по требованию. Особенно отчетливо это заметно, когда речь заходит о технической поддержке в аварийных случаях и о расходах на детали. Как правило, поставщики услуг предлагают ряд опций планового ТО, и в каждом конкретном случае можно выбрать те, которые соответствуют потребностям данного клиента. Предотвратить, а не устранять последствия Профилактическое обслуживание – обширное понятие, включающее в себя различные методики предупреждения появления проблем. Помимо этого выделяют так называемое превентивное техобслуживание. Разница заключается в том, что превентивное ТО выполняется после выключения машин, а профилактическое ТО может осуществляться в обычных производственных режимах эксплуатации. Программа планового ТО может включать мероприятия по оценке и моделированию будущих условий работы оборудования и рисков простоя. В большинстве случаев такая программа также включает замену деталей, сканирование панелей выключателей, настройку компонентов системы, чистку и возможное обновление микропроцессорного обеспечения технической инфраструктуры. На базовом уровне программу планового техобслуживания можно считать стратегией по повышению производительности системы электроснабжения. На более продвинутом уровне ее можно использовать как основной способ обеспечения отказоустойчивости оборудования для распределения электроэнергии. В зависимости от степени важности бесперебойного энергоснабжения для нужд предприятия, плановые программы бывают более и менее насыщенными. Соблюдать правила Первый этап проведения надлежащего ТО электрооборудования – это строгое соблюде-

№ 10 (62), октябрь, 2014 г.

ние стандартных требований и особых рекомендаций производителя. Во время осмотров квалифицированным техническим персоналом подтверждается исправность оборудования технической инфраструктуры и его готовность к эксплуатации. Технический персонал, проводя экспертизу системы распределения электроэнергии, может обнаружить износ внутренних компонентов и определить степень влияния этих компонентов на общую надежность системы. Технический персонал должен соблюдать все условия эксплуатации, правила монтажа оборудования и прокладки кабелей, в частности ставить автоматические выключатели, надлежаще выполнять механические соединения, следить за типами нагрузки и т.д. Кроме того, в его обязанности входит извещать руководство предприятия о возможном предварительном износе оборудования. Также он должен обозначить факторы, которые могут негативно повлиять на отказоустойчивость системы. К примеру, возможные ошибки рабочего персонала, превышение допустимой температуры, наличие газа в масле для трансформаторов и коррозии. Осмотры оборудования также должны включать оценку факторов внешней среды, которые могут повлиять на производительность. Объем осмотра зависит от уровня критичности операции; подходящая программа ТО основывается на результатах такого осмотра.

Общие причины возникновения неисправностей/ аварий на предприятии ЧАСТОТА

> 29% > 29%

n Компьютер. n Электродвигатели. n Прочие электрические устройства. n Автоматические выключатели. n Трансформаторы. n Распределители электроэнергии (кабели, шины электропитания и т. д.) Источник: компания FM Global Insurance

План действий Компании, желающие убедиться в необходимости перехода к плановому техобслуживанию, могут произвести следующие расчеты. Сначала зафиксировать количество поломок электрооборудования на предприятии за последние 5–10 лет и их последствия, после чего подсчитать сумму потерь. На втором этапе – связаться с производителем электрооборудования и поручить ему составить предполагаемую программу планового ТО в соответствии с требованиями данного предприятия. Такое сопоставление позволит оценить экономические преимущества второго подхода. При заключении договора важно обратить внимание на то, что предложенная поставщиком услуг программа планового ТО должна гарантировать предоставление технической поддержки в аварийных случаях и поставку запчастей, благодаря которым неисправность можно будет устранить как можно быстрее, минимизировав время простоев. Как уже было сказано, вложение средств в программу планового ТО позволяет избежать возникновения до 67% возможных поломок электрооборудования и, следовательно, финансовых убытков, связанных с простоями. Использование такой программы позволяет сократить расходы, повысить надежность, продлить срок службы электрооборудования, а также повысить безопасность персонала. Э

27

Тепловые сети | Подготовка к ОЗП

Своевременная диагностика экономит средства Диагностика тепловых сетей позволяет оценить техническое состояние труб и определить возможность дальнейшей эксплуатации или необходимость в капитальном ремонте (перекладке). Стоимость перекладки тепловых сетей высока. Ранняя диагностика и выявление «ветхих» участков позволят продлить срок службы тепловых сетей, снизить количество внезапных отказов и получить экономию средств. Евгения ИЗМАЙЛОВА, старший преподаватель ФГБОУ ВПО «Казанский государственный энергетический университет», к.т.н. Юрий ВАНЬКОВ, профессор ФГБОУ ВПО «КГЭУ», д.т.н. Тимур АХМЕТОВ, заместитель главного инженера по энергосбережению и новым технологиям МУП ПО «Казэнерго», к.т.н. (Казань)

Проблема энергоэффективности В России примерно 200 000 км коммунальных сетей. По данным Минэнерго РФ почти 70% трубопроводов имеют возраст более 25 лет. Амортизационный срок при среднем износе 30% в ряде городов оценивается в 60–70%, и примерно 25–30% находятся в аварийном состоянии. Износ сетей ЖКХ в регионах РФ составляет 65–90%, от четверти до трети протяженности трубопроводов требуют немедленной замены, в сетях теряется от 50 до 70% подаваемого туда тепла и воды, что ведет к значительному перерасходу топлива, энергии и ресурсов. Регулярные аварии в прогнивших трубах, когда без необходимых услуг по всей стране оказываются тысячи и даже десятки тысяч человек, обостряют социальную обстановку, их ликвидация обходится в несколько раз дороже, чем плановый ремонт такого же объема. Подготовка к отопительному сезону по-прежнему выливается в отчеты о создании резервов топлива на зиму для котельных, которые при дырявых сетях снова будут обогревать главным образом сами себя и воздух. Денег для массовой замены изношенных труб либо нет совсем, либо удается выбить незначительные суммы, в результате ежегодные объемы ремонта сетей почти в два раза отстают от их физического износа, и проблема только усугубляется. Число аварий уже давно превысило 2–2,5 случая в год на километр сетей и продолжает увеличиваться, приближаясь к «точке невозврата» (по оценке специалистов – это 3–3,5 аварии на километр), что чревато массовым системным сбоем в масштабах целых регионов. Таким образом, проблема есть, и ее решение необходимо государству, населению, экономике в целом. Повышение эффективности эксплуатации тепловых сетей В настоящее время при подготовке тепловых сетей к отопительному периоду используются гидравлические испытания. В испытуемом оборудовании, трубопроводе или контуре создается пробное давление, превышающее рабочее на определяемую по специальным формулам величину, чаще всего на 25%.

28

Затем, в течение времени выдержки, оборудование находится под повышенным давлением, которое не должно падать вследствие неплотности испытуемого оборудования, что отслеживается. После чего давление снижается до рабочего. После снижения давления персонал проводит визуальный осмотр оборудования и трубопроводов в доступных местах в течение времени, необходимого для осмотра.

Н

а примере города Санкт-Петербурга установлено, что технология проведения гидравлических испытаний тепловых сетей является одной из важнейших причин неудовлетворительного качества горячего водоснабжения (ГВС) в летний период. В Санкт-Петербурге тепловые сети испытываются насосным оборудованием ТЭЦ, в зонах снабжения энергоисточников, как минимум дважды: после окончания отопительного сезона, перед началом ремонтной кампании, и повторно – перед началом отопительного сезона. Неудовлетворительные результаты первых повторных испытаний часто приводят к необходимости проведения еще одних повторных испытаний. Имеются примеры, когда гидравлические испытания в крупных зонах теплоснабжения проводились за летний период до четырех раз. Обеспечение проведения гидравлических испытаний от ТЭЦ практически всегда связано с отключением ГВС потребителей не только в зоне проведения испытаний, но и во всей зоне снабжения ТЭЦ сроком на 2–4 дня. Кроме того, последствием гидравлических испытаний, приводящих к увеличению перерывов в ГВС потребителей, является образование множества повреждений на тепловых сетях. Вывод в ремонт поврежденных участков тепловых сетей часто сопровождается прекращением подачи ГВС, а так как их число в зоне испытаний может исчисляться несколькими десятками, то ресурса ремонтной службы недостаточно для быстрого устранения всех выявленных повреждений. Поэтому многие отключения ГВС, связанные с устранением повреждений после проведения испытаний, затягивались на несколько суток. Еще один важный фактор отрицательного влияния гидравлических испытаний на качество ГВС потребителей обусловлен тем, что

ЭНЕРГОНАДЗОР

после их проведения и до начала подачи горячей воды потребителям из-за ограниченной пропускной способности канализационной системы невозможно быстро сдренировать всю холодную воду из тепловых сетей. Поэтому ее вытеснение частично осуществляется через водоразбор потребителей. При этом на водоразбор поступает вода с температурой 20–30°C.

Рис. 1. Объемы проведенных работ по диагностике трубопроводов

П

рименение методов неразрушающего контроля позволило сократить образование повреждений при испытании тепловых сетей повышением давления в подготовке к отопительному периоду. Например, внедрение методов неразрушающего контроля на предприятии «Тепловая сеть» филиала «Невский» ОАО «ТГК-1» привело к существенному снижению удельной повреждаемости тепловых сетей. Аргументация в пользу допустимости замены гидравлических испытаний методами неразрушающего контроля основывается на п. 4.12.1 ПБ 10-573-03 «Правила устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды». На основании чего ОАО «Теплосеть Санкт-Петербурга» с 2009 года прекратило практику проведения гидравлических испытаний магистральных и распределительных тепловых сетей в зонах поддержания «летней» циркуляции. Для обеспечения выполнения требований по применению альтернативных методов технического освидетельствования на предприятии создано специальное подразделение: лаборатория неразрушающего контроля, задача которой состоит в проведении ультразвуковой дефектоскопии всех сварных соединений после производства ремонтных работ на магистральных сетях. Внедренные мероприятия позволили в межотопительный период в 2011 году впервые за историю ОАО «ТГК-1» и Ленэнерго организовать ремонтные работы и схему теплоснабжения таким образом, чтобы обеспечить бесперебойное горячее водоснабжение всех потребителей.

П

роявляя интерес к методам НК, организации, эксплуатирующие тепловые сети, хотят получить информацию о местоположении наиболее аварийно опасных участков, требующих первоочередной перекладки, и для проведения профилактических ремонтных работ с целью предотвращения образования течей. Эффективность таких работ на основании результатов оценки технического состояния трубопроводов подтверждается информацией ОАО «Кузбассэнерго» (г. Кемерово). На рисунке 1 представлены сведения об объеме работ по диагностике на трубопроводах 4 районов г. Кемерово в период с 2008 года по лето 2013 года. Общая протяженность трубопроводов составляет около 94 пог. км, продиагностировано 46,5 пог. км, то есть более 50%.

№ 10 (62), октябрь, 2014 г.

Рис. 2. Статистика по авариям на трубопроводах Объем ремонтных работ на продиагностированных участках

Статистика по авариям

На рисунке 2 представлена статистика повреждения на трубопроводах указанных районов. Верхний график указывает, что в результате проведенных ремонтных работ количество аварий в этих районах снизилось с 80 в год до 40, то есть в два раза. Из приведенных данных видно, что «скачок» по авариям в 2011–2012 годах произошел из-за нарушения плана перекладки, который был предусмотрен по результатам диагностики. Представленные данные наглядно показывают, что более детальный, чем ранее использовавшийся, подход к выбору участков для перекладки и проведение локальных профилактических ремонтных работ на аварийно опасных интервалах позволяют уменьшить число течей практически вдвое. Так, в 2013 году МУП ПО «Казэнерго» (г. Казань) было продиагностировано 500 км тепловых сетей. Из 130 обследованных участков точность определения места порыва: • 100% – 105 участков (рабочее давление от 4 бар); • 85% – на участках трубопроводов с давлением до 4 бар. Э По материалам XIV Международного симпозиума «Энергоресурсоэффективность и энергосбережение», Казань, 2014 г.

29

Учет энергоресурсов | Мнение эксперта

Тепло на учете По результатам прошедшей весной в Санкт-Петербурге международной научно-практической конференции «Коммерческий учет энергоносителей» – закон № 261 в области учета энергоресурсов исполняется только в отдельных регионах РФ, а в большинстве регионов РФ он не работает.

В

Сергей КАНЕВ, генеральный директор Хабаровского Центра энергоресурсосбережения, доцент, к.т.н.

таких регионах, как Москва, СанктПетербург, Татарстан, Томская, Ульяновская, Ленинградская области, закон исполняется неукоснительно. В других регионах он исполняется лишь частично, а в некоторых как, например, Хабаровский край, он практически не выполняется. Это можно объяснить объективными и субъективными причинами, но все сводится к отсутствию мотивации и наказания за неисполнение закона. С ноября прошлого года вступили в силу новые Правила коммерческого учета тепловой энергии и теплоносителя (Постановление Правительства РФ № 1034 от 4 сентября 2013 года «О коммерческом учете тепловой энергии и теплоносителя», далее по тексту – новые Правила). Отметим, что это только первая часть Правил, и они не зарегистрированы в Минюсте РФ, поэтому не могут использоваться в судах при решении спорных вопросов. Вторая часть правил: «Методика осуществления коммерческого учета тепловой энергии и теплоносителей», в которой представлены расчетные формулы и схемы учета, должна была быть разработана Министерством строительства и ЖКХ в двухнедельный срок. Однако, по словам разработчиков новых Правил из НП «Российское теплоснабжение», эта методика выйдет не ранее 1 января 2015 года. Поэтому сегодня действуют оба варианта Правил учета тепловой энергии и теплоносителя: новые и старые (Правила учета тепловой энергии и теплоносителя, М., 1995, реч. № 954, далее по тексту – старые Правила). Причем при решении спорных вопросов в судебном порядке рассматриваются только старые Правила. Они будут отменены лишь после принятия второй части новых Правил и регистрации их в Минюсте. Поэтому сегодня сложился правовой вакуум в области учета тепловой энергии и теплоносителя: некоторые ЭСО действуют на основании новых правил, некоторые на основании старых, третьи же используют и те, и другие, в зависимости от ситуации. Причем в любом случае сегодня используются алгоритмы и схемы учета, приведенные в старых Правилах. Не буду подробно останавливаться на плюсах и минусах новых Правил, остановлюсь только на двух болевых точках: место установки приборов учета и учет горячей воды на нужды ГВС. Место установки приборов учета В соответствии и с новыми, и старыми правилами узел учета должен располагаться как можно ближе к границе балансовой принадлежности.

30

При этом, если узел учета располагается не на границе балансовой принадлежности, в соответствии с новыми правилами тепловые потери на участке от границы балансовой принадлежности до узла учета рассчитываются по определенной методике, и эта величина указывается в договоре на отпуск тепловой энергии. В случае если узел учета установлен до границы балансовой принадлежности, то эта величина берется со знаком минус, а если после границы балансовой принадлежности, то со знаком плюс. Граница балансовой принадлежности – это некая тонкая линия раздела, на которой в принципе невозможно смонтировать узел учета. Поэтому получается, что все узлы учета у потребителей будут установлены не на этой границе и всегда нужно будет считать тепловые потери на участке от границы до узла учета. Отметим, что отсутствует единая методика расчета тепловой потери в сетях, а по методике, предложенной в новых Правилах, это сделать нереально. Отметим также, что в новых Правилах не сформировано понятие границы балансовой принадлежности. Ниже будет показано, к чему это может привести. В старых Правилах это понятие было сформулировано следующим образом: «граница балансовой принадлежности тепловых сетей – это линия раздела элементов тепловых сетей между владельцами по признаку собственности, аренды или полного хозяйственного ведения». Есть еще понятие граница эксплуатационной ответственности – это линия раздела элементов системы по признаку обязанностей за эксплуатацию систем, устанавливается по соглашению сторон. Если такое соглашение отсутствует, граница эксплуатационной ответственности устанавливается по границе балансовой принадлежности. Возникает вопрос: «Кто будет оплачивать теплопотери на участке от границы балансовой принадлежности до узла учета, установленного не на этой границе?». Учет горячей воды на нужды ГВС Рассмотрим открытую систему ГВС, что характерно для г. Хабаровска. На рисунке 1 приведена принципиальная схема размещения точек, измерение количества тепловой энергии и массы теплоносителя в открытых системах теплоснабжения. Как видно из этой схемы, узел учета тепловой энергии и теплоносителя состоит из двух частей: • Общий теплосчетчик на входе, который учитывает все потери тепла и теплоносителя на объекты;

ЭНЕРГОНАДЗОР

• Теплосчетчик на ГВС, который учитывает количество теплоты, израсходованной на нужды ГВС, и массу теплоносителя, израсходованного на нужды ГВС. При этом возможны два варианта: тупиковая система ГВС без циркуляционного контура и система ГВС с циркуляционным контуром и полотенцесушителями; в этом случае непонятно, как посчитать количество теплоты на нужды ГВС, так как теплосчетчик учитывает все тепло, используемое и на нужды ГВС, и на полотенцесушители, и разделить их в соответствии с данной схемой невозможно. С 1 января 2013 года вступили в силу изменения в ФЗ-190 «О теплоснабжении». До этого в ФЗ-190 использовалось только два понятия: теплоноситель и тепловая энергия. И отсутствовало понятие – горячая вода. В соответствии с изменениями, внесенными в ФЗ-190, ст.15 читается следующим образом: «потребители, подключенные к открытой системе теплоснабжения (горячего водоснабжения), приобретают тепловую энергию и теплоноситель, в том числе как горячую воду на нужды ГВС». Поэтому, в соответствии с новой редакцией ФЗ-190, необходимо отдельно учитывать массу теплоносителя, израсходованного на нужды ГВС, и количество теплоты, израсходованной на нужды ГВС. В новых Правилах учтены эти изменения. Как видно из рисунка 1, узел учета тепла и массы теплоносителя теперь состоит из двух теплосчетчиков: общий на все здания и отдельный на нужды ГВС. Это приведет к значительному удорожанию узлов учета. При этом, если в первом варианте учета ГВС (тупиковая схема) можно корректно учесть и тепло, и массу теплоносителя, израсходованного на нужды ГВС, то во втором варианте (с циркуляционным контуром

и полотенцесушителями) невозможно корректно учесть эту составляющую. Кроме этого, если использовать данную схему учета (рисунок 1), то при расчетах за тепло и горячую воду сторона, собирающая платежи с потребителей, может получить необоснованную выгоду. В соответствии с этой схемой, сторона, получающая средства с потребителей за тепло и горячую воду, может брать дважды за один и тот же ресурс. Сначала по общему теплосчетчику на входе берется плата за тепло и теплоноситель, израсходованные объектом на все виды теплоснабжения: отопление, вентиляция и ГВС, а затем еще раз дополнительно можно взять плату за тепло и теплоноситель, израсходованные на нужды ГВС в соответствии с показаниями теплосчетчика, установленного на системе ГВС. А если при этом система будет брать за израсходованный теплоноситель по тарифу на горячую воду, в который включена тепловая энергия на ее приготовление, то она получит еще дополнительную прибыль. А если при этом учесть, что тарифы на тепло, на нужды отопления и вентиляции и на нужды ГВС бывают разные (например, в Сочи тариф на нужды ГВС в 1,7 раза выше, чем тариф на другие нужды: отопление и вентиляцию), то получается очень хорошая дополнительная прибыль, взятая из воздуха. Во всех случаях дополнительные незаконные расходы лягут на плечи потребителей, что приведет к многочисленным искам в суд. И в каждом отдельном случае неизвестно, кто выиграет: потребитель или ЭСО. Из всего вышеизложенного следует, что новые Правила учета тепловой энергии и теплоносителя могут привести к хаосу в расчетах за израсходованные количество тепла и массу теплоносителя. Э

Рис. 1. Принципиальная схема узла тепла и массы теплоносителя в открытых системах теплоснабжения Узел учета G3

Q1 t1

G1

ГВС

Из теплосети

Q2

t2

G2 ОТОПЛЕНИЕ

В теплосеть

Рис.2 Принципиальная схема учета тепла и массы теплоносителя в открытых системах теплоснабжения.

№ 10 (62), октябрь, 2014 г.

31

Энергоэффективность | Промышленный сектор

Вложения возвращаются Реализация энергосервисного контракта на промышленном предприятии

В

Дмитрий ГРИГОРЬЕВ, коммерческий директор «Фениче-Рус» (Москва)

нашей стране большое число крупных и средних промышленных предприятий имеют устаревшее оборудование энергетического комплекса. Срок службы агрегатов насчитывает 30–40 и более лет. Показатели энергоэффективности такого оборудования значительно уступают современным высокотехнологичным образцам. Модернизация энергокомплексов и энергосистем на промышленных предприятиях проводится по «остаточному принципу», так как средства, когда они есть, вкладывают в модернизацию основного производства. В условиях дефицита финансирования собственники модернизируют процессы, которые дают им большую добавленную стоимость. Заключение договора с ЭСКО имеет для Заказчика – промышленного предприятия – следующие преимущества: – Финансирование 100% затрат проекта модернизации энергетического объекта за счет ЭСКО. В проект включены все этапы: аудит предприятия, разработка технического задания, согласование проекта, закупки оборудования, установка, пусконаладочные работы, эксплуатация оборудования в течение всего срока действия договора и передача его на баланс Заказчика после окончания договора.

– ЭСКО берет на себя все риски по проведению модернизации и снижению затрат клиента. При этом гарантии по энергопотреблению и соблюдение ЭСКО всех количественных и качественных показателей распространяется на весь срок действия договора. Длительность энергосервисных контрактов составляет от 5 до 15 лет, что позволяет добиться планируемых результатов. Потребность в таких долгосрочных договорах обусловлена тем, что ЭСКО закладывает в расчеты бизнес-плана существенную экономию для Заказчика, начиная с первого месяца ввода объекта в эксплуатацию. Вложения возвращаются за счет достигаемой экономии потребления энергоресурсов, что является определяющим стимулом для энергосервисной компании проводить качественные энергообследования и внедрять наиболее эффективные технологии. Основная задача – это существенное снижение общих издержек заказчика, поскольку расходы на электроэнергию – одна из основных статей затрат, которую можно оптимизировать

Технически возможно сэкономить от 15 до 45% всей первичной энергии, потребляемой российской промышленностью. Каждый энергоаудит на российском промышленном предприятии выявляет примерно в 10 раз больше потенциальных проектов, чем на аналогичном предприятии в Евросоюзе.

32

в рамках общих расходов. ЭСКО обязана брать на себя задачу по снижению всех энергозатрат заказчика, среди которых: • затраты на производство и распределение энергоносителей: бойлеры, охлаждающие установки, компрессоры, системы водоочистки, внутренние распределительные сети (электроэнергия, тепло, холод); • затраты, связанные с рабочими помещениями (цеха, офисы, стоянки): освещение, кондиционирование воздуха, отопление, теплоизоляция; • экономико-управленческие аспекты: стоимость сырья (газ, метан, электричество), контроль эффективности эксплуатации (DCSсистемы управления и распределения, приборы учета), модель бережливого поведения (обучение персонала). В качестве примера реализации комплексного подхода можно привести ОАО «АВТОВАЗ», которое уже провело модернизацию большинства цехов по производству сжатого воздуха, внутренней системы отопления, системы компенсации реактивной энергии и начало работы по оптимизации системы освещения в производственных цехах. Аудит основных систем энергоснабжения проводился в течение 2009 года. Тогда энергосервисный контракт был для АВТОВАЗа абсолютным новшеством, и естественно, вначале к нему относились с осторожностью. Но разобравшись с техникой и экономикой первого контракта, связанного с модернизацией компрессорных станций, схема сотрудничества была признана выгодной, и контракт был согласован. Сейчас заключено четыре энергосервисных контракта, три из которых реализуются, а четвертый находится на начальной стадии. В результате реализации проектов счет АВТОВАЗа за электроэнергию только в 2012 году снизился приблизительно на 300 млн. рублей. Технически возможно сэкономить от 15 до 45% всей первичной энергии, потребляемой российской промышленностью. Каждый энергоаудит на российском промышленном предприятии выявляет примерно в 10 раз больше потенциальных проектов, чем на аналогичном предприятии в Евросоюзе. Наконец, важная задача ЭСКО – установление партнерских отношений с производителями и поставщиками оборудования (когенерационных и тригенерационных установок, рекуператоров тепла, инвертеров, двигателей с повышенным ресурсом) с целью стандартизации продукции, снижения цен и в конечном счете революционного повышения конкурентоспособности российской экономики. Э

ЭНЕРГОНАДЗОР

Малая энергетика | Перспективы развития

Выработка электроэнергии становится выгодной Экспертный совет по энергетике (секция малой энергетики) при Комитете по энергетике Государственной Думы предложил следующий проект определения малой распределенной энергетики: «генерирующие объекты мощностью от 1 до 50 МВт, расположенные в непосредственной близости от потребителя с возможностью использования систем накопления энергии и технологий Smart Grid».

Д

ля множества развитых стран распределенная генерация перешла из разряда новых явлений в число приоритетных направлений развития энергетики. Мнения таких мировых организаций, как Всемирный Союз Распределенной энергетики (WADE), Международное энергетическое агентство (IEA), Союз Распределенной энергетики Америки (DPCA), Министерство энергетики США (US DOE), сходятся в основе: признак близости объекта, производящего электрическую энергию, к месту ее потребления, формирует его причастность к распределенной генерации. Как дополнение, в России к распределенной энергетике (РЭ) должны быть отнесены объекты, использующие технологии когенерационной выработки энергии, а также возобновляемых источников энергии и местных видов топлив1. Следовательно, смысл понятия «распределенная энергетика» становится шире – он включает в себя еще и производство тепловой энергии. Планы стратегического развития энергетики развитых стран предполагают системный технологический апгрейд. Рост распределенной генерации и вытекающая из этого угроза для модели функционирования электроэнергетических предприятий зависят от таких факторов, как издержки и технический прогресс. Прорыв в развитии распределенной генерации электроэнергии, появление новых технологий и нового поколения потребителей ставят под угрозу традиционную бизнес-модель, которой электроэнергетические компании с успехом пользовались десятилетиями. Электроэнергетические компании России также ощущают на себе влияние развития распределенной генерации, и этот аспект играет все возрастающую роль при определении стратегии развития компаний отрасли2. Бенефициарами РЭ в России, на наш взгляд, являются и бизнес, и государство. Бизнес, стремясь к максимальной эффективности использования топливных ресурсов для укрепления своей рыночной устойчивости, жизненно заинтересован не только в оптимизации своих затрат, но и в управлении этими затратами. Для него внимание к стоимости доступности

энергетической инфраструктуры и снижению транспортной составляющей в стоимости э/э наполнено вполне конкретным конкурентным смыслом. Государство заинтересовано в обновлении энергетической инфраструктуры, поскольку вследствие этого повышается доступность к электрическим сетям и развитие бизнесов. При этом оно настаивает на росте использования технологий энергосбережения и когенерации, влияющих на тарифы видов энергии. Объекты РЭ могут находиться как в зоне централизованного электроснабжения, так и на изолированных территориях. Они востребованы в коммунальном теплоснабжении и в труднодоступных, удаленных местностях; у мобильных потребителей и в домохозяйствах; у бизнес-потребителей, желающих изменений в структуре затрат. В отношении последних следует уточнить, что объекты РЭ в первую очередь будут появляться там, где бизнес объявляет государству о месте с перспективой роста нагрузок в энергоузлах при уже существующем энергодефиците в энергорайоне. Олег Баркин, заместитель председателя НП «Совет рынка», рассчитал и представил пороги стоимости электроэнергии для различных групп потребителей, за которыми вырабатывать собственную электроэнергию становится выгоднее, чем покупать с рынка. Это не что иное, как описание логики процесса бизнес-моделирования на предложения условий подключения к энергетической инфраструктуре и оценка сетевой доступности3. Бизнес-модели новых потребителей все более связаны с внедрением рыночных механизмов финансирования развития электросетевой инфраструктуры и формированием программы развития РЭ. Бизнес, деятельность которого особенно вне энергетики (в широком понимании этого слова), не замкнут на владение собственной генерацией! Его не привлекает «пассивный сценарий» с замещением обрабатывающих отраслей импортом при повышении цен на электроэнергию и последующей деградацией собственного производства от потери конку-

Николай КОПЫЛОВ, директор Уральского филиала ЗАО «Агентство по прогнозированию балансов в электроэнергетике» (Екатеринбург)

1 Развитие малой распределенной и возобновляемой энергетики в России: возможности и перспективы. Есяков С.Я., председатель подкомитета по малой энергетике. Москва. 24 сентября 2012 года.

2

13th PwC Annual Global Power & Utilities Survey. Energy transformation The impact on the power sector business model. 17 октября 2013 года.

3

И.Ю. Егоров, к.г.н., директор биогазовых проектов AEnergy. Вынужденная распределенная генерация. Новая газета. 14 мая 2013 года.

№ 10 (62), октябрь, 2014 г.

33

Малая энергетика | Перспективы развития

В

рентоспособности. Не устраивает и сценарий «натурального хозяйства», при котором необходимо формировать новый актив непрофильной компетенции. Он ориентирован на «сценарий паритетного партнерства», при котором готов выступить даже инвестором в энергетическую инфраструктуру и, управляя своими затратами, укреплять одновременно собственную рыночную устойчивость. Это может быть сценарий государственно-частного партнерства (ГЧП) – сценарий предсказуемого результата от инвестиции. Этот механизм партнерства предусматривает долгосрочное взаимодействие государства и бизнеса для решения общественно значимых задач на взаимовыгодных условиях4. Другим направлением ГЧП объектов РЭ является, конечно, коммунальное энергоснабжение с востребованным внедрением когенерационных установок взамен существующих и выработавших свой ресурс котельных. По оценке нашего Агентства при массовой замене котельных на малую когенерацию дополнительная выработка электроэнергии этим сектором может составить до 25% от нынешнего объема производства электроэнергии. Дорожная карта этого направления, как системный документ под названием «Программа развития РЭ субъекта РФ», должна опираться на аудит местных видов топливных ресурсов. Это и торф, и отходы лесозаготовок и с/х предприятий, и газ от месторождений, не имеющих федерального статуса по величине запасов, и ТБО, и другое5. Приоритетный перечень объектов РЭ должен формироваться на основании сопоставления карты ресурсов с потребностями территорий субъекта в видах энергии и моделирования экономических и социальных последствий исполнения инвестиционных проектов.

4

2011 году наше Агентство при оценке путей повышения надежности электроснабжения проблемных энергоузлов одного из субъектов УрФО выработало предложения на основании следующих принципиальных соображений: – рассматривались наиболее дефицитные по мощности энергорайоны; – в этих энергорайонах выбирались энергоузлы с растущей нагрузкой или не соответствующие нормативным требованиям электроснабжения, в которых планируется строительство ПС и ЛЭП; – расположение электростанций – вблизи населенных пунктов. Топливо – газ. Тепловые нагрузки приняты равными «0» (не известны). В выводах работы отмечено, что основным фактором, определяющим возможность сокращения дефицитов мощности в энергорайонах, является развитие распределенных источников малой и средней генерации, приближенных к потребителю, а также всемерное развитие когенерации. Предложены к строительству восемь(!) новых электростанций с диапазоном мощностей от 20 до 230 МВт. Наибольшее количество станций – три – мощностью 20 ÷ 24 МВт. Эффективность новых электростанций напрямую зависела от их установленной мощности с пограничным значением в 25 МВт. При мощности менее 25 МВт они оказались эффективны даже при только конденсационной (без отпуска тепла) выработке с продажами на розничном рынке. Тем более эффективность их укреплялась при комбинированной выработке (когенерации). При мощности более 25 МВт расчеты по определению сравнительной эффективности инвестиционных проектов – строительство новых электростанций или расширение существующих, включая инвестиции в усиление сетей, показали их равную экономичность. Коммерческая же эффективность напрямую зависела от объема обязательных продаж э/э на розничном рынке. При использовании полной продажи э/э на оптовом рынке проекты обладали слишком долгим сроком окупаемости и оказывались вне интересов инвесторов. Смысл слов «равная экономичность» значительно шире буквального значения тождественного равенства. Следует понимать, что строительство новых ТЭС инвесторами (частным капиталом) не только существенно снижает инвестиционную нагрузку на структуры ФСК и МРСК (т.е. тариф), но и укрепляет одновременно надежность электроснабжения проблемных энергоузлов (городов и промплощадок), формирует социальные выгоды. Следствиями «равной экономичности» являются бюджетная оптимизация, возросшая надежность в обе-

Заседание межведомственной комиссии по снижению административных барьеров. г. Екатеринбург. 15 июля 2013 года.

И.Д. Грачев, председатель Комитета Государственной Думы по энергетике, д.э.н., к.ф.-м.н. О перспективах развития возобновляемых источников энергии. Пресс-релиз. 2 марта 2012 года.

5

34

ЭНЕРГОНАДЗОР

спечении эл/эн и социальные последствия! На состоявшейся Ежегодной межрегиональной конференции «Точки роста экономики Большого Урала» было указано, что основной упор нужно сделать на изменение отношения к инфраструктурным проектам, экономика которых должна просчитываться с большей тщательностью6. Системный оператор в своей оценке работы отметил: «Считать правильным определенные <…> перспективные ТЭС, принять их в рассмотрение при разработке схемы и программы развития электроэнергетики…».

Р

азвитие конкурентной среды и технологический прогресс определяют место РЭ в энергетической инфраструктуре, выявляя тенденцию к самобалансированию регионов. Развитие РЭ, используя естественные преимущества, может вынудить энергетиков пойти на изменения своих бизнес-моделей будущего рынка.

Установленный порядок разработки схем и программ развития электроэнергетики субъектов Российской Федерации опирается в том числе на «предложения органов исполнительной власти по развитию электрических сетей и объектов генерации…»7 и нацелен на исключение некомплексных решений развития отрасли. Недостаточность финансовых ресурсов в инвестиционных программах субъектов электроэнергетики могут дополнить бизнес-структуры при порядке и ясности в отношениях собственности и эффективной оценке рыночной стоимости инвестиционных проектов. Расстановка ясных приоритетов в сценарных условиях исполнения инвестиционных проектов обеспечит качество инвестиций и импульс промышленному вектору развития. Техническое же соответствие объектов РЭ разумным требованиям субъектов электроэнергетики, в первую очередь требованиям Системного оператора, обеспечит им подключение к ЕЭС. Э

6 А.Н. Клепач, заместитель министра экономического развития РФ. Доклад о трендах федеральной экономической политики. Е.А. Солженицын, старший партнер McKinsey & Company. Доклад: «Управление масштабными инфраструктурными проектами». VIII Ежегодная межрегиональная конференция «Точки роста экономики Большого Урала», 15 ноября 2013 года.

7 Постановление Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 года № 823 «О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики».

№ 10 (62), октябрь, 2014 г.

35

Зеленая энергетика | Объекты генерации на основе ВИЭ

Солнечные электростанции на предприятиях Больше половины регионов России на сегодняшний день в той или иной степени испытывают дефицит энергомощностей.

П

Антон УСАЧЕВ, директор Ассоциации предприятий солнечной энергетики России

о данным Рейтинга регионов России по энергодостаточности, который готовит РИА «Рейтинг», из 71 региона (включая несколько групп регионов), представленного в рейтинге, с дефицитом электроэнергии собственного производства только в I полугодии 2013 года столкнулись 45 регионов. В лидерах (по абсолютным значениям дефицита мощностей) такие промышленно развитые и энергоемкие регионы, как Москва и Московская область, Краснодарский край и Республика Адыгея, Белгородская, Нижегородская, Челябинская, Кемеровская, Липецкая, Вологодская, Владимирская области, Удмуртская Республика, Республика Татарстан и другие. Для потребителей электроэнергии, и в первую очередь для промышленных потребителей, подобное лидерство региона означает, как правило, большие сложности при подключении к электросетям и высокие тарифы на электроэнергию, которые к тому же постоянно растут. Уже сегодня стоимость киловатт-часа для промышленных потребителей в некоторых регионах превышает 4 рубля. А стоимость подключения к электросети даже небольшого производства исчисляется миллионами рублей. Естественно, бизнес в таких условиях все чаще задумывается о строительстве собственной электрогенерации. Если не полностью автономной, то хотя бы частично покрывающей потребности предприятия в электроснабжении. И что важно, варианты строительства генерации на основе возобновляемых источников энергии, в том числе солнца, уже сегодня рассматриваются потенциальными инвесторами вполне серьезно, что называется, на общих основаниях, а не как экзотическая дорогостоящая забава.

П

римеров использования солнечных электростанций в качестве объектов дополнительной генерации для промышленных предприятий в последнее время становится все больше. В первую очередь, конечно, в развитых странах, где история развития солнечной энергетики насчитывает уже не один десяток лет. Так, например, концерн Volkswagen на площади порядка 26 га построил солнечную электростанцию установленной мощностью около 9,5 МВт. Всю производимую электроэнергию завод потребляет сам, ничего не продавая в сеть. В итоге на долю солнечной энергии приходится порядка 12,5% общего энергопотребления завода, или около 13 гигаватт-часов электроэнергии в год.

36

Осенью 2013 года Концерн реализовал еще более масштабный проект на заводе своего подразделения SEAT в испанском городе Марторель. Две солнечные установки, состоящие из 53 тысяч солнечных панелей, установили на крышах производственных цехов и участков временного хранения автомобилей на площади 276 000 м2. Электростанция способна вырабатывать 15 гигаватт-часов электроэнергии в год, что составляет 25% потребности для производства годового объема новой модели.

Е

сть первые примеры и в России. Собственная солнечная электростанция мощностью 44 кВт появилась на заводе по производству тонкопленочных солнечных модулей «Хевел» в Новочебоксарске (Чувашская Республика). Электростанция питает электроэнергией часть прилегающей инфраструктуры предприятия. О собственных планах строительства солнечной электростанции мощностью не менее 5 МВт на территории ТЭЦ-2 и ТЭЦ-3 в Ульяновске заявило в конце прошлого года руководство Ульяновского филиала ОАО «Волжская ТГК». Кроме того, на российском рынке сегодня можно найти готовые «пакетные» решения на основе солнечных модулей для энергообеспечения небольших предприятий. Заявленная мощность таких комплектов составляет порядка 10–15 кВт, а стоимость колеблется около 1–2 млн. рублей. Как заявляют разработчики, даже при использовании подобных установок в регионах Центральной России инвестор может рассчитывать на выработку от 1 до 2,5 тысячи кВт-часов электроэнергии в месяц. При этом заявленный срок службы такой установки около 30 лет. Отечественные примеры, конечно, пока не впечатляют ни мощностями, ни объемами энерговыработки, впрочем, и сама отрасль солнечной энергетики в России сейчас находится в самом начале пути.

Т

олько в последние несколько лет были законодательно установлены прозрачные и понятные правила игры в сфере возобновляемых источников энергии.

8 января 2009 года распоряжением Правительства № 1-р «Основные направления государственной политики в сфере повышения энергетической эффективности электроэнергетики на основе использования возобновляемых источников энергии на период до 2020 года» были установлены целевые показатели

ЭНЕРГОНАДЗОР

доли ВИЭ в объеме производства и потребления электрической энергии: 2,5% к 2015 году (около 8 ГВт) и 4,5% к 2020 году (около 25 ГВт). В течение следующих нескольких лет на федеральном уровне был принят ряд поправок в отраслевое законодательство, подписаны Постановление Правительства РФ № 449 и распоряжение Правительства РФ № 861 от 28 мая 2013 года, которые определили меры поддержки развития ВИЭ по аналогии с действующим механизмом договоров о предоставлении мощности (ДПМ) для новых инвестиционных проектов в традиционной энергетической генерации. По новым правилам договор с объектами генерации на основе ВИЭ заключается сроком на 15 лет с целевым уровнем нормы доходности не ниже 12–14% годовых. Срок возврата инвестиций с учетом указанной нормы доходности, таким образом, составляет 15 лет, а на следующие 10 лет срока службы электростанции инвестор реализует свою электроэнергию на оптовом рынке по рыночной цене. С этим связан и другой ожидаемый эффект: солнечные электростанции в перспективе, после срока окупаемости, могут способствовать снижению цен на электроэнергию на оптовом рынке, за счет подачи ценопринимающих заявок при низких переменных затратах на производство электроэнергии. Проектирование и строительство первых сетевых солнечных электростанций уже началось в республиках Алтай, Хакасия, Башкортостан, Оренбургской, Астраханской областях и других регионах России. Подписаны первые

договоры о технологическом присоединении строящихся электростанций к электрораспределительным сетям, в частности 1-й и 2-й очередей Кош-Агачской СЭС мощностью 10 МВт в Республике Алтай. Конечно, последние преобразования в отрасли касаются в первую очередь крупных сетевых проектов. Но вместе с тем в последние годы активно развивались и технологии преобразования солнечной энергии в электрическую. Так, за последние 10 лет произошло удвоение КПД фотоэлектрических модулей. А только за период с 2009 по 2012 год средняя стоимость производства «солнечной» электроэнергии (LCOE – средняя расчетная себестоимость производства электроэнергии в течение жизненного цикла электростанции с учетом капитальных и операционных затрат, целевой доходности, стоимости финансирования и налогов) снизилась примерно вдвое. Благодаря технологическому совершенствованию и локализации производства большинства компонентов для СЭС в России, к 2020 году нижняя граница себестоимости 1 кВт•часа электроэнергии, выработанной солнечными электростанции, по прогнозам, не будет превышать 0,12 долл. для самых солнечных регионов, что соответствует среднему уровню для традиционной генерации даже без учета ежегодного роста тарифов. А это уже создаст условия для еще более стремительного развития локальных проектов солнечной энергетики, в том числе строительства электростанций для внутренних нужд промышленных предприятий. Э

К СВЕДЕНИЮ Основные параметры механизма поддержки ВИЭ Установленная мощность объектов ВИЭ в рамках механизма торговли мощностью на оптовом рынке, МВт

В результате проведения ежегодных конкурентных отборов инвестиционных проектов ВИЭ на период до 2020 года предполагаемый максимальный объем инвестиций составит 466,159 млрд. рублей. По расчетам НП «Совет рынка» и Минэкономразвития России дополнительный предельный рост цены на электроэнергию для конечного потребителя за счет развития ВИЭ в ценовых зонах оптового рынка в 2020 году составит не более 2% при суммарной дополнительной финансовой нагрузке на потребителя не более 70 млрд. руб. в 2020 году. При этом Правительство Российской Федерации может контролировать рост ежегодной суммарной нагрузки на потребителей: по результатам проведения первых ежегодных отборов, Правительство Российской Федерации может принять решение об уменьшении показателей предельных капитальных затрат, а также об уменьшении объемов ввода мощностей ВИЭ.

№ 10 (62), октябрь, 2014 г.

Ключевые параметры механизма

1 2 3 4 5

Ежегодный конкурсный отбор проектов ВИЭ, начиная с 2013 года – на 4 года вперед – в форме двухэтапного аукциона Отбор проектов по критерию наименьших полных капитальных затрат Значения предельных капитальных и эксплуатационных затрат при проведении конкурсов учитывают зарубежный опыт, а также особенности структуры затрат при реализации проектов в целевых регионах Российской Федерации и согласованы НП «Совет рынка» Требование по соблюдению степени локализации: от 45% в 2014 году до 70% в 2016 году Объемы вводов соответствуют потенциалу локализации производства оборудования

Источник: Минэнерго РФ, доклад министра А.Новака «О результатах за 2013 год и основных направлениях деятельности Министерства энергетики РФ на 2014 и последующие годы»

37

Подготовка персонала | Комментарии

Образовательный консорциум Кадровое обеспечение электроэнергетики в энергетической стратегии России до 2035 года

Николай РОГАЛЕВ, ректор НИУ «Московский энергетический институт»

Подходы развития Подходы к развитию человеческого капитала, заложенные в энергетической стратегии-2035, базируются на инновационном развитии технологий энергосбережения, оптимизации структуры топливно-энергетического баланса, повышении социальной ответственности компаний через формирование системы устойчивого развития, внедрении экологических стандартов. Этот подход формирует энергетическую рамку для развития человеческого капитала, причем в этой рамке будет формироваться не только отраслевой капитал. Другие параметры задают работодатели – компании отрасли. По их мнению, необходимо формировать карту компетенций по профилю образования, в числе которых должны быть умение разрабатывать и управлять проектами, умение создавать и развивать межличностные коммуникации, специалисты отрасли должны проявлять лидерские качества, креативность и предприимчивость, должны обладать управленческими и экономическим компетенциями. Этот подход формирует инструментальные параметры человеческого капитала отрасли. Это видение «заказчиков», а какие критерии в подготовке человеческого капитала отрасли

формируют образовательные учреждения? По мнению членов Ассоциации технических университетов России, образование должно: – формироваться на основе научных исследований (заметим, что для этого должны вестись эти самые научные исследования, требующие определенных квалификаций и компетенций); – давать возможность выбора траектории обучения, обеспечивать фундаментальную подготовку выпускников, предоставлять техническим специалистам подготовку в области экономики и менеджмента; – для оценки и повышения эффективности предоставляемых знаний необходима связь обучения с промышленностью и бизнесом (так называемая дуальная система образования). Какие потребности, вызовы стоят перед отраслевой системой подготовки кадров? На рисунке 1 приведены данные по основным показателям. Отметим, что развитие энергетической отрасли – увеличение установленной мощности – тянет за собой две линии кадровой работы: подготовка новых кадров (10% от общего числа работников отрасли), повышение квалификации существующих кадров (90% работников, требуемых отрасли).

Рис. 1. Потребность в подготовке и переподготовке кадров

38

ЭНЕРГОНАДЗОР

Структура подготовки специалиста отрасли На наш взгляд, структура подготовки специалиста должна содержать в себе активный контур оценки кадров работодателями и самооценку выпускников. Такой подход позволит сформировать и отладить работу системы корректировки критериев качества специалистов в соответствии с требованиями работодателей и прогнозами развития отрасли (рисунок 2). Решение крупномасштабных задач кадрового обеспечения Энергетической стратегии на период до 2035 года должно основываться на показавшем свою эффективность директивном подходе, предусматривающем консолидацию ресурсов образовательных, научных организаций и предприятий ТЭК. Консолидация ресурсов С целью консолидации имеющихся образовательных ресурсов было принято решение сформировать Энергетический образовательный консорциум. В июне в Москве Соглашение о создании консорциума подписали одиннадцать вузов России, ведущих подготовку специалистов для энергетической отрасли. Соглашение подписали ректоры и полномочные представители Ивановского государственного энергетического университета имени В.И. Ленина, Казанского государственного энергетического университета, Национального исследовательского Иркутского государственного технического университета, Национального

№ 10 (62), октябрь, 2014 г.

исследовательского университета «МЭИ», Национального исследовательского Томского политехнического университета, Новосибирского государственного технического университета, Санкт-Петербургского государственного политехнического университета, Сибирского федерального университета, Уральского федерального университета имени первого Президента России Б.Н. Ельцина, Южно-Российского государственного политехнического университета (НПИ) имени М.И. Платова, Южно-Уральского государственного университета (национального исследовательского университета). Главной целью создания консорциума является объединение усилий его участников в деятельности по повышению качества и эффективности подготовки исследователей, разработчиков, специалистов по эксплуатации и ремонту энергетического оборудования за счет сетевого взаимодействия и совместного использования материально-технических, информационных ресурсов, человеческого капитала членов консорциума. В рамках консорциума участники будут работать по следующим основным направлениям: – формирование и актуализация единых информационных баз образовательных программ, образовательных ресурсов (исследовательское, учебное и технологическое оборудование, тренажеры, специализированное программное обеспечение для исследований и разработок, учебная и методическая литература, электронные образовательные ресурсы), профессорскопреподавательского состава университетов-

39

Подготовка персонала | Комментарии Рис. 2. Структура подготовки кадров

участников консорциума по укрупненной группе специальностей и направлений подготовки в области энергетики и энергетического машиностроения; – организация и проведение сетевого обучения студентов, слушателей и аспирантов с взаимным признанием результатов обучения в университетах-участниках консорциума; – профессионально-общественная аккредитация образовательных программ в области энергетики и энергетического машиностроения.

40

Н

а основе существующего у участников консорциума опыта сформулированы следующие пожелания к государственной политике в области подготовки кадров: • Разработка и принятие согласованных профессиональных и образовательных стандартов, обеспечивающих единство подготовки кадров для энергетической системы России и возможность их трудовой мобильности.

• Формирование государственного заказа в системе образования (в том числе контрольных цифр приема в образовательные учреждения по направлениям ТЭК).

• Развитие системы целевой контрактной подготовки кадров для предприятий ТЭК.

• Предоставление налоговых льгот предприятиям и организациям, инвестирующим средства в государственные образовательные учреждения.

• Формирование раздела развития основного и дополнительного образования в сфере подготовки кадров для ТЭК России в рамках Госпрограммы «Развитие образования», предусматривающего разработку образовательных программ и методик, создание и приобретение экспериментального и лабораторного оборудования.

• Установление на федеральном уровне нормативных требований к периодичности повышения квалификации/переподготовки на предприятиях ТЭК и объему финансирования (в процентах от фонда оплаты труда или выручки), направляемого на развитие персонала.

• Создание независимой системы оценки качества образования и добровольной сертификации профессиональных квалификаций. Э

ЭНЕРГОНАДЗОР

Подготовка персонала | Опыт предприятий

Инструмент для профессионального роста Приоритетными направлениями деятельности ОАО «Оборонэнерго» являются эксплуатация, ремонт и модернизация энергетических объектов в интересах Вооруженных сил Российской Федерации. В составе Общества работает 17 филиалов по всей территории страны.

Е

жегодно во всех филиалах Общества проводятся соревнования профессионального мастерства, целями которых являются: повышение качества и безопасности выполнения работ, проверка профессиональной подготовки и квалификации работников, демонстрация передовых методов и приемов работы, обмен опытом по эксплуатации распределительных сетей. В результате проведения соревнований среди команд районов электрических сетей филиала определяется команда-победитель, которая направляется на окружные соревнования. Победители окружных соревнований принимают участие в финале. В августе 2014 года в г. Бронницы Московской области состоялся финал соревнований профессионального мастерства среди бригад распределительных сетей 0,4–10 кВ. За победу в финале боролись команды филиалов «Южный», «Сибирский», «Камчатский» и «Верхневолжский», прошедшие жесткий отбор на филиальных и окружных соревнованиях. Команда РЭС «Астраханский» филиала «Южный» на всех этапах показывала четкое и грамотное исполнение поставленных задач, слаженную работу команды и, оставаясь лидером на большинстве этапов, заняла первое место. Кроме определения победителей в командных соревнованиях, регламент соревнований предусматривал и вручение индивидуальных призов «Лучшим из лучших». Так, «Лучшим мастером» был выбран мастер РЭС «Астраханский» филиала «Южный» Рафаэль Марашов, «Лучшим производителем работ» – электромонтер по эксплуатации распределительных сетей РЭС «Астраханский» филиала «Южный» Алексей Александров, «Лучшим электромонтером» электромонтер по эксплуатации распределительных сетей РЭС «Астраханский» филиала «Южный» Виктор Дьяков. Путь к победе был долгим и тернистым. Четвертое место на финале соревнований в 2013 году серьезно ударило по самолюбию команды и только способствовало желанию победить. Залогом победы на соревнованиях стала упорная подготовка команды, которая началась с организации собственного учебного полигона на пустыре, первоначально предназначенном для хранения опор. Полигон был создан по инициативе руководства предприятия: начальника РЭС «Астраханский» Олега Иванько, заместителя начальника

№ 10 (62), октябрь, 2014 г.

РЭС – главного инженера Владимира Аристархова, ведущего инженера по охране труда и промышленной безопасности Олега Шатских, начальника отдела обеспечения производства Виктора Мошкало, начальника электролаборатории Вячеслава Камнева. При поддержке руководителей филиала «Южный» для оборудования полигона были предоставлены все необходимые материалы. Курировал эти работы первый заместитель директора – главный инженер Филиала «Южный» ОАО «Оборонэнерго» Сергей Александрович Евтушенко. В этом году на данном полигоне уже проводились филиальные и окружные соревнования. Кроме практической работы большое внимание уделялось и теоретической подготовке. Проведение соревнований профессионального мастерства является одним из инструментов роста квалификации, технических навыков и знаний специалистов, улучшения качества выполняемых работ по эксплуатации объектов электросетевого хозяйства. Что, в свою очередь, способствует повышению уровня надежности и безаварийного электроснабжения потребителей. Р

ОАО «Оборонэнерго» 119160 Москва, ул. Знаменка, 19 Тел./факс (495) 532-13-06 E-mail: info@oboronenergo.su

41

Безопасность ГТС | Проверки

Чтобы не повторилось беды С учетом катастрофических последствий аварии на Саяно-Шушенской гидроэлектростанции, произошедшей в 2009 году, наводнений в Краснодарском крае в 2012 году, в Амурской и Магаданской областях, Хабаровском крае в 2013 году, связанных с многочисленными человеческими жертвами, многомиллионным ущербом экономике Российской Федерации, надзор за исполнением законодательства о безопасности гидротехнических сооружений, защищенности населения и объектов экономики от негативного воздействия вод на протяжении ряда лет является приоритетным в работе органов прокуратуры Свердловской области.

В

Игорь КОРЕЛОВ, начальник отдела прокуратуры Свердловской области по надзору за исполнением законов о защите интересов государства и общества, младший советник юстиции

течение 2007–2013 годов в муниципальную собственность оформлено 115 гидротехнических сооружений (ГТС). Всего по состоянию на конец 2013 года из числа ГТС, расположенных на территории области, 466 находились в муниципальной собственности, 70 ГТС в собственности промышленных предприятий, у 4 ГТС собственник отсутствовал. Законом Свердловской области от 26 декабря 2011 года № 129-ОЗ «Об областном бюджете на 2012 год и плановый период 2013 и 2014 годов», постановлением правительства Свердловской области от 21 июля 2008 № 736-ПП «Об областной целевой программе «Экология и природные ресурсы Свердловской области на 2009–2015 годы» на проведение мероприятий по капитальному ремонту гидротехнических сооружений в 2012–2013 годах предусмотрены средства федерального и областного бюджетов в размере 737 млн. рублей. Указанные средства после отбора предоставлены в качестве субсидий 10 муниципальным образованиям на ремонт 16 гидротехнических сооружений, расположенных на территории Свердловской области. Вместе с тем, несмотря на проводимую органами государственной власти работу, органами прокуратуры Свердловской области в период 2012–2013 годов выявлялись многочисленные нарушения требований закона в указанной сфере, в том числе и со стороны уполномоченных органов, связанные с отсутствием необ-

К сведению Гидрографическая сеть Свердловской области включает 18 414 рек общей протяженностью более 68 тысяч километров, расположенных в бассейнах наиболее крупных рек: Тавда, Тура, Пышма, Исеть, Чусовая, Уфа. В реестре гидротехнических сооружений Свердловской области учтено 540 гидротехнических сооружений, из них 453 – плотины, 65 – накопители, 21 – дамбы, 1 – канал. Географические и метеорологические особенности территории связаны со значительным объемом круглогодичных атмосферных осадков, промерзанием грунта в зимний период, расположением населенных пунктов и объектов инфраструктуры на берегах крупных рек и приводят к тому, что при наихудшем сценарии развития половодья в зонах возможных подтоплений могут оказаться 196 населенных пунктов, 235 километров автомобильных дорог, 135 автомобильных и 2 железнодорожных моста.

42

ходимой документации на ГТС, организации ответственных за эксплуатацию и содержание ГТС, неукомплектованностью штата обслуживающих организаций квалифицированным персоналом, непроведением своевременных планово-предупредительных и капитальных ремонтов сооружений. Так, прокуратурой города Березовского совместно со специалистами Уральского отделения Ростехнадзора и Департамента Росприроднадзора по Уральскому федеральному округу установлено, что гидротехническое сооружение (шламонакопитель), расположенное в 1,3 км южнее п. Октябрьский, является бесхозяйным. По результатам проверки прокуратурой города в городской суд направлено исковое заявление о признании бесхозяйным гидротехнического сооружения, незаконным бездействия администрации городского округа по непостановке сооружения на учет и обязании администрации принять все необходимые меры. В связи с отказом в удовлетворении иска, на решение Березовского городского суда прокурором принесено апелляционное представление, которое рассмотрено и удовлетворено, требования прокурора удовлетворены. Только после внесения в марте 2013 года заместителем прокурора области представлений в адрес председателя правительства Свердловской области министерством природных ресурсов и экологии Свердловской области, администрацией МО Алапаевское приняты меры к оформлению права муниципальной собственности на сооружения Верхне-Синячихинского гидроузла, ставшего бесхозяйным в результате отказа от права собственности со стороны ООО «Волга Сар» и требующего проведения капитального ремонта в связи с длительной ненадлежащей эксплуатацией со стороны прежнего собственника. Наряду с указанным, мерами прокурорского реагирования, принятыми прокурорами Верхотурского и Новолялинского районов, удалось определить дальнейшую юридическую судьбу гидротехнических сооружений, расположенных в п. Привокзальный, п. Лобва.

П

роверкой, проведенной Сысертским межрайонным прокурором, установлено, что в ноябре 2010 года на основании муниципального контракта ООО НПП

ЭНЕРГОНАДЗОР

«Проект Стройкомплекс» разработана проектная документация для проведения капитального ремонта Бобровского гидротехнического сооружения. Данный проект получил положительное заключение государственной экспертизы, общая сметная стоимость работ согласно сводному сметному расчету превысила 93 млн. рублей. Однако до настоящего времени администрацией Сысертского городского округа не принято мер к проведению ремонтных работ. Согласно указанной проектной документации, в бюджет городского округа денежные средства не закладываются, работа по привлечению денежных средств на эти цели из бюджета Свердловской области администрацией городского округа не ведется. В связи с этим в октябре 2013 года Сысертским межрайонным прокурором в суд направлено заявление о признании незаконным бездействия органа местного самоуправления, возложении обязанности провести капитальный ремонт гидротехнического сооружения. Решением суда требования прокурора удовлетворены, в настоящее время нарушения устраняются. Бездействие администрации Красноуфимского района по составлению декларации безопасности ГТС, находящихся в муниципальной собственности, проведению их капитального ремонта послужило основанием для направления Красноуфимским межрайонным прокурором в суд 21 искового заявления с требованиями об устранении допущенных нарушений закона. Решениями суда требования прокурора признаны законными и обоснованными. В настоящее время нарушения устранены.

№ 10 (62), октябрь, 2014 г.

При проведении проверки прокуратурой Слободо-Туринского района установлено, что, несмотря на пониженный уровень опасности гидротехнических сооружений (Бедбаевской подпорной дамбы, Ермаковского и Замотаевского гидроузлов), расположенных на территории района, администрациями Слободо-Туринского и Усть-Ницинского сельских поселений не предусмотрены бюджетные средства на мероприятия по безопасной эксплуатации, предотвращению и ликвидации последствий аварии в нарушение Федерального закона № 117-ФЗ «О безопасности гидротехнических сооружений». В связи с этим, прокуратурой района в адрес глав администраций поселений внесены представления об устранении нарушений закона, которые рассмотрены, два должностных лица привлечены к дисциплинарной ответственности. Режевским городским прокурором выявлено, что в нарушение требований федерального закона на Колташинском водохранилище отсутствует локальная система оповещения. Также не разработан паспорт безопасности потенциально опасного объекта. Уровень безопасности гидроузла установлен как неудовлетворительный. В связи с изложенным, Режевским городским прокурором главе администрации Режевского городского округа внесено представление об устранении нарушений. Распоряжением главы администрации за допущенные нарушения к дисциплинарной ответственности привлечены 2 должностных лица. Работа органов прокуратуры в данном направлении продолжается. Э

43

Административная практика

Суд не нашел оснований для удовлетворения требований ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ» обратилось в арбитражный суд с заявлением к Управлению Росприроднадзора по Ямало-Ненецкому автономному округу о признании незаконным и отмене постановления о назначении административного наказания в виде штрафа в размере 50 000 рублей.

В

ходе проведения плановой выездной проверки в мае 2013 года по соблюдению ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ» требований законодательства в сфере природопользования и охраны окружающей среды должностным лицом Росприроднадзора выявлено несоблюдение Обществом экологических требований, выразившееся: • в эксплуатации на территории газового промысла Восточно-Таркосалинского месторождения 41 воздушной линии электропередачи ВЛ-6 кВ и одной воздушной линии электропередачи ВЛ-35 кВ общей протяженностью 122,335 км, опор линий электропередачи и изоляторов, использующихся для крепления токонесущих проводов к опорам, без специальных птицезащитных устройств, в том числе препятствующих птицам устраивать гнездовья в местах, допускающих прикосновение птиц к токонесущим проводам. По данному факту Росприроднадзором составлен протокол об административном правонарушении от 21 февраля 2014 года №150/2014 по статье 8.33 КоАП РФ; • в эксплуатации на территории газового промысла Восточно-Таркосалинского месторождения 12 воздушных линии электропередачи ВЛ-6 кВ общей протяженностью 30,918 км, опор линий электропередачи и изоляторов, использующихся для крепления токонесущих проводов к опорам, без специальных птицезащитных устройств, в том числе препятствующих птицам устраивать гнездовья в местах, допускающих прикосновение птиц к токонесущим проводам. По данному факту Росприроднадзором составлен протокол об административном правонарушении от 21 февраля 2014 года №154/2014 по статье 8.33 КоАП РФ; • в эксплуатации на территории газового промысла Восточно-Таркосалинского месторождения 14 воздушных линий электропередачи ВЛ-6 кВ и одной воздушной линии электропередачи ВЛ-35 кВ общей протяженностью 48,335 км, опор линий электропередачи и изоляторов, использующихся для крепления токонесущих проводов к опорам, без специальных птицезащитных устройств, в том числе препятствующих птицам устраивать гнездовья в местах, допускающих прикосновение птиц к токонесущим проводам. По данному факту Росприроднадзором составлен протокол об административном правонарушении от 21 февраля 2014 года №153/2014 по статье 8.33 КоАП РФ; • в эксплуатации на территории Стерхового месторождения трех воздушных линий электро-

44

передачи ВЛ-6 кВ общей протяженностью 28,1 км, опор линий электропередачи и изоляторов, использующихся для крепления токонесущих проводов к опорам, без специальных птицезащитных устройств, в том числе препятствующих птицам устраивать гнездовья в местах, допускающих прикосновение птиц к токонесущим проводам. По данному факту Росприроднадзором составлен протокол об административном правонарушении от 21 февраля 2014 года №152/2014 по статье 8.33 КоАП РФ; • в эксплуатации на территории Ханчейского месторождения пяти воздушных линии электропередачи ВЛ-6 кВ общей протяженностью 9,56 км, опор линий электропередачи и изоляторов, использующихся для крепления токонесущих проводов к опорам, без специальных птицезащитных устройств, в том числе препятствующих птицам устраивать гнездовья в местах, допускающих прикосновение птиц к токонесущим проводам. По данному факту Росприроднадзором составлен протокол об административном правонарушении от 21 февраля 2014 года №151/2014 по статье 8.33 КоАП РФ. В качестве опор применяются железобетонные столбы и стальные трубы, в качестве токонесущего применяется неизолированный провод АС 95/16 и АС-120, траверсы опор – металлические, провод к опорам ЛЭП крепится к штыревому изолятору (ВЛ-6 кВ) и на подвесных изоляторах (ВЛ-35 кВ) при помощи вязальной металлической проволоки. По результатам проверки должностным лицом Управления Росприроднадзора в отношении ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ» составлены протоколы об административном правонарушении. В указанных протоколах зафиксированы факты нарушения Обществом эксплуатации линий электропередачи ВЛ-6 кВ и ВЛ-35 кВ, их опор и изоляторов, не оборудованных птицезащитными устройствами в нарушение экологических Требований по предотвращению гибели объектов животного мира при осуществлении производственных процессов, а также при эксплуатации транспортных магистралей, трубопроводов, линий связи и электропередачи, утвержденных Постановлением Правительства от 13 августа 1996 года № 997; части 1 статьи 39 Федерального закона от 10 января 2002 года № 7-ФЗ «Об охране окружающей среды». На основании протоколов об административных правонарушениях Управлением приняты

ЭНЕРГОНАДЗОР

постановления по делам об административных правонарушениях, о привлечении Общества к административной ответственности, предусмотренной статьей 8.33 КоАП РФ, и назначены наказания в виде штрафов в размере 10 000 руб. по каждому постановлению. Полагая, что указанные постановления о назначении административного наказания административного органа незаконны, а потому подлежат отмене, Общество обратилось в арбитражный суд с соответствующим заявлением.

С

удом первой инстанции установлено и материалами дела подтверждается нарушение Обществом вышеуказанных правил охраны среды обитания и путей миграции объектов животного мира, в частности птиц, выразившееся в отсутствии специальных птицезащитных устройств линий электропередачи ВЛ-6 кВ и ВЛ-35 кВ, их опор и изоляторов. На основании изложенного арбитражный суд пришел к выводу о наличии в действиях Общества состава административного правонарушения, ответственность за совершение которого предусмотрена ст. 8.33 КоАП РФ. Доводы ООО «НОВАТЭК-Таркосаленефтегаз» о том, что Росприроднадзором необоснованно повторно рассмотрены материалы проверки и вынесены обжалуемые постановления после вступления в законную силу решения суда, которым постановления административного органа о привлечении предприятия за указанное выше нарушение были признаны незаконными, отменены, судом отклоняются как несостоятельные. Также заявитель ссылается на то, что в отношении него вынесены несколько постановлений о привлечении его к административной ответственности по ст. 8.33 КоАП РФ. При этом Общество полагает, что при назначении наказания по вышеназванным административным производствам административный орган должен был применить ч. 5 ст. 4.1 КоАП РФ и назначить одно наказание. Между тем заявителем не учтено следующее. Согласно части 1 статьи 4.4 КоАП РФ при совершении лицом двух и более административных правонарушений административное наказание назначается за каждое совершенное административное правонарушение. Частью 5 этой же статьи предусмотрено, что никто не может нести административную ответственность дважды за одно и то же административное правонарушение. В рассматриваемой ситуации предприятием допущено несколько самостоятельных правонарушений на разных объектах. Следовательно, за каждое административное правонарушение предприятие подлежит административной ответственности. Отклоняются доводы заявителя о нарушении должностным лицом Росприроднадзора положений ч. 1 ст. 1.7 КоАП РФ, а также норм КоАП РФ о целях и правилах назначения наказания.

№ 10 (62), октябрь, 2014 г.

В соответствии с частью 1 статьи 1.7 КоАП РФ лицо, совершившее административное правонарушение, подлежит ответственности на основании закона, действовавшего во время совершения административного правонарушения. В данном случае событие правонарушения, вмененного Обществу, заключается в эксплуатации на территории месторождений, газовых промыслов воздушных линий электропередачи ВЛ-6 кВ, опор линий электропередачи и изоляторов, использующихся для крепления токонесущих проводов к опорам, без специальных птицезащитных устройств, в том числе препятствующих птицам устраивать гнездовья в местах, допускающих прикосновение птиц к токонесущим проводам. Суд считает, что правонарушение является длящимся. В соответствии с частью 1 статьи 1.7 КоАП РФ лицо, совершившее административное правонарушение, подлежит ответственности на основании закона, действовавшего во время совершения административного правонарушения. Федеральным законом от 7 мая 2013 года № 91-ФЗ «О внесении изменений в статьи 8.33 и 8.37 КоАП РФ» усилена административная ответственность за нарушение правил охраны среды обитания или путей миграции животных, правил пользования объектами животного мира и добычи (вылова) водных биологических ресурсов. В частности, нарушение правил охраны среды обитания или путей миграции объектов животного мира и водных биологических ресурсов повлечет предупреждение или наложение

45

Административная практика административного штрафа на граждан в размере от двух тысяч до пяти тысяч рублей, на должностных лиц – от пяти тысяч до десяти тысяч рублей, на юридических лиц – от десяти тысяч до пятнадцати тысяч рублей (ранее – предупреждение или наложение административного штрафа на граждан в размере от трехсот до пятисот рублей, на должностных лиц – от пятисот до одной тысячи рублей, на юридических лиц – от пяти тысяч до десяти тысяч рублей). Указанный закон вступил в силу с 19 мая 2013 года. Таким образом, на дату совершения Обществом административного правонарушения, ответственность за которое предусмотрена ст.

8.33 КоАП РФ, санкция для юридических лиц составляла – от 10 000 до 15 000 рублей. В соответствии с оспариваемыми постановлениями, назначенный Обществу административный штраф в размере 10 000 рублей соответствует минимальному размеру штрафа, который может быть применен по статье 8.33 КоАП РФ в редакции Федерального закона от 7 мая 2013 года № 91-ФЗ, вступившего в законную силу с 19 мая 2013 года. Позиция заявителя о наличии оснований для применения к нему иной меры административной ответственности – предупреждения расценивается арбитражным судом как несостоятельная. Не принимаются доводы заявителя об отсутствии у административного органа полномочий на проведение проверки, осуществления административного производства. Законодатель разграничил полномочия по организации и осуществлению охраны и воспроизводства объектов животного мира между органами государственной власти РФ и органами государственной власти субъекта РФ в зависимости от статуса природных территорий. К полномочиям органов государственной власти Российской Федерации относится надзор за соблюдением законодательства в области охраны и использования объектов животного мира, находящихся на особоохраняемых природных территориях федерального значения, контроль по охране и воспроизводству объектов животного мира, за исключением особоохраняемых природных территорий федерального значения, передан органам государственной власти субъекта РФ. Государственный экологический надзор осуществляется уполномоченными федеральными органами исполнительной власти (федеральный государственный экологический надзор) и органами исполнительной власти субъектов Российской Федерации (региональный государственный экологический надзор) согласно их компетенции в соответствии с законодательством Российской Федерации в порядке, установленном соответственно Правительством Российской Федерации и высшим исполнительным органом государственной власти субъекта Российской Федерации (пункт 4 статьи 65 Федерального закона от 10 января 2002 года № 7-ФЗ).

46

Перечень объектов, подлежащих федеральному государственному контролю, утвержден Постановлением Правительства РФ от 31 марта 2009 года № 285. В целях реализации пункта 2 Постановления Правительства РФ от 31 марта 2009 года № 285 Министерство природных ресурсов и экологии РФ издало приказ от 16 ноября 2010 года № 513 «Об утверждении списка конкретных объектов хозяйственной и иной деятельности по территории Ямало-Ненецкого автономного округа, оказывающих негативное воздействие на окружающую среду и подлежащих федеральному государственному экологическому контролю». ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ» в указанном списке поименовано под номером 108, и ему соответствуют пункты 3, 5, 6, 7 Перечня объектов, подлежащих федеральному государственному экологическому контролю. Доводы представителя заявителя об ошибочности включения предприятия в указанный список судом отклоняются как необоснованные, со ссылками на нормы права и не подтвержденные документально. Таким образом, у Общества имеются объекты, подлежащие федеральному государственному экологическому контролю, а потому все виды государственного экологического надзора в отношении Общества могут осуществляться в соответствии с пунктом 3 статьи 65 Федерального закона от 10 января 2002 года № 7-ФЗ только уполномоченным федеральным органом исполнительной власти, в связи с чем доводы заявителя об отсутствии полномочий у Росприроднадзора на рассмотрение административных дел судом отклоняются. Ссылка заявителя на Положение о федеральном государственном надзоре в области охраны, воспроизводства и использования объектов животного мира и среды их обитания, утвержденное Постановлением Правительства РФ от 5 июня 2013 года № 476, неуместна, поскольку плановая проверка предприятия осуществлялась в период с 22 по 24 мая 2013 года в рамках действующего на тот период природоохранного законодательства. Существенных нарушений процедуры КоАП РФ при производстве дела об административном правонарушении не установлено.

В

силу изложенного оснований для удовлетворения заявленных требований не имеется. Руководствуясь ст. 9, 16, 64, 65, 71, 167, 168, 169, 170, 176, 180, 181, 211 Арбитражного процессуального кодекса РФ, Арбитражный суд Ямало-Ненецкого автономного округа решил в удовлетворении заявления ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ» к Управлению Федеральной службы по надзору в сфере природопользования по Ямало-Ненецкому автономному округу об оспаривании постановлений о назначении административного наказания от 7 марта 2014 года – отказать. Э

ЭНЕРГОНАДЗОР

Энергетика и право | Обзор законодательства Распоряжение Правительства РФ от 9 сентября 2014 года № 1766-р В соответствии с Правилами оптового рынка электрической энергии и мощности, утвержденными постановлением Правительства РФ от 27 декабря 2010 года № 1172 «Об утверждении Правил оптового рынка электрической энергии и мощности и о внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации по вопросам организации функционирования оптового рынка электрической энергии и мощности», на основании предложений Правительственной комиссии по вопросам развития электроэнергетики и в целях обеспечения надежного электроснабжения потребителей отнести к генерирующим объекты, мощность которых поставляется в вынужденном режиме.

Распоряжение Правительства РФ от 28 августа 2014 года № 1657−р «О вступлении РФ в Международное агентство по возобновляемой энергии» Вступление в организацию предоставит России широкий доступ к существующей практике использования и внедрения возобновляемых источников энергии, результатам последних исследований, а также позволит участвовать в выработке международных стандартов и влиять на развитие возобновляемой энергетики в мире. Международное агентство по возобновляемой энергии – первая международная организация, сконцентрировавшая усилия исключительно на возобновляемых видах энергии. Главными направлениями ее деятельности являются оказание консультационных услуг, создание рамочных условий для использования возобновляемых видов энергии, а также финансирование проектов и предоставление соответствующих технологий.

Постановление Правительства РФ от 30 июля 2014 года № 716 «О внесении изменений в Правила рассмотрения разногласий, возникающих между органами исполнительной власти субъектов РФ в области государственного регулирования тарифов, органами местного самоуправления поселений, городских округов, организациями, осуществляющими регулируемые виды деятельности, и потребителями». Заявление о разногласиях подлежит рассмотрению в течение 10 рабочих дней со дня поступления.

Приказ Министерства энергетики РФ от 30 июня 2014 года № 398 «Об утверждении требований к форме программ в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности организаций с участием государства и муниципального образования, организаций, осуществляющих регулируемые виды деятельности, и отчетности о ходе их реализации». Требования определены в отношении организаций с участием государства и муниципального образования, и организаций, осуществляющих регулируемые виды деятельности. В частности, Программа организаций с участием государства и муниципального образования и отчетность формируются на бумажном носителе. Отчетность формируется с начала действия Программы, по состоянию на 1 января года, следующего за отчетным. Программа состоит из паспорта,

№ 10 (62), октябрь, 2014 г.

сведений о ее целевых показателях и перечня ее мероприятий, а отчетность – из отчетов о достижении значений целевых показателей Программы и о реализации ее мероприятий в соответствии с утвержденными приложениями.

Приказ ФСТ России от 1 августа 2014 года № 1198−э «О внесении изменений в Методические указания по определению размера платы за технологическое присоединение к электрическим сетям, утвержденные Приказом Федеральной службы по тарифам от 11 сентября 2012 года № 209−э/1». С 1 октября 2015 года размер включаемых в состав платы за технологическое присоединение энергопринимающих устройств максимальной мощностью не более чем 150 кВт инвестиционной составляющей на покрытие расходов на строительство объектов электросетевого хозяйства – от существующих объектов электросетевого хозяйства до присоединяемых энергопринимающих устройств и (или) объектов электроэнергетики не может составлять более чем 50 процентов от величины указанных расходов. С 1 октября 2017 года в состав платы за технологическое присоединение энергопринимающих устройств максимальной мощностью не более 150 кВт не включаются расходы, связанные со строительством объектов электросетевого хозяйства – от существующих объектов электросетевого хозяйства до присоединяемых энергопринимающих устройств и (или) объектов электроэнергетики. При этом расходы на строительство объектов электросетевого хозяйства от существующих объектов электросетевого хозяйства до присоединяемых энергопринимающих устройств, не учитываемые с 1 октября 2015 года в составе платы за технологическое присоединение энергопринимающих устройств максимальной мощностью не более 150 кВт, включаются в расходы сетевой организации, учитываемые при установлении тарифов на услуги по передаче электрической энергии

Приказ Ростехнадзора от 1 июля 2014 года № 285 «Об утверждении Порядка установки предупреждающих знаков для обозначения границ охранных зон объектов по производству электрической энергии». Утвержден Порядок установки предупреждающих знаков для обозначения границ охранных зон объектов по производству электрической энергии. Определены размеры и содержание предупреждающих знаков для обозначения границ охранных зон объектов по производству электроэнергии. Установка предупреждающих знаков осуществляется организацией, которая владеет объектом по производству электроэнергии на праве собственности или ином законном основании. Предупреждающие знаки устанавливаются непосредственно на границе охранной зоны. Предупреждающий знак имеет прямоугольную форму со скругленными углами и представляет собой щит синего цвета, который крепится к верхней части основания на расстоянии от 1,5 м до 1,8 м от поверхности земли и имеет следующие размеры: высота не менее 0,5 м, ширина не менее 1 м. Знак содержит указание на размер охранной зоны, информацию об эксплуатирующей организации и указание на необходимость соблюдения особых условий использования земельных участков путем нанесения информационной надписи.

47

обратная Связь | вопроС – ответ

Ответы специалистов Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору на вопросы граждан, поступившие в общественные приемные территориальных органов Ростехнадзора.

– Интересуют правила обустройства кабельных колодцев при прокладке подземного кабеля до 10кВ в земле (траншее) по улице шириной 4–5 метров с грунтовой дорогой, а также какая охранная зона устанавливается при такой прокладке кабельной линии… Отвечают специалисты Нижне-Волжкого управления Ростехнадзора: – Согласно п. 2.3.11 «Правил устройств электроустановок» проектирование и сооружение кабельных линий должны производиться на основе технико-экономических расчетов с учетом развития сети, ответственности и назначения линии, характера трассы, способа прокладки, конструкции кабелей и т.п. В соответствии с действующими правилами охраны электрических сетей должны устанавливаться охранные зоны в размере площадки над кабелями: для кабельных линий выше 1кВ – по 1 м с каждой стороны от крайних кабелей; для кабельных линий до 1 кВ – по 1 м с каждой стороны от крайних кабелей. При прокладке кабельных линий в зоне насаждений расстояние от кабелей до стволов деревьев должно быть не менее 2 м. при прокладке кабелей в пределах зеленой зоны с кустарниковыми посадками указанные расстояние допускается уменьшить до 0,75 м.

– Какой порядок прохождения проверки знаний Норм и Правил при эксплуатации электроустановок после введения новых правил охраны труда? Отвечают специалисты Уральского управления Ростехнадзора: – Если внеочередная проверка знаний будет совмещаться с очередной, то экзамен будет проводиться в форме компьютерного тестирования (10 вопросов). В случае, если будет проходить только внеочередная проверка знаний по охране труда при эксплуатации электроустановок, тогда проверка знаний проводится по билетам, в котором 9 вопросов. Вопросы для проверки знаний по охране труда при эксплуатации электроустановок, с ссылками

48

на пункты правил, размещены на официальных сайтах Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору и Уральского управления Ростехнадзора.

– Как получить лицензию на электромонтажные работы грузоподъемных сооружений? Установку приборов безопасности грузоподъемных сооружений? Отвечают специалисты Енисейского управления Ростехнадзора: – На основании ст. 12 Федерального закона «О лицензировании отдельных видов деятельности» от 4 мая 2011 года № 99-ФЗ, получение лицензии на электромонтажные работы и установку приборов безопасности на подъемных сооружениях не требуется.

– Какие документы регламентируют состав и содержание рабочей документации (интересуют разделы электроснабжения (внутреннего) и автоматизации котельных установок)? Отвечают специалисты Северо-Западного управления Ростехнадзора: – Состав разделов проектной документации по электроснабжению и автоматизации котельных и требования к содержанию этих разделов приведены в постановлении Правительства Российской Федерации от 16 февраля 2008 года № 87 «О составе разделов проектной документации и требования к их содержанию». Требования к проектной документации приведены в ГОСТ Р 12.1101-2013 «Основные требования к проектной и рабочей документации».

– От какой точки считается высота при замене ламп и чистке светильников, если работы производятся со стремянки? Отвечают специалисты Енисейского управления Ростехнадзора: – При выполнении работ в порядке текущей эксплуатации в соответствии с п.2.4.6 «Межотраслевых правил по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок» (утвержденных постановлением Минтруда РФ от 5 января 2001 года №3 и приказом Минэнерго РФ от 27 декабря 2000 года №163) при замене ламп и чистке светильников на высоте более 2,5 м – точку отсчета высоты следует считать от поверхности земли, перекрытия или рабочего настила, над которым производятся работы.

ЭНЕРГОНАДЗОР

На правах рекламы