en1110 by Denis Y

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

№ 10 (19), НОЯБРЬ–ДЕКАБРЬ, НОЯБРЬ-ДЕКАБРЬ, 2010 2010год год

Александр ЖУГРИН, директор Рефтинской ГРЭС:

«Для обеспечения энергобезопасности Уральского региона на электростанции внедряются лучшие мировые разработки». с. 28

С днем энергетика и Новым годом!

УРАЛ

| Приволжье

Журнал «ЭНЕРГОНАДЗОР» ежемесячное издание

Директор Артем Кайгородов Шеф-редактор Группы изданий «ТЕХНАДЗОР» Лидия Макарова Коммерческий директор Светлана Пушкарь Главный редактор Екатерина Сидорова E-mail: еnadzor@bk.ru Выпускающий редактор Елена Шкребень Дизайн и верстка Денис Порубов, Мария Шилова Корректор Татьяна Качалова Отдел рекламы и подписки Елена Демидова (руководитель), E-mail: enadzor@tnadzor.ru, podpiska@tnadzor.ru Отдел партнерских отношений Тамара Петелина (руководитель) Отдел продвижения Александра Коростелева (руководитель) E-mail: pr@tnadzor.ru Территориальные представители Елена Фетищева (Москва), Сергей Ильин (Казань), Андрей Микитюк (Нижний Новгород), Вера Еремина (Омск), Светлана Карсканова (Пермь), Анна Печенкина (Челябинск) Свидетельство о регистрации ПИ № ТУ 66-00087 от 8 октября 2008 г. выдано Управлением Федеральной службы по надзору в сфере связи и массовых коммуникаций по Свердловской области. Учредитель ООО «ТехНадзор-Регионы» Редакция журнала «ЭНЕРГОНАДЗОР» 141431 Москва, Смоленская пл., 3 Тел. +7 (495) 973-52-65, (495) 662-49-17, Моб. +7 (965) 545-04-64, +7 (963) 611-05-51, 8 (800)-700-35-84 E-mail: moscow@tnadzor.ru 620012 Екатеринбург, пл. Первой пятилетки Тел./факсы (343) 253-16-08, 253-16-09, 379-37-65, 379-37-66 E-mail: tnadzor@rambler.ru www.tnadzor.ru Представительство в Казани 420000 Казань Тел. (843) 253-66-93, моб. +7 (903) 305-66-93 E-mail: kazan@tnadzor.ru Представительство в Нижнем Новгороде 606400 Нижегородская обл., г. Балахна, ул. Ленина, 16-13 Тел. +7 (929) 038-38-88 E-mail: mid_nn@mail.ru Представительство в Омске 644000, Омск, ул. Туполева, 3а, оф. 56, E-mail: omsk@tnadzor.ru Тел. +7 (923) 674-17-24 Представительство в Перми 614037 Пермь, а/я 1505 Тел. (342) 800-700-35-84, моб. +7 (963) 018-89-93 E-mail: perm@tnadzor.ru Представительство в Челябинске 454000 Челябинск, пл. Революции, 7, оф. 1.14 Тел. (351) 266-69-59, (343) 253-89-89, моб.+7 (922) 169-22-54 Факс (351) 266-66-78 E-mail: 74@tnadzor.ru, sales@tnadzor.ru Подписано в печать 17 декабря 2010 г. Отпечатано в типографии «Домино» Челябинск, ул. Ш. Руставели, 2 Тел.: (351) 254-75-55, 254-33-66 E-mail: cheldomino@mail.ru Заказ № 568 от 17 декабря 2010 г. Тираж 5 000 экз. Редакция не несет ответственности за содержание рекламных материалов.

От редакции Уважаемые читатели!

Декабрь — традиционное время для подведения итогов. 2010-й стал годом больших перемен не только в энергетической отрасли, но и в стране в целом. Закон 261-ФЗ «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности» открыл большие возможности и обширное поле деятельности для множества профессионалов, от которых зависит повышение энергоэффективности в стране, дал им необходимые механизмы для реализации амбициозных планов. В 2010-м приняты важные законы, десятки нормативно-правовых подзаконных актов федерального уровня, предоставивших возможности для формирования развития отрасли. Кроме того, 2010-й стал юбилейным в российской энергетике. Вопервых, исполнилось 90 лет электрификации страны: в декабре 1920 года VIII Всероссийским съездом Советов был одобрен план ГОЭЛРО, который до сих пор в значительной мере определяет развитие отечественной экономики. Во-вторых, многие представители генерирующей отрасли, чей вклад в развитие страны сложно переоценить, отмечают в 2010 году свои юбилеи. В этом номере «ЭНЕРГОНАДЗОРА» можно прочитать о достижениях и планах двух юбиляров — Троицкой и Рефтинской ГРЭС. В декабре отмечается самый важный отраслевой праздник — День энергетика. Энергетика по праву считается стержневой отраслью экономики, определяющей уровень и темп ее развития, обеспечивающей работу промышленности и аграрного сектора, транспорта и связи, оборонно-промышленного комплекса и социальной сферы. Поэтому День энергетика можно без преувеличения назвать праздником национального масштаба. Энергетики — это профессионалы, которые заставляют работать ветер и волны, специалисты, чья задача — нести свет и тепло в дома. Редакция журнала «ЭНЕРГОНАДЗОР» поздравляет вас, уважаемые читатели, с Днем энергетика и Новым годом! Пусть в наступающем году вам во всем сопутствуют удача и успех, а результаты труда приносят удовлетворение и пользу. До встречи в новом году!

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

Содержание Календарь День энергетика. Мировая энергетика–2050: перспективы, сценарии �� 7 Возможные сценарии развития мировой энергетики и о влиянии каждого из них на российскую энергетику рассматривает Виталий Бушуев. День энергетика. Надежность в электроэнергетике будет обеспечена �� 12 Николай Воропай и Геннадий Ковалев освещают предварительные результаты работы Комиссии Минэнерго над проектом Концепции обеспечения надежности в электроэнергетике России.

Большая энергетика Тема номера. Ресурсы по свободной цене �� 17

Какие изменения произойдут в 2011 году в области тарифного регулирования, объясняет заместитель председателя РЭК Свердловской области Александр Соболев. Продолжая тему. Как сократить расходы на электричество �� 18 Когда сбытовые компании опубликуют тарифные меню на 2011 год, потребителям стоит внимательно изучить их. Иначе, покупая электрическую энергию, клиент рискует оплачивать не только затраты на ее выработку, передачу и сбыт, но невнимание к собственным расходам, — рекомендует Владимир Петухов. Юбилей. Стратегия лидера �� 21 Исполнилось полвека со дня пуска первого турбогенератора самой мощной электростанции Южного Урала — Троицкой ГРЭС. Реализация проекта. Комплексные преимущества �� 22 В 2008 году ОАО «Инженерный центр энергетики Урала» начало реализацию уникального для энергетики Свердловской области проекта — «Строительство блока ПГУ– 410 МВт на Среднеуральской ГРЭС».

Теплоэнергетика Опыт. Теплоснабжение по новой системе �� 24

В Хабаровске реализуется переход к «закрытым» независимым системам теплоснабжения с автоматизированными тепловыми пунктами. Подробности интересного опыта — в статье Сергея Канева и Сергея Торопкова.

Дата 40 лет Рефтинской ГРЭС. Юбилейная дата уральского энергогиганта �� 28 Рефтинская ГРЭС — крупнейшая электростанция в угольной генерации на всем постсоветском пространстве. Сегодня станция реализует лучшие технические проекты и передовые разработки, существующие в мире.

Энергетика и безопасность Опыт. К охране труда — системный подход �� 32

В филиалах ОАО «РусГидро» были внедрены системы управления охраной труда и промышленной безопасностью в соответствии с национальными и международными требованиями.

Энергетика и СРО База. Третейский суд при СРО �� 34

Третейский суд — одна из альтернативных форм разрешения споров. Ее отличительная черта в том, что спорящие стороны доверяют разрешение их спора не профессиональным государственным судьям, а третьим лицам. Комплексность. Основа инвестиционных проектов �� 36 Практика становления нового для России института саморегулирования выявила одну из основных проблем его развития — отставание инвестиционных процессов от быстроменяющейся за счет введения механизмов саморегулирования отраслевой системы управления.

Энергетика и наука Практика. Бизнес продвигает науку �� 38

Учебные центры промпредприятий стремятся сегодня вывести свою лабораторную базу на уровень современных потребностей. В этом успешно помогает Челябинский инженернопроизводственный центр «Учебная техника».

Энергия региона: Курганская область Преодоление энергодефицита �� 40

В условиях господствующей в регионе энергозависимости особую значимость приобретают энергосбережение и энергоэффективность — неизменные спутники преодоления энергодефицита, — считают представители властных структур и надзорных органов.

ЭНЕРГОНАДЗОР

Иной взгляд на энергозатраты �� 43

Энергосбережение на ОАО «Синтез» развивается по многим направлениям, что позволяет более эффективно использовать электрическую, тепловую энергию и воду. К теплоснабжению — подход серьезный �� 44 В 2011 году ОАО «Курганская генерирующая компания» исполняется пять лет. Предприятие постоянно совершенствует свою деятельность. Энергоэффективная надежность �� 46 О том, как в ОАО «ЭнергоКурган» решаются две основные задачи — обеспечение высокой надежности работы энергосистемы и повышение энергоэффективности, — рассказывает Денис Коньков.

Технологии и оборудование Исследования. Стальная прочность �� 48

До 2020 года в эксплуатацию должно быть введено 47 паросиловых энергоблоков мощностью 660–900 МВт, работающих на твердом топливе. Это ставит перед отечественной энергетикой и наукой ряд новых задач. Оптимизация. Автоматизация контроля �� 52 Дмитрием Андреевым и Александром Назарычевым была разработана автоматизированная система, обеспечивающая энергетическим компаниям своевременный и удобный доступ к информации о технико-экономических характеристиках состояния оборудования, а также возможности по ее обработке и анализу. Бренд. Гарантия успеха �� 55 Изделия и комплексные решения, созданные в Группе предприятий «Теплоприбор», помогают контролировать и автоматизировать ход производственных процессов, экономить расход энергии и сырья, снижать производственные затраты.

Энергоэффективность и нормирование Инновации. Абонентов переводят на новую систему �� 56

Весной 2010 года ОАО «Челябэнергосбыт» начало внедрение новых методов сбора информации от потребителей электроэнергии. Приборы учета. Стандартизация протоколов обмена данными теплосчетчиков �� 58 О путях решения проблемы стандартизации выходной информации теплосчетчиков размышляют Сергей Ледовский и Дмитрий Квашнин. Мнение. Нет учета — нет контроля �� 59 О существующих на розничном рынке потребителей электроэнергии трудностях во взаимоотношениях с потребителями рассказывают специалисты ОАО «РСК». Международный стандарт. ISO 50001: в центре мирового внимания �� 60 Помощь во внедрении системы энергоменеджмента на базе требований нового стандарта ISO 50001:2011 специалистам могут оказать новые разрабатываемые стандарты. Тактика. Энергоэффективность без риска �� 63 Амбициозная задача сокращения энергоемкости отечественной экономики к 2020 году на 40% потребует более 10 трлн. руб. прямых инвестиций. При этом государство в состоянии профинансировать лишь 10% необходимой суммы.

Малая энергетика Вариантность. Альтернатива есть �� 64 Специалисты ООО «МЗТА-Пермь» предлагают выгодные решения выбора альтернативных источников энергии для больших зданий, частных домов и автономных фермерских хозяйств.

Электрооборудование Комплексное решение. Надежное энергоснабжение промышленного сектора �� 66 ГК «ЭЛЕКТРУМ» — один из самых ярких участников энергетического рынка. Она известна прежде всего как изготовитель утепленных блочно-модульных подстанций серии «КОНТИНЕНТ».

Техническое решение. Энергия сжатого воздуха ��67 О проектах, реализованных Челябинским компрессорным заводом для Троицкой ГРЭС, сообщает Алексей Ракитин.

Внедрение. Силовой трансформатор для нужд города ��68 Оптимальное решение для нужд города — применение сухих распределительных трансформаторов с литой изоляцией, — уверен Андрей Гусаков.

Прогноз. Сильный спрос на силовые трансформаторы ��70 Прогноз спроса и предложения на рынке силовых трансформаторов I–II габарита делает Юрий Савинцев.

№ 10 (19), НОЯБРЬ-ДЕКАБРЬ, 2010 г.

Актуально | События, факты, комментарии МИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИ РФ Территориальные органы Минэнерго ликвидируются. В соответствии с Постановлением Правительства РФ № 905 «О внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации по вопросам деятельности Министерства энергетики Российской Федерации» от 13 ноября 2010 года, с 1 января 2011 года территориальные органы Министерства энергетики будут ликвидированы. В связи с этим в постановление Правительства Российской Федерации № 400 от 28 мая 2008 года вносятся изменения, устанавливающие предельную численность сотрудников центрального аппарата Министерства энергетики, которому передаются 45 штатных единиц за счет сокращения 88 единиц в семи территориальных органах Минэнерго России. Общая численность Министерства составит 509 человек. Также Минэнерго получает право иметь в своем штате до 13 департаментов вместо 12. ЖКХ

В новой редакции подробно регламентируются взаимоотношения трех типов участников коммунальных взаимоотношений — потребителей услуг ЖКХ, их исполнителей и ресурсоснабжающих организаций. Так, в документе Минрегиона впервые описаны действия всех трех сторон при заключении энергосервисного договора, то есть договора о повышении эффективности расходования ресурсов, например в многоквартирном доме. При этом предполагается, что достигнутая экономия ресурсов в денежном выражении может быть направлена на оплату проведенных работ, установку приборов учета или иные цели. Жизнь «нормативных» потребителей услуг осложнится учетом и контролем. Просрочить оплату коммунальных счетов можно будет лишь на три месяца. Нормативы потребления услуг, применяемые при выставлении коммунальных счетов без счетчиков, подвергнутся пересмотру. Предполагается, что до 1 июля 2011 года их перечень будет расширен за счет нормативов предоставления услуг на общие домовые нужды, для ведения личного подсобного и дачного хозяйства, садоводства и индивидуального жилищного строительства. САМОРЕГУЛИРУЕМЫЕ ОРГАНИЗАЦИИ В РФ будет создано объединение СРО в области энергоаудита.

Введены в действие новые Правила предоставления, приостановки и ограничения предоставления коммунальных услуг. Минрегион опубликовал проект постановления правительства, которым будут введены в действие новые Правила предоставления, приостановки и ограничения предоставления коммунальных услуг. Предполагается, что они вступят в силу с 1 июля 2011 года. Из новой редакции Правил предоставления услуг ЖКХ, опубликованной Минрегионом, исчезли жесткие меры стимулирования населения к установке индивидуальных приборов учета коммунальных ресурсов. Теперь к установке счетчиков граждан должна подталкивать экономия при расчете за коммунальные услуги «по приборам» в сравнении с платежами по нормативам.

Национальное объединение саморегулируемых организаций, в которое войдут компании, работающие в сфере энергетического обследования, будет создано в России в январе-феврале 2011 года. Соответствующее решение было принято на заседании координационного научно-технического совета (КНТС) саморегулируемых организаций в области энергетического обследования. В настоящее время Минэнерго разрабатывает и готовит к утверждению программы проведения энергетических обследований, а также формирует реестр саморегулируемых организаций в этой области. В министерство подано 57 заявок на включение в государственный реестр. По состоянию на 27 ноября 2010 года, после прохождения рассмотрения и корректировки материалов, в реестр включено 37 некоммерческих партнерств. ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТЬ В Сибири сдан первый энергоэффективный дом. Первый в Сибири энергоэффективный дом, построенный в столице Алтайского края городе Барнауле, сдан в эксплуатацию. Проект реали-

ЭНЕРГОНАДЗОР

Объем сформированного гарантийного запаса составляет 120 т в форме гексафторида урана со степенью обогащения от 2 до 4,95%, из которых треть имеет степень обогащения 4,95%. Этого достаточно для осуществления двух перегрузок наиболее распространенных в мире легководородных реакторов мощностью 1 тыс. МВт. Гарантийный запас размещен в хранилище международного центра по обогащению урана в Ангарске. Оно было создано в рамках реализации инициативы президента РФ о формировании глобальной инфраструктуры атомной энергетики для надежности соблюдения требований режима нераспространения. зован совместно с Минрегионом РФ, ГК «Фондом содействия реформированию ЖКХ» и администрацией региона. Затраты на строительство дома составили 45 миллионов рублей. При строительстве дома были использованы передовые технологии. В частности, установлены солнечные коллекторы придомового освещения, освещения мест общего пользования и горячего водоснабжения; функционирует система повторного нагрева воздуха, выходящего из помещения. Наряду с этим создано тепловое поле для обеспечения горячего водоснабжения и отопления, что позволит значительно сэкономить на оплате услуг ЖКХ. Сообщается, что при эксплуатации дома энергозатраты снизятся почти на 50%. «Технологическими решениями задана экономия в два раза меньше, чем установлено строительными нормами и правилами. Заложен и еще один фактор: при правильном отношении жильца и полном использовании всех возможностей экономия может повышаться», — сообщил губернатора области Александр Карлин. АТОМНАЯ ЭНЕРГЕТИКА Завершено формирование гарантийного запаса низкообогащенного урана. В Российской Федерации завершено формирование первого в мире гарантийного запаса низкообогащенного урана. Запас создан в соответствии с заключенным 29 марта 2010 года соглашением между правительством РФ и Международным агентством по атомной энергии (МАГАТЭ) о создании гарантийного запаса низкообогащенного урана и его поставках для государств-членов МАГАТЭ.

МИРОВАЯ ЭНЕРГЕТИКА

Страны ЕС создают единую сеть ветроэлектростанций. Министры энергетики десяти стран Евросоюза, расположенных на побережье Северного моря и по соседству с ним, подписали в Брюсселе меморандум о реализации проекта создания единой оффшорной сети ветряных электрогенераторов общей мощностью 140 гигаватт. Документ скрепили подписями министры Бельгии, Дании, Франции, Германии, Ирландии, Люксембурга, Нидерландов, Норвегии, Швеции и Великобритании. Стороны договорились также сотрудничать по идентификации и устранению барьеров на пути трансграничной торговли электричеством. Подписание меморандума эксперты называют долгожданным и важным шагом на пути создания в ЕС единого электроэнергетического рынка.

РАБОТА НАД ОШИБКАМИ В номере 9 (18), октябрь 2010 года, в статье «Реформе — зеленый свет» на стр. 11 была допущена ошибка: вместо фотографии Юрия Липатова напечатана фотография Сергея Серебрянникова. Приносим свои извинения. Редакция журнала «ЭНЕРГОНАДЗОР»

№ 10 (19), НОЯБРЬ-ДЕКАБРЬ, 2010 г.

Календарь | День энергетика

Уважаемые коллеги! Дорогие друзья! Поздравляю вас с Днем энергетика и 90-летием Плана ГОЭЛРО, давшего старт созданию и развитию Единой энергетической системы России — беспрецедентному явлению в мировой энергетике, аналогов которому до сих пор не существует. 90 лет назад, когда в стране не было ни экономики, ни промышленности, ни хлеба, государство приняло решение взять курс на электрификацию. Знаменитый фантаст Герберт Уэллс, побывав в Москве, назвал Ленина кремлевским мечтателем. Через 15 лет, приехав к Ленину снова, Уэллс убедился в том, что «фантастический» Сергей ШМАТКО, план ГОЭЛРО перевыполнен — выработка электроэнерминистр гии выросла в 52 раза. А в 1947 году Советский Союз выэнергетики РФ шел по производству электроэнергии на первое место в Европе и второе — в мире. Успех Плана ГОЭЛРО тщетно пытались повторить в США, Германии, Англии, Франции, Польше. Западные разработчики не учли главного: в ГОЭЛРО был изначально заложен подвиг, который по плечу только нашему народу. Сегодня мы живем и работаем в других условиях, строим более сложные технические объекты с применением новых технологий и инновационных решений. Но мы по-прежнему гордимся возведенными по Плану ГОЭЛРО гидро- и теплоэлектростанциями, которые продолжают работать и по сей день. Наша задача — обеспечить безопасную работу энергетических объектов, своевременно проводить модернизацию оборудования и реконструкцию сооружений, вовремя выводить из эксплуатации объекты, выработавшие свой ресурс. При этом очень важно бережное отношение к истории и памяти тех людей, которые были первопроходцами, вложили свой талант и все силы в реализацию великого Плана ГОЭЛРО. Мы должны передавать память о великих энергетических стройках молодежи, студентам, будущим специалистам-энергетикам. Им предстоит продолжать и приумножать традиции, заложенные прадедами. Неразрывная нить поколений обеспечивает связь энергетики душ и сердец, необходимую для претворения в жизнь дальнейших планов развития топливно-энергетического комплекса нашей страны. Сегодня ЕЭС России объединяет уже 77 энергосистем и является крупнейшим в мире централизованно управляемым энергообъединением. Осуществляется параллельная работа с ОЭС Украины, Казахстана, Белоруссии, энергосистемами Эстонии, Латвии, Литвы, Грузии, Азербайджана, Финляндии. В нашей стране действуют около 600 электростанций общей установленной мощностью 220 ГВт. Мы целенаправленно движемся вперед, следуя Энергетической стратегии России на период до 2030 года. Идет модернизация отрасли, внедряются инновационные решения. Реализуются важные энергетические проекты. Российская энергетика — великое национальное достояние, созданное и постоянно укрепляемое руками истинных профессионалов, вашими руками! Своим трудом вы обеспечиваете крепкую основу жизни миллионов граждан нашей страны, получающих свет и тепло в свои дома, гарантируете стабильную работу предприятий всех отраслей экономики. Позвольте выразить вам свое искреннее уважение и поблагодарить за высокий профессионализм и верность нашему общему делу. От всей души желаю всем работникам отрасли, ветеранам, а также молодым специалистам благополучия, оптимизма, счастья и здоровья. С праздником!

ЭНЕРГОНАДЗОР

Мировая энергетика-2050: перспективы, сценарии К настоящему времени в мире накоплен значительный опыт исследования будущего мировой энергетики. Прогнозы и форсайтные исследования в этой сфере ведутся с 1970-х годов с использованием как методов математического моделирования, так и качественных сценарных подходов [10, 11, 12, 13, 18, 20]. Проблема исследования будущего мировой энергетики состоит в том, что необходимо учесть сложный комплекс факторов — тренды1 развития мировой экономики и энергетики, технологические, ресурсные и экологические тренды, политические и социокультурные проблемы, а также их взаимное влияние. Для решения этой задачи наиболее целесообразно применить сценарный подход.

нализ технологических трендов показывает, что мировая энергетика стоит на пороге энергетической революции [12], которая заключается в переходе от индустриальной энергетики к постиндустриальной. Индустриальная энергетика основана на сжигании ископаемого топлива, транспортируемого на значительные расстояния, и на потреблении больших объемов энергии при сравнительно слабом управлении энергетическими потоками («силовая энергетика»). Постиндустриальная энергетика основана на энергии возобновляемых источников (а также, возможно, атомной энергетике), децентрализации энергии, эффективном использовании сравнительно небольших ее потоков («умная энергетика») [19, 21]. Кризис индустриальной фазы развития может происходить в трех вариантах: инерционный сценарий2 (реализация фазовой катастрофы), стагнационный сценарий (реализация фазовой стагнации), инновационный (реализация фазового перехода). Рассмотрим особенности каждого варианта (сценария).

Инерционный (углеводородный) сценарий Для энергетики этот сценарий предполагает расширение индустриальной энергетики в разви-

вающихся странах при медленном развитии постиндустриальной энергетики в развитых странах. В результате неизбежен быстрый рост спроса на ископаемое топливо всех видов, рост противоречий на этой почве, ухудшение экологической ситуации. Основной предпосылкой инерционного сценария является прохождение развивающимися странами материалоемкого этапа индустриализации. Фронтальный рост потребления энергоресурсов всех видов в большинстве развивающихся стран приведет к резкому росту напряженности топливно-энергетического баланса. Возобновляемая энергетика покажет максимальные темпы роста по сравнению с другими отраслями. Рост ВИЭ до 2015 г. будет происходить за счет ГЭС и береговых ветроэнергетических установок (ВЭУ). В 2015–2030 гг. к лидерам роста добавятся биомасса и морские ВЭУ. Выработка солнечной энергии будет быстро увеличиваться, но ее доля будет мала. Возобновляемая энергетика к 2030 г. будет составлять 7% мирового потребления первичной энергии, а к 2050 г. — 10%. Этого будет недостаточно для энергетической революции. Основные изменения в мировой энергетике будут геополитическими. Развивающиеся страны станут крупнейшими импортерами всех видов

Виталий БУШУЕВ, генеральный директор «ГУ Институт энергетической стратегии» (Москва) Николай КУРИЧЕВ, ведущий эксперт-аналитик

Под трендом понимается длительная тенденция изменения экономических показателей. В нашем понимании сценарий — это точка сборки взаимосвязанных демографических, экономических, технологических, политических, социокультурных, экологических и энергетических трендов. 1 2

№ 10 (19), НОЯБРЬ-ДЕКАБРЬ, 2010 г.

Календарь | День энергетика Мировое первичное потребление энергии по сценариям, млн. т н. э.*

ТЭР, при этом их зависимость от импорта будет выше уровня развитых стран. Основные риски мировой энергетики будут связаны с тремя факторами: • нестабильность и вооруженные конфликты на Ближнем Востоке и в Центральной Азии; • угрозы морским путям транспортировки; • борьба между государствами за доступ к энергетическим ресурсам.

Стагнационный (возобновляемый) сценарий Основной предпосылкой стагнационного сценария является трансферт существующих технологий в развивающиеся страны с целью снижения энергоемкости процесса индустриализации. Если в инерционном сценарии ожидается значительный рост угольной отрасли (к 2050 г. — более чем на 30 %), то в стагнационном сценарии мировое потребление угля существенно упадет. В атомной энергетике предполагается устойчивый нисходящий тренд, отрасль сократится практически в два раза. Предпосылками для этого станет высокая стоимость и продолжительность строительства, стагнация технологического уровня, сохраняющиеся проблемы радиационной безопасности. Возобновляемая энергетика будет расти существенно быстрее, чем в инерционном сценарии. Доля ВИЭ к 2050 г. достигнет 21 % мирового первичного потребления энергии. В возобновляемой энергетике в 2030 г. будет преобладать ветровая энергетика (72 %), но к 2050 г. ее доля снизится до 60 % за счет опережающего роста производства электроэнергии из биомассы и солнечной энергетики. В результате основные изменения в мировой энергетике будут регулятивными. Сложится комплексная система регулирования, включающая глобальные и локальные климатические соглашения, климатические налоговые и таможенные тарифы, технологические стандарты.

Инновационный (возобновляемо-атомный) сценарий

* Рассчитано автором по данным [9, 14, 23].

Основной предпосылкой данного типа сценария является переход к новой фазе развития в лидирующих странах, что окажет значительное индуктивное влияние и на процесс индустриализации развивающихся стран, делая его значительно менее энергоемким. В атомной энергетике ожидается прорыв: к 2030 г. она может возрасти вдвое, а к 2050 г. — вчетверо по сравнению с современным уровнем. Основой такого роста станет ускоренный переход на стандартные реакторы третьего и четвертого поколения, а также на реакторы на быстрых нейтронах. Это позволит решить как урановую проблему, так и вопрос утилизации отработанного ядерного топлива. Возобновляемая энергетика будет расти быстрее, чем в предыдущих сценариях. К 2030 г. она возрастет в 9 раз (по сравнению с уровнем 2010 г.), а к 2050 г. — в 26 раз (без учета биомассы и большой гидроэнергетики). Доля ВИЭ в произ-

ЭНЕРГОНАДЗОР

водстве электроэнергии в мире возрастет с 2,6 % в 2010 г. до 27,1 % в 2030 г. и до 48,8 % в 2050 г. В структуре возобновляемой энергетики в 2030 г. будет преобладать ветровая энергетика (70 %). К 2050 г. ее доля сократится до 47 % за счет роста доли солнечной энергетики (35 %). Ожидается радикальное удешевление солнечной энергетики. В инновационном сценарии электроэнергетика растет максимальными темпами, что приближает мировую энергетику к состоянию «электрического мира». Доля электроэнергии в мировом конечном энергопотреблении в инновационном сценарии вырастет с 21,7 % в 2010 г. до 28,6 % в 2030 г. и до 36,8 % в 2050 г. К 2050 г. развивающиеся страны достигнут современного стандарта энергопотребления (5 000 кВт•ч на человека в год). Но снижение количественных различий сопровождается ростом качественных. После 2030 г. в лидирующих странах начнется формирование энергетических систем нового поколения, основанных на технологиях «умных сетей». В результате основные изменения в мировой энергетике будут технологическими, а регулятивные и геополитические факторы отступят на задний план. Сложится энергетика нового типа — постиндустриальная. Фактически энергетический рынок станет рынком услуг, а затем и технологий, а не товаров.

Риски и возможности для России Рассмотренные выше сценарии развития мировой энергетики создают для России как значительные риски, так и новые возможности. В инерционном сценарии набор рисков будет традиционным: • угрозы конкурентной борьбы на мировых энергетических рынках; • геополитическое соперничество за контроль над районами добычи и путями транспортировки энергоносителей; • угрозы национальному суверенитету, терроризм и локальные конфликты; • техногенные аварии; • риски технологического отставания российской энергетики от мирового уровня; • моральное и физическое старение оборудования. Эти риски находятся в поле государственной энергетической политики и в той или иной степени преодолеваются. Также реализуются заложенные в этом сценарии возможности наращивания экспорта энергоносителей, особенно в страны Азии. Стагнационный и инновационный сценарии содержат в себе принципиально новые вызовы, которые практически не учитываются в современной государственной энергетической политике. В стагнационном сценарии это вызов климатических изменений и климатической политики. Россия пока не принимает достаточных мер для

Стагнационный и инновационный сценарии содержат в себе принципиально новые вызовы,

не учитывающиеся в российской современной энергетической политике

Согласно инновационному сценарию, к 2030 году в структуре ВИЭ будет преобладать ветровая энергетика

Цифры и факты Наиболее заметный признак постиндустриального развития — бум в сфере возобновляемой энергетики. ВИЭ вышли на первое место в приросте мощностей в мире (40 % в 2009 г.): • с 2000 по 2009 г. мировая мощность ветровых электростанций возросла с 18 до 160 ГВт; • мощность солнечных ФВ-станций увеличилась с 1,8 до 22,9 ГВт за аналогичный период; • объем мировых углеродных рынков вырос за 10 лет в 10 раз; к 2009 г. их объем достиг 120 млрд. долл. в год [15]. Инвестиции в «умные сети» к 2009 г. стали равны 21 млрд. долл. в США и 69 млрд. долл. в мире. Объем рынка энергосервисных услуг в США и ЕС достиг 4–5 млрд. долл. В строительстве значимую долю стало составлять строительство по стандартам энергоэффективности (LEED в США, BREEAM в Европе) и экологической безопасности.

№ 10 (19), НОЯБРЬ-ДЕКАБРЬ, 2010 г.

Календарь | День энергетика Для реализации возможностей

России необходима корректировка государственной энергетической политики с ориентацией на перспективу создания энергетики постиндустриального типа

перехода к неуглеродной энергетике, что делает ее позиции в системе мирового климатического регулирования весьма уязвимыми (системы квот на выбросы, штрафы за их превышение, снижение экспорта ископаемого топлива, возможные тарифные и нетарифные ограничения на поставки углеродоемкой продукции и пр.). С другой стороны, Россия почти не использует потенциал углеродных рынков, в частности проектов совместного осуществления в рамках Киотского протокола; весьма слабо развивается индустрия возобновляемых источников энергии, энергосервисных и энергосберегающих услуг, несмотря на их значительный рыночный потенциал. Инновационный сценарий создает крайне серьезный риск глубокого технологического отставания. Развитие энергетики в России и государственная политика в этой области, включая Энергетическую стратегию России на период до 2030 г., выдержаны в духе индустриальной энергетики и ориентированы на наращивание добычи ископаемого топлива и энергетических мощностей. Недостаточное внимание уделяется ключевым направлениям в создании энергетики нового типа — «умным сетям», управлению энергопотреблением и энергоинформационным системам, технологическому энергосбережению, децентрализации энергоснабжения. Между тем инновационный потенциал России позволяет использовать возможности этого сценария для радикального повышения эффективности национальной экономики и энергетики. Для преодоления вызовов будущего и реализации заложенных в нем возможностей необходима корректировка государственной энергетической политики с ориентацией на перспективу создания энергетики постиндустриального типа. Для этого необходимо, ограничить лоббизм со стороны отраслей индустриальной энергетики, а также — создать благоприятные условия для развития ее новых направлений. Литература 1. Белл Д. Грядущее постиндустриальное общество. М., 1999. 2. Валлерстайн И. Миросистемный анализ. М.: Издательский дом «Территория будущего», 2006.

3. Глазьев С.Ю. Теория долгосрочного техникоэкономического развития. — М.: ВлаДар. 4. Капица С.П. Парадоксы роста: Законы развития человечества. М., 2010. 5. Кастельс М. Информационная эпоха: экономика, общество и культура. М., 2000. 6. Коротаев А. В., Малков А. С., Халтурина Д.А. Законы истории. Математическое моделирование развития Мир-Системы. Демография, экономика, культура. М., 2007. 7. Переслегин С.Б. Новые карты будущего. М., 2009. 8. Шумпетер Й. Теория экономического развития (Исследование предпринимательской прибыли, капитала, кредита, процента и цикла конъюнктуры): пер. с англ. — М.: Прогресс, 1982. 9. BP Statistical Review of World Energy 2010. — London: British Petroleum, 2009. 10. Meadows D. H., Meadows D. L., Randers J., Behrens W. The Limits to Growth. NY, 1972. 11. Energy for 2050: Scenarios for a Sustainable Future. — IEA, 2003. 12. Energy Technology Perspectives. IEA 2006, 2008, 2010. 13. International Energy Outlook 2009. Energy Information Administration. Office of Integrated Analysis and Forecasting U.S. Department of Energy. Washington, DC, 2009. 14. Maddison A. The World Economy: Historical Statistics. OECD Development Centre, Paris, 2003. 15. Point Carbon. www.pointcarbon.com 16. Renewables Global Status Report 2009. RNE21, 2010. 17. Shell energy scenarios to 2050. — Shell International BV, 2008. 18. The global energy [r]evolution 2010. Greenpeace, 2010. 19. The Modern Grid Initiative: Modern Grid v2.0 Powering Our 21st-Century Economy. — United States Department of Energy, National Energy Technology Laboratory, 2007. 20. Vision 2050. The new agenda for business. — WBCSD, 2009. 21. Vision and Strategy for European Electricity Networks of the future. — European Commission, 2006.World Energy Outlook 2009. — Paris: International Energy Agency, 2009.

ЭНЕРГОНАДЗОР

№ 10 (19), НОЯБРЬ-ДЕКАБРЬ, 2010 г.

Календарь | День энергетика

Надежность в электроэнергетике будет обеспечена Надежная поставка электроэнергии является важнейшей составляющей жизнеобеспечения современной среды обитания людей, эффективного функционирования общественного производства. Крупные перебои в электроснабжении по масштабам ущерба могут быть причислены к наиболее опасным видам бедствий, наносящим удар по экономике страны и благополучию людей. Поэтому обеспечение надежности электроснабжения потребителей требует повышенного внимания при любой форме экономических отношений в обществе.

Николай ВОРОПАЙ, директор Института систем энергетики им. Л. А. Мелентьева СО РАН (Иркутск), доктор технических наук, профессор, член-корреспондент РАН, заслуженный деятель науки РФ, заслуженный энергетик РФ Геннадий КОВАЛЕВ, ведущий научный сотрудник ИСЭМ СО РАН, доктор технических наук, профессор

В декабре 2004 года в РАО «ЕЭС России» была принята «Концепция обеспечения надежности в электроэнергетике», разработанная применительно к условиям России. Однако она оказалась недостаточно работоспособной прежде всего из-за отсутствия четких механизмов ее реализации, а также необходимой политической воли. Поэтому, а также в связи с реформированием отрасли, на проблему обеспечения надежности электроснабжения вновь обращено пристальное внимание. Таким образом, назрела необходимость переработки Концепции, а по сути — формирования на ее базе нового документа, формулирующего, уточняющего и конкретизирующего требования к обеспечению надежности, систему мер по ее обеспечению, механизмы их реализации с учетом реальной ситуации в электроэнергетике страны, зарубежного и российского опыта, актуальности надежного электроснабжения экономики и населения в условиях либерализующегося рынка. Приказом министра энергетики РФ № 593 от 23 декабря 2009 года была создана Комиссия по разработке Концепции обеспечения надежности в электроэнергетике, утверждены ее состав и план работы.

Цель Концепции Разрабатываемая Концепция обеспечения надежности в электроэнергетике будет комплексным документом, определяющим формы и условия участия в обеспечении надежности всех субъектов отношений в электроэнергетике. Таким образом, основная цель Концепции — разработка рациональных схем взаимодействия субъектов отношений в электроэнергети-

ке, реализуемых в виде контрактов с определенными обязательствами сторон по обеспечению системной надежности, надежности элементов систем и электроснабжения потребителей. Должны быть доопределены и уточнены функции государственных органов (Министерства энергетики, Ростехнадзора, ФСТ, ФАС и др.) по организации обеспечения надежности в электроэнергетике. Все это должно найти отражение в подготовленных на основе Концепции дополнениях к федеральному закону «Об электроэнергетике» и ряда других нормативных правовых актов и технических документов.

Содержание Концепции Раздел I. «Общая характеристика проблемы надежности в электроэнергетике» Формулируется основная цель функционирования ЭЭС, дается определение надежности энергосистемы как комплексного свойства, устанавливается связь надежности с технической и энергетической безопасностью как составляющей национальной безопасности. В разделе дается определение и классификация «задач надежности»; временные этапы, территориальные уровни и технологические звенья их решения; основные факторы, определяющие надежность ЭЭС. Особо подчеркивается роль диагностирования оборудования, мониторинга надежности, внедрения «интеллектуальных систем управления», финансово-экономических мероприятий и нормативного подхода в деле обеспечения надежности. Практика обеспечения надежности ЭЭС во всем мире объективно обнаруживает, что требуемая надежность в рыночных условиях достижима только в сочетании с эффективными регулирующими функциями общества и государства в рамках нормативно-правового пространства. Для Российской Федерации разработка такого пространства, лишенного противоречий, является актуальной задачей. Раздел II. «Современное состояние электроэнергетики России и факторы снижения надежности» В последние два десятилетия в России электроэнергетика реструктурирована, заканчивается переход на либерализованный рынок энергии и мощности. В результате отрасль «распакована» на множество генерирующих компаний, федеральную и межрегиональные сетевые компании, множество региональных электроснабжающих компаний. Но с позиций обеспечения надежности электроснабжения появляются и нарастают негативные тенденции, которые могут привести к проблемам. К процессам, имеющим место в отечественной электроэнергетике и ведущим к ухудшению надежности, относятся: • быстрое старение оборудования; • неудовлетворительное состояние системы поддержания надежности действующего оборудования; • дефицит инвестиций на ввод нового оборудования, модернизацию и продление срока службы действующего оборудования;

ЭНЕРГОНАДЗОР

• стагнация энергетического и электротехнического машиностроения, энергостроительной отрасли; • ошибочная основа кадровой политики в отрасли; • отсутствие национальных стандартов, технических регламентов и стандартов организаций; • развал системы получения информации о надежности оборудования и аварийности в отрасли; • утрата ответственности за обеспечение надежности; • ослабление государственного регулирования, надзора и контроля в электроэнергетике. В разделе дается краткая характеристика указанных процессов и их сравнение с аналогичными процессами за рубежом. Раздел III. «Цели и задачи обеспечения надежности в электроэнергетике» C учетом сложившейся ситуации в электроэнергетике имеется целый ряд дополнительных либо модифицированных актуальных задач по исправлению потенциально опасного состояния надежности электроснабжения. Требуется сформировать систему обеспечения надежности, адекватную современным потребностям экономики и социальной сферы, а также обеспечивающую инновационное развитие страны. Целесообразно эти дополнительные и модифицированные задачи подразделить на экстренные (безотлагательные) с их решением в ближайшие 2–3 года, среднесрочные (до 5 лет) и стратегические (в пределах ближайших 5–7 лет). В разделе излагается рекомендуемый состав и краткая характеристика указанных задач. Раздел IV. «Принципы и средства обеспечения надежности при управлении развитием и функционированием электроэнергетики» Основные принципы обеспечения надежности подразделяются на экономические, технические и правовые. Основные экономические принципы обеспечения надежности в электроэнергетике: • обеспечение надежности — это услуга, которая имеет рыночную стоимость и реализуется через рыночные инструменты; • при обосновании развития электроэнергетики, проектировании и строительстве энергетических объектов финансирование мероприятий по обеспечению надежности осуществляется из разных источников, затраты на надежность включаются в инвестиционную составляющую цены на электроэнергию; • в условиях эксплуатации ЭЭС затраты на обеспечение надежности компенсируются потребителями через тарифы на электроэнергию, мощность и услуги. При этом тарифы на услуги по обеспечению надежности являются дифференцированными в зависимости от заявленного уровня надежности. Система обеспечения надежности в электроэнергетике в рыночной среде на всех уровнях управления должна строиться на принципах

№ 10 (19), НОЯБРЬ-ДЕКАБРЬ, 2010 г.

Уважаемые коллеги, друзья! Поздравляю вас с Днем энергетика. В этом году наш с вами профессиональный праздник имеет для Агентства особое значение: 22 декабря 2010 года Российское энергетическое агентство отмечает первую годовщину со дня своего основания. За этот период РЭА удалось создать необходимый плацдарм для того, чтобы следующий, 2011, год стал началом реализации конкретных проектов в области энергоэффективности и возобновТимур ИВАНОВ, ляемых источников энергии. генеральный В 2010 году практически завершен важдиректор ФГУ «Российское ный период подготовки: сформирована энергетическое нормативно-правовая база для повышения агентство» энергетической эффективности и энергосбеМинэнерго России режения в России; субъектами Российской Федерации в соответствии с требованиями закона подготовлены региональные программы повышения энергоэффективности, определены конкретные мероприятия, обязательные к проведению как государственными структурами, так и крупнейшими промышленными потребителями электроэнергии. 2011 год станет первым годом начала реализации Государственной программы повышения энергоэффективности до 2020 года, предусматривающей использование мощных инструментов финансовой государственной поддержки в данной области, включая субсидии и гарантии. Особая роль отводится Государственной информационной системе в области энергоэффективности, разработчиком и оператором которой является Российское энергетическое агентство. Эта система станет действенным инструментом по продвижению и информационной поддержке «умной» энергетики в России. Формируемые РЭА региональные учебно-демонстрационные центры станут образовательной базой и проводником технологических решений в регионах с большим потенциалом повышения энергоэффективности и энергосбережения. В 2010 году, по поручению Минэнерго России, РЭА совместно с ОАО «ФСК ЕЭС» подготовлен проект создания технологической платформы «Интеллектуальная электроэнергетическая система России» (ИЭС), предусматривающей построение принципиально новой клиенто-ориентированной энергосистемы на основе современного энергоэффективного оборудования, технологий и системы управления. Формирование и функционирование технологической платформы ИЭС создаст условия не только для модернизации электроэнергетики на новой организационной, информационной и технологической основе, но и станет мощным стимулом для инновационного развития смежных отраслей. 90 лет назад был принят к реализации один из самых амбициозных проектов в истории человечества, изменивший лицо страны и ставший началом ее индустриального рывка — я говорю о запуске в 1920 году плана ГОЭЛРО. Сейчас экономика страны также стоит перед вызовом времени. Потребность в ее модернизации признается российским руководством на всех уровнях. Но постиндустриальная экономика России не может опираться на морально и физически устаревшие энергетические объекты, на энергосистему индустриальной эры. Новая Россия — «умная» энергетика. С праздником Вас еще раз! Желаю плодотворной работы, ведь только скоординированные действия смогут обеспечить переход «умной» энергетики в России из теоретической плоскости в практическую.

Календарь | День энергетика распределения ответственности между всеми субъектами отношений в электроэнергетике и координации этой ответственности на основе сочетания государственного регулирования и рыночных принципов, включая экономические, нормативно-правовые и организационные механизмы. Особо рассматриваются средства обеспечения как системной надежности, так и надежности электроснабжения потребителей. Важной задачей предстоящего периода, решение которой необходимо для обеспечения эффективного управления надежностью, является создание системы мониторинга. В разделе приводятся основные положения организации и функционирования системы мониторинга в электроэнергетической отрасли. Рассматривается также роль инновационного развития отрасли («интеллектуальные системы») в обеспечении и повышении надежности ЭЭС. Раздел V. «Обязательства субъектов отношений в электроэнергетике по обеспечению надежности и механизмы их реализации» Необходимость сохранения единства технологического процесса в ЕЭС и взаимовлияние субъектов энергорынка не оставляют другой альтернативы, кроме как их совместное участие в обеспечении как системной надежности, так и надежности электроснабжения потребителей. В рамках определения ЕЭС как единого технологического объекта (Закон «Об электроэнергетике») каждый субъект, имеющий хоть какое-то отношение к ее функционированию и/ или развитию, должен нести ответственность за нарушения принципов ее целостности, согласно своей компетенции. В Концепции распределяется ответственность по субъектам ЕЭС как единого в технологическом плане объекта.

Важным инструментом экономического управления надежностью должно стать страхование

Раздел VI. «Организация обеспечения надежности в электроэнергетике» В проекте Концепции значительное внимание уделяется организации управления надежностью. Существенная роль отводится при этом Минэнерго РФ и рекомендуемому к созданию Совету по надежности. Предполагается, что последний будет организацией постоянно действующей, независимой, саморегулируемой, некоммерческой, негосударственной, но подконтрольной государству (через Минэнерго РФ), национальной (с возможностью преобразования в международную) и многоуровневой с федеральным и региональными подразделениями. Членство в Совете предполагается добровольное, открытое для любой организации или физического лица. Рекомендации и решения Совета предлагается сделать обязательными для исполнения всеми субъектами рынка. Основными задачами Совета должны быть: • учет фактора надежности при формировании технической политики развития и эксплуатации энергосистем,

• организация разработки и совершенствования нормативно-технических документов и стандартов надежности при эксплуатации и планировании развития электроэнергетических систем; • взаимодействие с государственными органами регулирования, стандартизации и энергонадзора по вопросам надежности в электроэнергетике; • мониторинг и анализ состояния надежности и выполнения стандартов; • прогнозный анализ надежности; • обобщение собственного и иностранного опыта; • содействие субъектам электроэнергетики по обеспечению надежности; • координация исследований по надежности; • внесение предложений уполномоченному органу по технологическому надзору; сертификация; • организация обучения и аттестации оперативного и другого персонала, связанного с выполнением функций обеспечения надежности; • осуществление информационного обмена; • рассмотрение претензий и вынесение санкций за нарушение стандартов надежности. В рамках Совета должен быть предусмотрен координационный комитет по надзору и техническому аудиту. Для достижения эффективного управления надежностью необходимо проработать иерархическое построение системы координации с созданием подразделений в регионах. Раздел VII. «Система показателей и требований по надежности» Посвящен выбору показателей надежности для анализа и синтеза, а также мониторинга надежности ЭЭС на всех временных, территориальных, технологических и хозяйственноорганизационных уровнях управления. Приводится рекомендуемый состав показателей и характеристик надежности для различных задач надежности и условий их решения. Раздел VIII. «Экономические механизмы обеспечения надежности в электроэнергетике» В новых условиях требует решения соотношение между платой за надежность, ущербами экономике и населению от ненадежного электроснабжения, штрафами и страхованием рисков ненадежности. Риски подлежат управлению, в том числе путем активизации участия потребителей. В этом плане рекомендуется дифференциация цен на электроэнергию и услуги по ее передаче в зависимости: • от уровня требуемой потребителем надежности; • времени суток, дней недели и др. Важным инструментом экономического управления надежностью должно стать страхование. Прежде всего, оно должно применяться для возмещения убытков при оговоренных договором нерасчетных, в т.ч. форс-мажорных, условиях и может использоваться также для страхования других рисков, по существу, как форма дифференцирования услуг по обеспечению надежности.

ЭНЕРГОНАДЗОР

Регламентация надежности

ФЗ «Об электроэнергетике», «О техническом регулировании»

НТД (обновленные)

Надежность ЕЭС

ГОСТы Технические регламены

Правила устройства Правила эксплуатации Технологические правила работы ЭЭС

ОСТы

Нормативы надежности

СНиПы

Национальные стандарты

Нормы технологического проектирования ГОСТы, СНиПы Методические указания

Руководящие документы Кодексы

Документы хозяйствующего субъекта

Стандарты организаций

• При разработке Концепции учтены фундаментальные работы в области надежности ЭЭС, обширный отечественный опыт надежного функционирования ЕЭС СССР-России и энергообъединения стран СНГ и Балтии, а также богатый опыт зарубежных стран (Северная Америка, Западная Европа). Использованы материалы энергетических компаний и других организаций, вовлеченных в процесс функционирования и развития электроэнергетики и электроэнергетических систем.

№ 10 (19), НОЯБРЬ-ДЕКАБРЬ, 2010 г.

Подзаконные акты, регламенты, стандарты, нормативы

фНТД (современное состояние)

Регламенты Инструкции

• В Концепции рассматриваются вопросы надежности только электроснабжения как основной функции электроэнергетики. Частично отрасль реализует и функцию теплоснабжения, однако его надежность заслуживает специального рассмотрения при учете высокого взаимодействия производства и потребления тепловой и электрической энергии.

Календарь | День энергетика Важная задача, решение которой необходимо для обеспечения эффективного управления надежностью,

—

создание системы мониторинга надежности

Раздел IX. «Правовое и нормативное обеспечение надежности» Правовая поддержка концепции экономического обеспечения надежности электроснабжения потребителей должна быть комплексно отражена в нормативно-правовой документации в электроэнергетике для условий функционирования рынка электроэнергии. В части правового обеспечения надежности должны быть пересмотрены и приведены в соответствие с требованиями ФЗ «О техническом регулировании» межотраслевая и отраслевая системы нормативно-технического обеспечения надежности управления функционированием и развитием электроэнергетики, а также система государственных стандартов, строительных норм и правил. В части нормативно-технического регулирования надежности необходимо разработать новые и усовершенствовать действующие с учетом рыночных условий специализированные Технические регламенты, а также Технологические правила работы ЭЭС. Основными предметами регулирования являются: • специфицированные правила деятельности Системного оператора и сетевых компаний по обеспечению надежного и безопасного функционирования ЕЭС и ЭЭС; • требования и нормы надежности (с отсылкой к национальным стандартам); • система планирования развития ЕЭС и ЭЭС;

• порядок взаимодействия субъектов рынка в части обеспечения системной надежности; • права и порядок действий оперативного персонала, в том числе права диспетчерского персонала по управлению режимами энергосистем и воздействию на потребителей, правила оказания услуг субъектам рынка по оперативнодиспетчерскому управлению, правила оказания дополнительных системных услуг и др.; • порядок регистрации технологических нарушений; • правила обнаружения и управления «узкими местами» в системе электропередачи; • порядок предоставления технологической информации; • единые аттестационные требования к лицам, осуществляющим профессиональную деятельность, связанную с оперативным управлением и др. Указанные технические регламенты должны быть поддержаны соответствующими стандартами (национальными и корпоративными) и другими нормативными документами. Совокупность этих документов создаст полную и непротиворечивую иерархическую систему нормативного обеспечения надежности в электроэнергетике (см. схему). Дальнейшая работа над Концепцией предполагает широкое обсуждение ее содержания в заинтересованных и компетентных кругах и организациях; согласование различных, в том числе и противоречивых, интересов, окончательную редакцию текста и представление документа на утверждение во властные структуры.

Уважаемые коллеги!

Валерий ДОЛГОВ, генеральный директор ОАО «Региональная сетевая компания»

От всей души поздравляю Вас с Днем энергетика и наступающим новым 2011 годом! 2010 год — юбилейный для энергосистемы России, 90 лет исполняется со дня принятия плана ГОЭЛРО. В 20-е годы, при постановке задачи восстановления и развития народного хозяйства по единому государственному плану, в качестве основы выбрали электрификацию. Именно она являлась базой для выхода страны из разрухи. За свою историю энергетическая отрасль претерпела множество изменений. Одним из важнейших стало расформирование РАО «ЕЭС России» и организация вместо него новой энергетической системы. Теперь она опирается на коммерческую собственность и рыночные позиции. Энергетическая отрасль — одна из самых важных в нашей жизни. Она создает необходимые блага — свет и тепло, которые обеспечивают комфорт в домах, школах, больницах, офисах. Особые слова признательности хочется выразить ветеранам энергетики за беззаветный

и многолетний труд. Лучшие традиции, переданные нам, развиваются в условиях современной действительности, создавая прочную основу российской энергетики. Желаю вам и вашим близким крепкого здоровья, бодрости духа, неиссякаемой энергии, благополучия и удачи в делах, любви и радости в вашем доме!

ОАО «Региональная сетевая компания» 620017 Екатеринбург, пер. Полимерный, 4 Тел. (343) 331-95-85. Факс (343) 331-95-75. E-mail: rsk@svrsk.ru; www.sv-rsk.ru

ЭНЕРГОНАДЗОР

Большая энергетика | Тема номера

Ресурсы по свободной цене 2011 год обещает множество нововведений в тарифной политике страны и каждого региона. Разобраться в них под силу далеко не всем потребителям электроэнергии. С вопросами о предстоящих изменениях тарифов на Среднем Урале мы обратились к заместителю председателя Региональной энергетической комиссии Свердловской области Александру СОБОЛЕВУ. — Александр Леонидович, прежде всего хотелось бы уточнить, для каких групп потребителей тарифы будут полностью либерализованы, а для каких останутся регулируемыми, и в какой части? — Электроэнергия, поставляемая с 1 января 2011 года, будет реализовываться по свободным ценам всем потребителям, за исключением физических лиц и категорий, которые к ним приравниваются. На будущий год областной орган регулирования утверждает только тарифы на электрическую энергию для населения, а также тарифы на услуги по передаче энергии по региональным электрическим сетям и сбытовые надбавки гарантирующих поставщиков. — Насколько вырастут тарифы в связи с либерализацией? — По основным параметрам одобренного российским Правительством прогноза социальноэкономического развития России на 2011 год и на плановый период (2012 и 2013), рост цен на электроэнергию для потребителей планируется в размере 113–116 % к уровню прошлого года. Исключение составляет население — физические лица. Для них стоимость ресурса повысится только на 10 %. — Для планирования предстоящих расходов где потребитель может узнать предполагаемые тарифы на 2011 год? — Все постановления Региональной энергетической комиссии обязательно размещаются на сайте РЭК Свердловской области и в «Областной газете». — Будут ли формироваться новые предельные величины тарифов уже в течение 2011 года? — Федеральная служба по тарифам устанавливает предельные величины роста цен на электрическую энергию в среднем по региону лишь для тех субъектов Российской Федерации, которые не входят в ценовую зону оптового рынка электроэнергии. Поскольку Свердловская область находится в указанной зоне, для нее такие величины устанавливаться не будут. Исключение, как мы уже говорили, составят тарифы для населения, их предел — 110%, а также тарифы на услуги по передаче электрической энергии. — Будет ли по-прежнему действовать существующее сейчас тарифное меню (тари-

№ 10 (19), НОЯБРЬ-ДЕКАБРЬ, 2010 г.

фы одноставочные, дифференцированные по числу часов использования заявленной мощности, двухставочные и так далее)? — РЭК Свердловской области уже не утверждает тарифное меню на 2011 год. Это связано с отменой регулирования тарифов для юридически лиц — так называемой категории «прочие потребители». Тем не менее в настоящее время ФСТ России разрабатывает порядок расчета цен на розничном рынке электроэнергии. В том или ином виде он будет предусматривать и тарифное меню. Однако определять его в любом случае будут непосредственные поставщики ресурса. — В 2011 году для юридических лиц, потребляющих энергию по двухзонному тарифу, в выходные и праздники днем перестанет действовать ночной тариф. Об этом уже сейчас извещают сбытовые компании. Стоит ли ожидать других изменений в формировании тарифов?

РЭК Свердловской области уже не утверждает тарифное меню на

2011 год

— На настоящий момент интервалы тарифных зон суток на 2011 год ФСТ РФ не установлены. Что же касается тарифов на электрическую энергию, поставляемую населению и приравненным к нему категориям потребителей, то их РЭК Свердловской области утвердит в установленном порядке. Причем утверждение таких тарифов планируется исходя из условий определения интервалов зон суток, действующих в этом году. В предстоящем году никаких изменений вида тарифов для физических лиц РЭК Свердловской области не планирует. То есть, как и в 2010 году, для населения ночной тариф будет применяться круглосуточно в выходные и праздничные дни. — Насколько будут отличаться тарифы ОАО «Свердловэнергосбыт» от цен на электроэнергию в других сбытовых компаниях, действующих на территории области? — В связи с тем, что в следующем году цены на электрическую энергию перестанут регулироваться, сейчас проблематично спрогнозировать разницу в тарифах тех или иных гарантирующих поставщиков. Ведь в структуре тарифа 80% составляет нерегулируемая цена покупки ресурса на оптовом рынке. Как она распределится для каждого гарантирующего поставщика, мы не можем предугадать. В условиях либерализации все зависит от того, насколько грамотно компании работают на оптовом рынке.

Большая энергетика | Продолжая тему

Как сократить расходы на электричество По официальным данным, тарифы на электроэнергию в нашей стране увеличиваются на 10–12% ежегодно. В действительности среднегодовой рост затрат потребителей на пользование этим ресурсом составляет еще больше — от 15 до 50%. В чем причина такой разницы? Как уменьшить расходы на покупку электричества? Владимир ПЕТУХОВ, начальник отдела энергетических обследований ООО «Профэнергосервис» (Екатеринбург)

отребители, которые недостаточно осведомлены или мало внимания уделяют выбору тарифов на электроэнергию, как правило, переплачивают за нее. Такая ситуация особенно усугубилась в последние годы, из-за регулярных нововведений в системе образования и применения тарифов. Между тем, выбирая и применяя тариф, не стоит полагаться на предложения сбытовых компаний: это коммерческие организации, основная задача которых — получение прибыли. Соответственно, они не заинтересованы в том, чтобы предлагать клиентам минимальные тарифы. Часто сбытовые компании используют свою компетенцию — более высокую, чем у потребителя, — чтобы принять невыгодное для него тарифное решение. До 2007 года, наряду с одноставочным тарифом, дифференцированным по диапазонам годового числа часов использования заявленной мощности (далее: одноставочный дифференцированный), в Свердловской области существовал еще и одноставочный тариф, не дифференци-

рованный по диапазонам годового числа часов использования заявленной мощности (далее: одноставочный недифференцированный). Потребители имели возможность выбрать любой из них. Первый соответствовал примерно 4 550 числу часов использования заявленной мощности и был на 4 % ниже, чем второй, — в диапазоне от 4 000 до 5 000 часов. Одноставочный недифференцированный тариф был наиболее распространенным по двум причинам. Во-первых, двухзонный и двухставочный тарифы подходят далеко не всем потребителям. Двухзонный был выгоден тем, у кого потребление электроэнергии преобладало в ночное время, а двухставочный применяли в основном крупные организации с мощностью потребления более 750 кВА. Причем из-за разночтений в документах, регламентирующих определение величины потребляемой мощности, многие крупные потребители также перешли на одноставочный тариф. Во-вторых, причиной популярности одноставочного недифференцированного тарифа была простота его учета: не требовалось устанавливать дорогие счетчики или вручную считать потребляемую мощность, а также выполнять дополнительные вычисления для определения суммы платежа. Имея все преимущества одноставочного н едифференцированного,одноставочный дифференцированный в отличие от него, позволял клиентам оптимизировать режим потребления и переходить в более высокие диапазоны числа часов использования заявленной мощности (ЧЧИМ), а значит, покупать электроэнергию по сниженным ценам. Однако такая модель создавала проблему: никто не желал применять одноставочный дифференцированный тариф в диапазоне менее 5 000 числа часов использования заявленной мощности (4 000–5 000, 3 000–4 000, 2 000–3 000, менее 2 000). Действительно, было бы странным делать выбор в пользу такого тарифа, когда есть возможность предпочесть более выгодный — одноставочный недифференцированный. Очевидно, именно поэтому Региональная энергетическая комиссия Свердловской области исключила последний из тарифного меню на 2007 год. Это была мера вполне оправданная и направленная на то, чтобы стимулировать потребителей активно использовать односта-

ЭНЕРГОНАДЗОР

Рис. 1. Сравнение регулируемых тарифов за 2006 г . (низкое напряжение) – Двуставочн. тариф – Одн.ст. диф. тариф – Одн.ст. недиф. тариф

руб./КВт•ч 3,600 менее 5000 ЧЧИМ

от 2001 до 3000 ЧЧИМ

3,100

дневная зона- 70%; ночная зона- 30%

3,500 3,400 3,200

от 5001 до 6000 ЧЧИМ

от 3001 до 4000 ЧЧИМ 2,900

2,400

6,000

2,600

5,000

– Двуставочн. тариф от 6001 до 7000 ЧЧИМ – Одн.ст. диф. тариф – Одн.ст. сред. зонный тариф (3 зоны) свыше 7000 ЧЧИМ – Одн.ст. сред. зонный тариф (2 зоны) 1,800

8,800

7,000

6,000

5,000

4,000

1,800

часов

1,300

2,800

от 5001 до 6000 ЧЧИМ от 6001 до 7000 ЧЧИМ свыше 7000 ЧЧИМ

часов

от 4001 до 5000 ЧЧИМ

2,100

пиковая зона - 25%; плупиковая зона-35%; ночная зона -40%

8,800

3,600

7,000

руб./КВт•ч

Рис. 2. Сравнение регулируемых тарифов за 2010 г. (низкое напряжение)

Когда сбытовые компании опубликуют тарифные меню на 2011 год, всем потребителям стоит крайне внимательно изучить их и принять правильное решение. Иначе, покупая электрическую энергию, клиент рискует оплачивать не только затраты на ее выработку, передачу и сбыт, но и свою некомпетентность или элементарное невнимание к собственным расходам. Такие дополнительные затраты могут составить до 30% в структуре платежа за электроэнергию. вочный дифференцированный тариф, то есть приобретать электрическую энергию по цене, соответствующей реальному режиму потребления. Но, к сожалению, при отмене одноставочного недифференцированного тарифа не были учтены следующие аспекты: • отсутствие у потребителей приборов учета, фиксирующих профиль мощности; • недостаточная компетентность клиентов в определении числа часов использования заявленной мощности; • отсутствие четкой регламентации определения потребляемой мощности и расчета числа часов ее использования. К слову, последний вопрос и сегодня, спустя более пяти лет, не имеет однозначной трактовки в нормативных документах и, соответственно, в правоприменительной практике. Этот пробел заметен даже в расчетах, которые производят сбытовые компании, работающие в пределах Свердловской области. В связи с отменой одноставочного недифференцированного тарифа потребители оказались перед необходимостью выбирать один из дифференцированных тарифов. Последние, при

№ 10 (19), НОЯБРЬ-ДЕКАБРЬ, 2010 г.

низком напряжении и ЧЧИМ свыше 7 000 часов, были установлены от 1,5 руб./ кВт•ч, а при ЧЧИМ менее 2 000 часов — до 6,5 руб./ кВт•ч. Разъяснительная работа по применению дифференцированного тарифа если и проводилась, то не касалась подавляющего большинства потребителей. Даже в самом решении РЭК по вопросу отнесения потребителей к тому или иному диапазону имеется лишь скупая ссылка на пункт 69 Методических указаний по расчету регулируемых тарифов, утвержденных приказом ФСТ России №20-э/2 от 6 августа 2006 года. Однако в указанном пункте тоже нет четких указаний по этому поводу, есть лишь общие методические рекомендации, которые, в лучшем случае, могут использоваться при установлении тарифов по региону. Конкретным потребителям они не подходят, в особенности в тех случаях, когда требуется доказать сбытовой компании необходимость применения более низкого тарифа.

Максимальные тарифы были предложены,

в первую очередь, клиентам некомпетентным, с относительно небольшим потреблением электроэнергии

бытовые компании умело воспользовались такой ситуацией и в 2007 году принялись активно внедрять в жизнь одноставочные дифференцированные тарифы. Самый высокий тариф — 6,5 руб./ кВт•ч (ЧЧИМ

Большая энергетика | Продолжая тему Потребителям целесообразно не соглашаться в очередной раз с предложением сбытовой компании о применении того или иного тарифа, а выбирать в тарифном меню наиболее оптимальное решение

менее 2 000 часов) практически не применялся, зато большинству потребителей был предложен тариф одноставочный дифференцированный в диапазоне от 2 000 до 3 000 часов (3 руб./ кВт•ч) или в диапазоне от 3 000 до 4 000 часов (2,5 руб./ кВт•ч). Для сравнения: в 2006 году одноставочный недифференцированный при низком напряжении составлял всего 2 руб./ кВт•ч. Таким образом, рост тарифов на электроэнергию составил сразу 25–50%. Сбытовые компании в своих предложениях клиентам сделали ссылку на постановление РЭК, а также указали на проведенные замеры энергопотребления среди «характерных» групп населения. Для желающих пересмотреть тариф поставили условие: установить прибор учета расходования электроэнергии, фиксирующий параметры мощности. Подавляющее большинство потребителей, увидев ссылку на решение РЭК, приняли предложенный тариф как неизбежный. В то время было сильно стереотипное представление о том, что цены на электроэнергию регулируются государством, то есть их надо принимать, не раздумывая. Многие потребители обратили внимание на резкое увеличение тарифа только после того, как получили очередной счет на оплату энергоресурсов. Правда, к тому времени уже истек предусмотренный договором 30-дневный срок возможного отказа от предложения сбытовой компании. Необходимо отметить, что максимальные тарифы были предложены, в первую очередь, клиентам некомпетентным, с относительно небольшим потреблением электроэнергии. Но таких — подавляющее большинство, и именно для них платежи за электричество представляют собой существенные затраты. Организациям, где работают квалифицированные финансисты, предложили более низкие тарифы. Впрочем, как показывает практика, даже для компетентных потребителей тарифы были завышены на одну-две, а порой и на три ступени. Результаты такой деятельности сбытовых компаний видны при анализе изменения платежей потребителей за прошедшие годы при реализации энергосервисных договоров. С тех пор, как на территории Свердловской области ввели одноставочные дифференциро-

ванные тарифы, прошло пять лет, и три года с тех пор, как отменили недифференцированные. За этот период потребители научились разбираться в механизме определения диапазона числа часов использования заявленной мощности и стали устанавливать соответствующие приборы учета. К тому же были обнародованы разъяснения ФСТ о порядке определения фактической потребляемой мощности (хотя только для двухставочного тарифа). Видимо, и РЭК Свердловской области учел вышеуказанные проблемы, установив самый высокий тариф в диапазоне менее 5000 ЧЧИМ. Такое решение, конечно же, позволило избежать в этом году тех перекосов, которые были допущены в 2007– 2009 годы. Но, если сравнить установленный на 2010 год одноставочный дифференцированный тариф менее 5000 ЧЧИМ (3,7 руб./ кВт•ч) и, по сути, его аналог в 2006 году — одноставочный недифференцированный при низком напряжении (2 руб./ кВт•ч), то, с учетом нерегулируемой части, можно без преувеличения говорить о двухкратном повышении тарифа в течение пяти лет. Как видим, произошла совершенно неравнозначная замена. Потребителям целесообразно не соглашаться в очередной раз с предложением сбытовой компании о применении того или иного тарифа, а выбирать в тарифном меню наиболее оптимальное решение. В том числе с помощью оптимизации режимов потребления электроэнергии. Эта тема особенно актуальна при выборе тарифа на 2011 год. Так как, в связи со стопроцентной либерализацией цен на электроэнергию, тарифное меню будут формировать сами сбытовые компании, а не Региональная энергетическая комиссия. Уже сейчас сбытовые компании сообщают об отмене ночного тарифа в дневное время по выходным и праздничным дням, что в 2011-м, по сравнению с уходящим годом, повлечет существенное увеличение платежей при использовании двухзонного тарифа. Кроме того, активно обсуждаются вопросы введения платы за реактивную мощность, а также более мелкого дробления диапазонов числа часов использования заявленной мощности для одноставочного дифференцированного тарифа (не через 1 000 часов, а через 500) и так далее.

ЭНЕРГОНАДЗОР

Большая энергетика | Юбилей

Стратегия лидера В этом году исполнилось полвека со дня пуска первого турбогенератора самой мощной электростанции Южного Урала — Троицкой ГРЭС. Предприятие с богатой историей и устоявшимися традициями всегда было полигоном для освоения новых технологий. Именно здесь впервые монтировались и вводились в эксплуатацию энергоблоки мощностью 300 и 500 мегаватт на сверхкритических параметрах пара. Троицкие энергетики накапливали тот бесценный опыт, который стал прочным фундаментом для развития угольной энергетики СССР. Сегодня Троицкая ГРЭС переживает масштабную реконструкцию действующего оборудования и готовится к вводу новых мощностей. Приоритет — экология

Иван ПРОВОДИН, директор филиала ОАО «ОГК-2» — Троицкая ГРЭС

Троицкую ГРЭС по праву можно назвать кузницей кадров для электроэнергетической отрасли. Ее школу прошли сотни специалистов высокого класса, которые сегодня работают во всех регионах России. В 2006-м электростанция вошла в состав ОАО «ОГК-2». Ее масштабная модернизация началась два года назад, после того, как основным акционером ОГК-2 стал Газпром. В это же время здесь приступили к реализации глобальной экологической программы. Заметных результатов в этом направлении удалось добиться после капитальной реконструкции газоочистного оборудования двух действующих энергоблоков. Только за 2009 год снижение объемов выбросов золы экибастузских углей составило 26%. И это далеко не предел. Прогрессивное газоочистное оборудование с КПД улавливания золы 99,5% установлено на всех 6 котлах первой очереди. Сейчас идет замена электрофильтров и поверхностей нагрева блока № 4, что заметно повысит экономическую эффективность и экологическую безопасность оборудования. Капитальный ремонт блока № 8, запланированный на 2011 год, также предусматривает полную замену системы очистки дымовых газов. Оснащение новыми фильтрами блока № 9 в планах на 2012 год. Таким образом, через 2 года все газоочистное оборудование станции будет соответствовать современным экологическим стандартам.

— Строительство новых блоков даст мощный импульс развитию промышленности региона и социальной инфраструктуры. Это новые рабочие места и значительное увеличение налоговых платежей в бюджеты всех уровней, — рассказывает директор Троицкой ГРЭС Иван ПРОВОДИН. — Уже после ввода в эксплуатацию блока № 10 казна Челябинской области пополнится на миллиард рублей в год только за счет налога на имущество.

В авангарде российской энергетики Сегодня установленная мощность Троицкой ГРЭС составляет 2059 МВт, что соответствует 46,2% мощности всей Челябинской энергосистемы. За 11 месяцев 2010 года станцией выработано свыше 6,7 миллиарда киловатт-часов электроэнергии, а за 50 лет эксплуатации — свыше 471 миллиарда киловатт-часов. На ГРЭС действуют профсоюзная организация и коллективный договор, сотрудники пользуются социальными льготами и гарантиями. Ежеквартально индексируется заработная плата. Масштабная реконструкция оборудования, успешная реализация экологической и инвестиционной программ дают основания полагать, что у Троицкой ГРЭС отличные перспективы. И золотой юбилей станции, наверняка, станет точкой отсчета для новых профессиональных побед сплоченного коллектива энергетиков.

Наращивая мощности Троицкая ГРЭС всегда была пионером в освоении передового энергетического оборудования. Теперь эту традицию на очередном витке истории продолжает крупнейший на Южном Урале инвестиционный проект по строительству двух мощных энергоблоков. Главная цель проекта — ликвидация дефицита электроэнергии в регионе. Ввод в эксплуатацию пылеугольного блока № 10 мощностью 660 МВт намечен на 2014 год. А спустя еще три года завершится строительство энергоблока № 11 аналогичной мощности. Пуск новых объектов позволит увеличить выработку электроэнергии вдвое и минимизировать негативное воздействие на окружающую среду. Энергоблоки будут оснащены самым современным газоочистным оборудованием с улавливающей способностью до 99,54 % и устройствами очистки дымовых газов от серы с эффективностью около 90 %.

№ 10 (19), НОЯБРЬ-ДЕКАБРЬ, 2010 г.

Большая энергетика | Реализация проекта

Комплексные преимущества ОАО «Инженерный центр энергетики Урала», входящее в состав ОАО «Энергостройинвест-Холдинг», — одно из предприятий-лидеров в области предоставления комплексных инжиниринговых услуг для энергетических объектов ОЭС Урала. Комплексность — главное конкурентное преимущество компании. Спектр выполняемых заказов ею включает в себя научно-исследовательскую деятельность, инженерные изыскания, проектирование, монтаж, пуско-наладку, авторский и технический надзор за строительством энергообъектов. Компания объединила в своем составе ведущие проектные, научно-исследовательские, наладочные организации, имеющие многолетний опыт работы в энергетике. Реализованные проекты Любое предприятие лучше всего характеризуют реализованные проекты. Сотрудники ОАО «Инженерный центр энергетики Урала» участвовали в создании и освоении Рефтинской, Среднеуральской, Верхне-Тагильской, Нижневартовской, Сургутской, Пермской, Серовской и других ГРЭС, Ново-Свердловской, Челябинской ТЭЦ, Тюменской ТЭЦ-2 и многих других объектов энергетики и промышленности. В 2009 году основной объем работ выполнялся по заказам российских и зарубежных компаний, ОГК, ТГК, ОАО «ФСК ЕЭС», ОАО «Холдинг

МРСК». Разработана техническая документация: • по реконструкции Тюменской ТЭЦ-1 с переводом электростанции на использование парогазовых установок (ПГУ); • по расширению Среднеуральской ГРЭС и Сургутской ГРЭС-2 парогазовыми установками по 400 МВт; • по реконструкции и расширению Тобольской ТЭЦ. Специалистами компании выполнялся комплекс проектных работ по расширению ПС 500 кВ БАЗ и ПС 500 кВ «Северная», надстройке 500 кВ на ПС «Муравленковская», ПС220/110/ 35 кВ «АМЕТ» с заходами ВЛ 220,110 кВ и КЛ 110,35 кВ, а также ПС 220/10 кВ «Анна» с заходами ВЛ 220 кВ. В настоящее время в зоне пристального внимания ОАО «Инженерный центр энергетики Урала» — Среднеуральская ГРЭС. В 2008 году Общество начало реализацию крупного инвестиционного проекта — «Строительство блока ПГУ-410 МВт на Среднеуральской ГРЭС». Подобные проекты в энергетике Свердловской области реализуются впервые. Строительство энергоблока ведется в рамках инвестиционной программы ОАО «ЭНЕЛ ОГК-5», филиалом которого является Среднеуральская ГРЭС. Генеральный подрядчик — испанская компания «ИБЕРДРОЛА инжиниринг и строительство», имеющая опыт строительства подобных объектов в Европе, на Ближнем Востоке, в Африке и СНГ. Генеральный проектировщик –– ОАО «Инженерный центр энергетики Урала», проектировавшее объекты Среднеуральской ГРЭС на протяжении многих лет; в реализации этого проекта принимают участие все структурные подразделения компании. В 2008 году Дирекцией по проектированию объектов генерации, в состав которой вошли «Уралтеплоэлектропроект» и «УРАЛВНИПИЭНЕРГОПРОМ», разработана проектная документация (ТЭО) для строительства блока ПГУ-410, которая в 2009 году получила положительное заключение ГлавГосЭкспертизы РФ. Это явилось основанием для начала строительства. Одновременно Дирекция «Энергосетьпроект», в состав которой входят «Уралэнергосетьпроект», «Уралсельэнергопроект» и «Челябэнергосетьпроект», разработала «Схему выдачи электрической мощности». Ею была определена необходимость реконструкции существующего ОРУ-220кВ СуГРЭС и строительство новой линии ВЛ-220 кВ. С конца 2008 года специалисты Дирекции по проектированию объектов генерации приступили к разработке рабочей документации строительства блока ПГУ-410. В качестве базового проекта компания «ИБЕРДРОЛА» использовала документацию, разработанную по стандартам США и Европы. Специалисты нашей компании приложили немало усилий для адаптации рабочей документации к действующим нормам РФ. В ходе работы филиал «УралВТИ» провел анализ зарубежных сталей, из которых изготовлены основные системы трубопроводов, на соответствие российским нормам, что помогло специа-

ЭНЕРГОНАДЗОР

листам Дирекции по проектированию объектов генерации выполнить поверочный расчет всех трубопроводов, запроектированных зарубежными проектировщиками, и была полностью разработана рабочая документация ряда технических систем энергоблока: • технического водоснабжения, в том числе береговая насосная станция; • газоснабжения, включая дожимную компрессорную станцию; • внешнего теплоснабжения, включая реконструкцию существующего оборудования для теплофикации СУГРЭС; • отопления, вентиляции и кондиционирования; • пожаротушения; • связи и сигнализации; • водоснабжения, водоотведения и очистки сточных вод; • архитектурные решения и все решения по генплану и др. В настоящее время все работы по рабочему проектированию и монтажу основных систем завершены. ОАО «Инженерный центр энергетики Урала» приступил к подготовке исполнительной документации, пуско-наладке основных систем и регистрации подведомственного оборудования в органах Ростехнадзора. Специалисты «УралОРГРЭС»: • разрабатывают инструкции по эксплуатации для вновь вводимого блока ПГУ-410; • проводят техническое освидетельствование оборудования как экспертная организация, лицензированная в области промышленной безопасности; • участвуют в проведении рабочих комиссий; • организуют проведение инспекторских проверок строящегося объекта; • курируют процесс формирования обязательного комплекта необходимой документации и прохождения его в структурах Ростехнадзора; • осуществляют экспертизу программ испытаний и комплексного опробования, процедур калибровки и поверки систем измерений для проведения гарантийных испытаний. В обязанности «УралОРГРЭС» также входит контроль со стороны Заказчика за проведением комплексного опробования блока и проверка результатов гарантийных испытаний, подтверждающих достижение заявленных поставщиком параметров оборудования. По результатам всех работ должен быть сформирован пакет документации для предъявления в государственные органы для получения заклю-

чения о соответствии объекта требованиям российских норм и проектной документации. Участие в реализации проекта «Строительство блока ПГУ–410 МВт на Среднеуральской ГРЭС» позволило специалистам и руководителям ОАО «Инженерный центр энергетики Урала» не только приобрести дополнительный опыт комплексного проектирования крупного энергетического объекта, но и, сотрудничая с зарубежными партнерами, освоить их методы и практику проектирования, управления проектами. Этот проект «обогатил» обе стороны.

Внутрикорпоративная деятельность компании направлена на постоянное улучшение основных бизнеспроцессов

Команда профессионалов Удерживать лидирующие позиции на рынке энергетических услуг ОАО «Инженерный центр энергетики Урала» помогает уникальный кадровый состав cпециалистов. В компании успешно работают как опытные инженеры, профессионалы отрасли, так и молодые специалисты — выпускники уральских вузов. Внутрикорпоративная деятельность компании направлена на постоянное улучшение основных бизнес-процессов. Так, в быстро меняющихся условиях рынка актуальным стало внедрение современной программы управления проектами на базе ПО Primavera, позволяющей автоматизировать процедуры планирования и контроля в рамках реализуемых проектов. Развивается и ведущее бизнес-направление компании — проектирование. В этой области происходит переход к полномасштабной автоматизации выполнения проектных работ. В настоящее время специалисты компании успешно осваивают программный продукт AVEVA PDMS, позволяющий в едином информационном пространстве создавать технологические схемы, строить трехмерную модель будущего объекта, выпускать техническую документацию. Компания располагает современной изыскательской базой для проведения всего комплекса изыскательных работ и лабораторных исследований. Одна из приоритетных задач специалистов ОАО «Инженерный центр энергетики Урала» — обеспечение высокого качества выполняемых работ и оказываемых услуг. В Обществе с 2007 года внедрена и действует сертифицированная система менеджмента качества. В зоне особого внимания постоянно действующих оперативных комиссий по качеству находятся вопросы, возникающие в ходе выполнения работ по договорам. Цель этой работы — максимально удовлетворить требования и ожидания заказчиков.

ОАО «Инженерный центр энергетики Урала» 620075 Екатеринбург, ул. Первомайская, 56 Тел./факсы: (343) 350-32-35, 355-13-52 E-mail: mail@iceu.ru www.iceu.ru

ОАО «Инженерный центр энергетики Урала» создано в июне 2002 года в соответствии с проектом реформирования научно-проектного комплекса РАО «ЕЭС России». В состав компании вошли открытые акционерные общества: «Уралтеплоэлектропроект», «УРАЛВНИПИЭНЕРГОПРОМ», «Уралэнергосетьпроект», «Уралсельэнергопроект», «Челябэнергосетьпроект», «УралОРГРЭС», «УралВТИ».

№ 10 (19), НОЯБРЬ-ДЕКАБРЬ, 2010 г.

Теплоэнергетика | Опыт

Теплоснабжение по новой системе В Хабаровске с 2000 года реализуется переход от «открытых» зависимых систем теплоснабжения к «закрытым» независимым системам с автоматизированными тепловыми пунктами, благодаря чему открываются новые перспективы в развитии внутриквартальных сетей и внутренних систем отопления. Однако в этой «бочке меда» обнаружилась и «ложка дегтя». Сергей КАНЕВ, генеральный директор Хабаровского центра энергоресурсосбережения, кандидат технических наук, доцент Сергей ТОРОПКОВ, начальник отдела обслуживания АИТП

«открытой» системе теплоснабжения горячее водоснабжение (ГВС) подключено с непосредственным водоразбором из трубопроводов системы теплоснабжения, а системы отопления и вентиляции подключены по зависимой схеме присоединения к тепловым сетям. Недостатки открытой системы теплоснабжения: 1. Большие расходы подпиточной воды, следовательно, большие затраты на водоподготов-

ку. Теплоноситель может использоваться как продуктивно — на нужды ГВС, так и непродуктивно — на несанкционированные утечки. К последним относятся: • утечки через запорно-регулирующую арматуру; • потери при повреждении трубопроводов; • утечки через стояки системы отопления при разрегулированных системах отопления и при недостаточных перепадах давления на элеваторных вводах; • сбросы при ремонтах системы отопления, когда приходится полностью сливать воду, затем снова наполнять систему; если выходные задвижки «не держат», то приходится «обесточивать» целый квартал или врезку. 2. Потребитель получает горячую воду непосредственно из тепловой сети. В этом случае вода может иметь температуру 90 °C и более, давление — 6–8 кгс/см2, что приводит не только к перерасходу тепла, но и создает потенциально опасную ситуацию как для санитарного оборудования, так и для людей. 3. Неустойчивый гидравлический режим теплопотребления (один потребитель влияет на другого). 4. Плохое качество теплоносителя, который содержит большое количество механических примесей, органических соединений и растворенных газов. Это приводит к уменьшению срока эксплуатации трубопроводов систем те-

ЭНЕРГОНАДЗОР

плоснабжения из-за повышенной коррозии и к уменьшению их пропускной способности из-за «обрастания», что нарушает гидравлический режим. 5. Невозможность создания комфортных условий у потребителя при использовании элеваторных систем отопления. Все тепловые пункты абонентов г. Хабаровска оборудованы элеваторным тепловым вводом. Достоинства элеватора: • отсутствие потребления энергии на свой привод; • отсутствие необходимости в высококвалифицированных специалистах. Основной недостаток элеватора –– невозможность пропорционального регулирования тепловой мощности, так как при неизменяющемся диаметре отверстия соплового аппарата он имеет постоянный коэффициент смешения, а процесс регулирования предполагает возможность изменения этой величины. Указанный недостаток можно ликвидировать, если использовать элеватор с регулируемым соплом. Однако практика использования элеваторов с регулируемым соплом показала их низкую надежность при плохом качестве сетевой воды. Кроме того, такие устройства имеют небольшой диапазон регулирования. Поэтому в Хабаровске эти устройства не нашли широкого применения. Другой недостаток элеватора — ненадежность его работы при малом располагаемом перепаде давления. Для устойчивой работы необходимо иметь перепад давления от 120 кПа и более. Однако в Хабаровске проектируются элеваторные узлы при перепаде давления 30–50 кПа, при котором нормальная эксплуатация невозможна. Поэтому очень часто потребители с такими узлами работают на «сброс», что приводит к сверхнормативным потерям сетевой воды. Кроме того, применение элеваторных узлов тормозит внедрение в системах теплоснабжения энергосберегающих мероприятий, таких как, к примеру, комплексное автоматическое регулирование параметров теплоносителя в здании, а также конструкцию системы отопления, обеспечивающую стабильность комфортных условий и экономичный расход тепла.

ИЗ ПРАКТИКИ В Хабаровске проектировались и монтировались, как правило, гидравлически разбалансированные однотрубные системы отопления без термостатов. Покажем на примерах, к чему это может привести. Пример 1 Детский дом на ул. Ленина введен в эксплуатацию в конце 2001 года. Система ГВС закрытая. Система отопления однотрубная, без термостатов, подключена по независимой схеме. После запуска системы теплоснабжения выявились недостатки. Вопервых, система отопления оказалась не сбалансирована. В одних помещениях наблюдался перегрев (25–27 °C), а в других — недогрев (12–14 °C). Причин возникновения такой ситуации было несколько: • для балансировки системы отопления проектировщики предусмотрели шайбы, а монтажники их не врезали, мотивируя это тем, что «все равно они засорятся через 2–3 недели»; • отдельные отопительные приборы выполнены без замыкающих участков, их поверхность завышена, что приводит к перегреву отдельных помещений. Во-вторых, для того чтобы обеспечить циркуляцию и нормальную температуру в недогретых помещениях, концевые стояки работали на «сброс», что приводило к утечкам 20–30 т воды в сутки. В-третьих, система приточной вентиляции не работала, а это недопустимо, так как в здании установлены термостатические окна с низкой воздухопроницаемостью. По просьбе заказчика на стояках была установлена балансировочная арматура и проведена балансировка системы отопления. В результате этих мер температура в помещениях выровнялась (20–22 °C), подпитка системы сократилась до нуля, а экономия тепловой энергии составила 30%. Пример 2 Институт повышения квалификации врачей введен в эксплуатацию в октябре 2002 года. Система ГВС закрытая. Система отопления однотрубная, без термостатов, подключена по независимой схеме. После запуска системы отопления были выявлены следующие недостатки: система отопления не сбалансирована, арматура для регулировки системы отсутствует (проектом даже не предусмотрены дроссельные шайбы). Температура воздуха в помещениях изменяется от 18 до 25 °C, причем для того, чтобы довести температуру в угловых помещениях до 18 °C, необходимо увеличить расход тепла в 3 раза по сравнению с требуемым. То есть если теплопотребление здания уменьшить в три раза, то в большинстве помещений температура будет 18–20 °C, но при этом в угловых помещениях температура не превысит 12 °C.

се вышеизложенное привело к тому, что в 2000 году в Хабаровске начался масштабный переход от «открытых» зависимых систем теплоснабжения к «закрытым» независимым системам с автоматизированными тепловыми пунктами. Это позволяет: • повысить комфортность и надежность обеспечения теплом за счет поддержания необходимой температуры в помещениях вне зависимости от погодных условий и параметров теплоносителя; • повысить гидравлическую устойчивость системы теплоснабжения; гидравлический режим магистральных тепловых сетей нормализуется вследствие того, что автоматика не допускает сверхнормативного превышения потребления тепла;

№ 10 (19), НОЯБРЬ-ДЕКАБРЬ, 2010 г.

Теплоэнергетика | Опыт Применение независимых систем теплоснабжения открывает новые перспективы в развитии внутриквартальных сетей и внутренних систем отопления

• получить экономию тепла в размере 10–15% за счет регулирования температуры теплоносителя в соответствии с температурой наружного воздуха и ночного снижения температуры в отапливаемых зданиях до 30% в переходный период отопительного сезона; • увеличить срок эксплуатации трубопроводов системы отопления здания в 4–5 раз, вследствие того, что при независимой схеме теплоснабжения во внутреннем контуре системы отопления циркулирует чистый теплоноситель, не содержащий растворенного кислорода, поэтому отопительные приборы и подводящие трубопроводы не забиваются грязью и продуктами коррозии; • уменьшить подпитку тепловых сетей и, следовательно, затраты на водоподготовку; • повысить качество горячей воды. Применение независимых систем теплоснабжения открывает новые перспективы в развитии внутриквартальных сетей и внутренних систем отопления: использование гибких предизолированных пластиковых распределительных трубопроводов, имеющих срок службы около 50 лет; полипропиленовых труб для внутренних систем; штампованных панельных и алюминиевых радиаторов и т. п.

днако переход к современным системам теплоснабжения с автоматизированными тепловыми пунктами поставил перед проектными и монтажными организациями, энергоснабжающими компа-

Из практики Обязательное условие для надежного функционирования современных систем теплоснабжения — их техническое обслуживание высококвалифицированными специалистами. Ведь в теплоснабжении, как и в любой другой деятельности, есть свои подводные камни, неочевидные для неспециалиста, но имеющие важное значение для бесперебойной работы системы. Пример 1 В 1998 году в Хабаровске было введено в эксплуатацию здание Хакобанка. Система теплоснабжения дома спроектирована и смонтирована специалистами из Финляндии. Использованное оборудование также финское. Система отопления выполнена по независимой двухтрубной схеме с термостатами, снабжена балансировочной арматурой. Система ГВС закрытая, обслуживалась специалистами банка. В первые три года эксплуатации во всех помещениях поддерживалась комфортная температура. Затем пошли жалобы от жильцов отдельных квартир на то, что в квартире холодно. Обследование показало: система автоматического регулирования не работает (вышел из строя погодный регулятор ECL); поверхности теплообменника системы отопления засорились, что привело к уменьшению его теплопроизводительности на 30% и разбалансировке системы отопления. Пример 2 В отопительном сезоне 2001/02 годов в гостинице цирка через месяц после начала эксплуатации резко упала температура горячей воды (с 2–3 т/ час до 1 т/час). Это произошло из-за забивания первичного контура теплообменника ГВС продуктами сварки, что привело к увеличению гидравлического сопротивления и уменьшению площади теплопередающей поверхности. После того, как теплообменник был разобран и промыт, температура горячей воды достигла нормы.

ниями и потребителями тепла ряд проблем. Рассмотрим их подробно. Проблема № 1. Отсутствие круглогодичной циркуляции в магистральных трубопроводах тепловых сетей. В Хабаровске магистральные трубопроводы системы теплоснабжения находятся под циркуляцией только в течение отопительного сезона. В остальное время теплоноситель поступает по одному из трубопроводов (подающему или обратному), причем часть времени он подается по одному, а часть по другому трубопроводу. Это приводит к дополнительным затратам при внедрении энергосберегающих технологий в системах теплоснабжения, в частности, в системах горячего водоснабжения (ГВС). Из-за отсутствия циркуляции в межотопительном сезоне приходится использовать смешанную систему ГВС: «закрытую» в отопительном сезоне и «открытую» — в межотопительном, что увеличивает капитальные затраты на монтаж и оборудование теплового пункта на 0,5–3%. Проблема № 2. Устаревший подход к проектированию и монтажу внутренних систем теплоснабжения зданий. В советский период массово внедрялись однотрубные нерегулируемые системы отопления, что было обусловлено более низкими (по сравнению с двухтрубными) металлозатратами, затратами на монтаж, а также их более высокой теплогидравлической устойчивостью в многоэтажных зданиях. В настоящее время при вводе новых объектов в городах России в целях энергосбережения обязательно применение терморегуляторов перед нагревательными приборами, что фактически предопределяет проектирование двухтрубных систем отопления. Таким образом, широкое распространение однотрубных систем при оснащении каждого отопительного прибора термостатом потеряло смысл. В регулируемых системах отопления при установке термостата перед нагревательным прибором двухтрубная система отопления оказывается высокоэффективной и обладающей повышенной гидравлической устойчивостью. При этом расхождения по металлозатратам по сравнению с однотрубными находятся в пределах ±10%. Схемы двухтрубных систем могут быть различными, однако наиболее целесообразно применять независимую схему, так как при использовании терморегуляторов (термостатов) зависимая схема ненадежна в эксплуатации изза низкого качества теплоносителя. Необходимо отметить, что даже при проектировании и монтаже автоматизированных тепловых пунктов с погодным регулированием в Хабаровске до настоящего времени проектируются и внедряются только однотрубные системы отопления без терморегуляторов перед отопительными приборами. Причем эти системы гидравлически разбалансированы, иногда настолько сильно, что для того, чтобы поддерживать нормальную температуру в здании, концевые стояки работают «на сброс». И это при независимой схеме отопления.

ЭНЕРГОНАДЗОР

Проблема № 3. Необходимость в техническом обслуживании современных систем теплоснабжения. Современные системы теплоснабжения зданий, выполненные с использованием энергосберегающих технологий, в процессе эксплуатации нуждаются в постоянном уходе. Для этого необходимо привлекать высококвалифицированных специалистов, использующих необходимые технологии и инструменты. В обслуживании автоматизированных тепловых пунктов, в частности Хабаровска, существует несколько проблем. Во-первых, качество теплоносителя низкое, поэтому постоянно возникает проблема очистки фильтров, установленных в первичном контуре теплообменников ГВС и отопления, перед циркуляционными насосами во вторичном контуре теплообменников. Может показаться, что очистка фильтра, установленного в первичном контуре, — это операция, которую может выполнить даже неквалифицированный специалист. Однако для проливки фильтра необходимо на определенное время остановить всю систему теплоснабжения, отключить холодную воду и циркуляционный насос в системе ГВС, а после проведения процедуры запустить снова, что требует высокого уровня профессиональной грамотности. Вторая проблема — контроль за работой оборудования. Например, часто после межотопительного периода циркуляционные насосы находятся в «сухом» состоянии, т.е. не запол-

№ 10 (19), НОЯБРЬ-ДЕКАБРЬ, 2010 г.

нены сетевой водой, и их сальниковые уплотнения засыхают, а иногда даже прикипают к валу насоса. Поэтому для избежания протечек сетевой воды через сальниковые уплотнения перед запуском необходимо несколько раз плавно прокрутить насос вручную.

тобы ускорить процесс перехода с устаревших «открытых» к современным «закрытым» системам теплоснабжения с внедрением энергосберегающих технологий и сделать его необратимым, необходимо сделать следующее. Во-первых, нужно переломить «психологию» заказчиков, проектировщиков, монтажников и эксплуатационников, которые убеждены, что проще и дешевле внедрять устаревшие традиционные схемы теплоснабжения с однотрубными системами отопления и элеваторными узлами, которые не нуждаются в обслуживании и регулировке, чем создавать себе дополнительные финансовые затруднения, переходя к современным системам теплоснабжения с системами автоматики и регулирования. Во-вторых, создать специализированные организации, которые бы реализовывали комплекс работ, от проектирования и монтажа до пуско-наладки и обслуживания современных систем теплоснабжения. Для этой цели необходимо проводить целенаправленную работу по подготовке специалистов в области энергосбережения.

При вводе новых объектов в целях энергосбережения обязательно применение терморегуляторов перед нагревательными приборами, что фактически предопределяет проектирование двухтрубных систем отопления

Дата | 40 лет Рефтинской ГРЭС

Юбилейная дата уральского энергогиганта Рефтинская ГРЭС — филиал ОАО «Энел ОГК-5» — крупнейшая электростанция в угольной генерации как на территории России, так и на всем постсоветском пространстве. Станция с установленной электрической мощностью 3 800 тыс. кВт (6 энергоблоков по 300 тыс. кВт и 4 энергоблока по 500 тыс. кВт) с 1970 года обеспечивает электроэнергией промышленные районы Свердловской, Тюменской, Челябинской областей и Пермского края.

На Рефтинской ГРЭС успешно реализован экологический проект, по своим масштабам не имеющий аналогов в

России, —

рекультивация золоотвала

№1

Александр МЕЛЬНИКОВ, глава городского округа Рефтинский

Александр ЖУГРИН, директор Рефтинской ГРЭС

Сегодня на Рефтинской ГРЭС под руководством директора Александра Жугрина и главного инженера Константина Романенко решаются новые производственные задачи — масштабное обновление, замена и ремонт первоначально установленного оборудования в рамках инвестиционной программы технического перевооружения. Комплексно решаются технические, хозяйственные, бытовые и другие вопросы. Это, в свою очередь, требует четкой организованности как от руководства электростанции, так и от ее сотрудников, и от подрядных организаций. Очень символичным является то, что именно в предъюбилейный период у Рефтинской ГРЭС появилась возможность реализовывать лучшие технические проекты и передовые разработки, существующие в мире.

В 2010 году началась реконструкция энергоблока №5, ставшая своеобразной точкой отсчета для поэтапной модернизации Рефтинской ГРЭС, в результате которой планируется увеличение установленной мощности, КПД блоков, улучшение экологических показателей электростанции. Среди наиболее значимых проектов по модернизации производства — замена электрофильтров и поверхностей нагрева котлоагрегатов, реконструкция турбин. Успешное завершение этих проектов повысило надежность и экономичность работы ГРЭС. Большой шаг вперед сделан в сфере автоматизации производства: на всех энергоблоках 500 МВт (№7–10) внедрены программнотехнические средства АСУ ТП, кроме того, применяются новые информационные технологии (например, программа SAP). Большое внимание уделяется вопросу снижения воздействия электростанции на экологию. Так, в 2008 году на электростанции был успешно реализован важный экологический проект, по своим масштабам не имеющий аналогов в России — рекультивация золоотвала №1. Это мероприятие

Вклад Рефтинской ГРЭС в развитие поселка Рефтинский сложно переоценить. Свое начало населенный пункт берет от истоков рождения предприятия: с его строительства началось и строительство поселка. Многое изменилось с того дня, когда был запущен первый энергоблок электростанции. Но главное осталось неизменным — упорство и огромное трудолюбие людей, которые ежедневно применяют свои знания и профессиональное мастерство для организации работы самой крупной угольной электростанции России. Энергетика по праву считается стержневой отраслью экономики, и Ваш успешный труд — это весомый вклад в развитие и процветание нашей страны, области, поселка. В настоя-

щее время эффективность работы Рефтинской ГРЭС — это основа полноценной жизни четырех территорий Уральского федерального округа. Благодаря слаженной и четкой работе энергетиков в наших домах и на предприятиях есть свет и тепло, без которых просто невозможно представить жизнь и производство. Эта профессия поистине созидательная, благородная. Уверен, что Рефтинская ГРЭС сумеет и в будущем сохранить кадровый потенциал, и еще не одна славная страница будет вписана ею в историю энергетической отрасли и поселка Рефтинский. Всяческих успехов и дальнейшего развития Вам, Александр Геральдович, Вашему предприятию и всем сотрудникам Рефтинской ГРЭС!

Активная модернизация

ЭНЕРГОНАДЗОР

было признано лучшим проектом в номинации «Природоохранные технологии» в рамках премии «Лучший экологический проект года», учрежденной Министерством природных ресурсов и экологии Российской Федерации. Еще один важный реализуемый проект также связан с ликвидацией отходов. В настоящее время на Рефтинской ГРЭС применяется традиционная гидравлическая система золоудаления, требующая использования больших площадей для хранения золы и организации регулярной подпитки золоотвала водой. Гидравлическая система не позволяет полностью избежать пыления берегов золоотвала в засушливые годы, а также создает повышенную нагрузку на природную водную среду. Кроме того, существуют значительные техногенные риски, связанные с состоянием дамбы гидрозолоотвала как серьезного гидротехнического сооружения. В связи с этим после детального изучения успешного опыта ведущих мировых энергетических концернов Советом директоров ОАО «Энел ОГК-5» было принято решение о внедрении новой системы золошлакоудаления с использованием экологически приемлемых и экономически целесообразных технологий. Этот метод предусматривает раздельное удаление золы и шлака. Поэтапный переход Рефтинской ГРЭС на систему сухого золошлакоудаления позволит решить сразу несколько проблем: • сократить использование площадей под строительство нового золоотвала с 500 до 45 га; • избежать слишком большого водопотребления ГРЭС; • использовать сухую золу в строительных нуждах; • сократить сброс загрязняющих веществ в водные объекты в 5 раз; • продлить жизнедеятельность электростанции до 2045 года. Существующая система гидравлического удаления золы и шлака будет сохранена в качестве резервной для обеспечения бесперебойной работы котельного оборудования при временном отключении системы сухого золоудаления (для проведения регламентных работ и техобслуживания).

Высокая оценка безопасности Охрана и безопасность труда — это не только и не столько список отраслевых правил, стандартов и инструкций, — уверен коллектив Рефтинской ГРЭС. Это — часть мировоззрения каждого сотрудника станции, от рабочего до директора. Такой подход, безусловно, приносит свои плоды. Так, в мае 2009 года Рефтинская ГРЭС была отмечена почетным третьим местом среди предприятий топливно-энергетического комплекса в ежегодном конкурсе по культуре производства и охране труда среди организаций, расположенных на территории Свердловской области. А по итогам 2009 года коллектив Рефтинской ГРЭС награжден почетной грамотой и заслужил переходящий кубок ОАО «Энел ОГК5» за работу по совершенствованию безопасности труда работников станции и подрядных организаций.

№ 10 (19), НОЯБРЬ-ДЕКАБРЬ, 2010 г.

Уважаемые коллеги! Дорогие друзья! Поздравляю коллектив Рефтинской ГРЭС со значимым событием — 40-летием со дня пуска первого энергоблока. Строительство Рефтинской ГРЭС в 1960-х было вызвано необходимостью покрытия возрастающего дефицита электроэнергии не только в Свердловской области, но и во всем Уральском федеральном округе, на северных территориях которого велось освоение громадных месторождений нефти и газа. Сегодня Рефтинская ГРЭС — крупнейшая теЮрий ШЕВЕЛЕВ, пловая электростанция в России, работающая министр энергетики на твердом топливе. На плечах ее коллектива и ЖКХ Свердловской лежит колоссальная ответственность за энергеобласти тическую безопасность Свердловской области и всего Уральского региона, за рост его экономического и промышленного потенциала, за свет, тепло и уют в домах уральцев. Рефтинские энергетики — это мужественные люди, профессионалы высшего класса. Благодаря повседневному напряженному труду не одного поколения энергетиков Рефтинской ГРЭС некогда рабочий поселок Рефтинский превратился в современный компактный город с развитой инфраструктурой, комфортный и уютный для проживания. Юбилейный 2010 год войдет в историю электростанции как год начала реализации крупных проектов по техническому перевооружению и реконструкции основного энергоборудования электростанции, внедрению современных технологий. В частности, в этом году начата масштабная реконструкция энергоблока №5 300 МВт, в планах ближайших лет поэтапная реконструкция всех блоков 300 МВт, затем блоков 500 МВт. Еще одна сложнейшая задача, которая сегодня стоит перед рефтинскими энергетиками, — это завершение реконструкции системы золошлакоудаления. Реализация этого проекта позволит значительно улучшить экологическую обстановку в районе расположения электростанции. Уверен, что высокие технико-экономические показатели и надежная работа Рефтинской ГРЭС на протяжении 40 лет — это результат слаженной работы всех специалистов и сотрудников электростанции, грамотной и продуманной технической политики, последовательной реализации запланированных программ модернизации и развития предприятия. Отдельно хочу поблагодарить ветеранов Рефтинской ГРЭС за добросовестный труд, огромный личный вклад в становление и развитие не только электростанции, но и энергетического комплекса Свердловской области и Уральского региона в целом. Крепкого здоровья и долгих лет жизни вам! Коллективу Рефтинской ГРЭС желаю дальнейших производственных успехов, здоровья, благополучия, неугасаемого оптимизма и уверенности в завтрашнем дне! С праздником!

Дата | 40 лет Рефтинской ГРЭС

В 2010 году РГРЭС активно готовится к сертификации на соответствие требованиям международного

ОНSAS 18001 «Система

стандарта

менеджмента здравоохранения и безопасности»

Рефтинское монтажное управление «Уралэнергомонтаж»

620017 Екатеринбург, пр. Космонавтов, 11 Б, оф. 93 624285 Свердловская обл., п. Рефтинский, а/я 1 Тел. (34365) 3-33-06 Факс (34365) 3-55-37

Эта оценка — результат деятельности руководства предприятия, всех структурных подразделений электростанции, сотрудников отдела промышленной безопасности и охраны труда по сокращению производственного травматизма и профзаболеваний, по снижению профессиональных рисков. Для обеспечения безопасности, главной цели в области охраны труда, на Рефтинской ГРЭС проводится множество мероприятий. Кроме ежемесячного дня ТБ, ежедневно работают ответственные дежурные, руководители структурных подразделений, которые по графику осуществляют обход рабочих мест по всей станции. Кроме того, на станции существует практика уполномоченных по охране труда. Они назначены в каждом структурном подразделении. В их задачи входит отслеживание состояния рабочих мест с регистрацией замечаний и контроль мероприятий по их устранению. Одно из важнейших направлений деятельности электростанции в этом году — активная

Алексей НОЖЕНЬКИН,

директор Рефтинского монтажного управления «Уралэнергомонтаж» — Уважаемый Александр Геральдович! Примите самые искренние поздравления по случаю знаменательного события — 40-летия со дня пуска в эксплуатацию Рефтинской ГРЭС. Усилиями многотысячного коллектива энергетиков, строителей, монтажников, проектировщиков, ремонтников в 1980 году станция вышла на проектную мощность и стала самой крупной электростанцией в СССР и Европе. За прошедшие годы Ваш коллектив достиг огром-

подготовка к сертификации на соответствие требованиям международного стандарта ОНSAS 18001 «Система менеджмента здравоохранения и безопасности». Он направлен на создание системы управления охраной труда и техникой безопасности. По итогам этой работы Рефтинская ГРЭС получит сертификат, подтверждающий регистрацию в качестве предприятия с действующей системой управления охраной труда и безопасностью, которая соответствует данному международному стандарту. Это приведет к совершенствованию системы охраны труда на станции. Эффективная реализация всех проектов была бы невозможна без добросовестного, качественного труда персонала электростанции. Коллектив Рефтинской ГРЭС — это высокие профессионалы, преданные любимому делу. В планах рефтинских энергетиков — продолжение реализации программ ремонта и технического перевооружения электростанции для увеличения надежности работы ее оборудования. ных успехов в деле надежного бесперебойного энергоснабжения Урала. Сегодня Рефтинская ГРЭС — это флагман российской энергетики. Все прошедшие 40 лет Рефтинскую ГРЭС и «Уралэнергомонтаж» связывали тесные партнерские и дружеские отношения. Надежность, качество, оперативность — вот отличительные черты нашего сотрудничества. «Уралэнергомонтаж» гордится тем, что является партнером энергетического гиганта — Рефтинской ГРЭС. Поздравляю славный коллектив Рефтинской ГРЭС с праздником. Желаю крепкого здоровья, успехов в вашем нелегком труде, благополучия, счастья вам и вашим близким.

ЭНЕРГОНАДЗОР

Партнерство длиной в 20 лет ООО «ПСО «Теплит» — предприятие, объединившее в себе два крупных завода — в п. Рефтинский и в г. Березовский — cотрудничает с Рефтинской ГРЭС уже более 20 лет. Одно из предприятий — Рефтинский завод газозолобетонных изделий — было организовано как непрофильное подразделение Рефтинской ГРЭС с целью переработки золы-уноса, которая используется в качестве кремнеземистого компонента при производстве газозолобетонных блоков автоклавного твердения. За 20 лет заводами ООО «ПСО «Теплит» выпущено 2,7 миллиона кубических метров газозолобетонных изделий и переработано 934 тысячи тонн золы-уноса Рефтинской ГРЭС. На сегодня это максимальный показатель по Свердловской области и один из крупнейших в России. Результат переработки — экологически чистые строительные материалы высокого качества с конкурентоспособной ценой. ООО «ПСО «Теплит» специализируется на выпуске мелких стеновых блоков (твинблоков) из автоклавного газобетона широкой номенклатуры на основе золы-уноса. Общая произ-

водственная мощность заводов составляет 520 тысяч кубометров изделий в год, что позволяет построить 4,5 тысячи индивидуальных домов площадью до 150 квадратных метров. Выпуск продукции осуществляется на автоматизированной линии, оснащенной оборудованием немецкой компании WEHRHAHN. Помимо основного вида деятельности ООО «ПСО «Теплит» успешно занимается жилищным строительством. Так, в 2010 году состоялось торжественное открытие первой очереди 10-этажного жилого дома в поселке Рефтинский. Финансирование строительства осуществлялось Рефтинской ГРЭС совместно с ООО «ПСО «Теплит». Стоит отметить, что за последние 20 лет это первый сданный в поселке объект. Строительство жилых зданий в Рефтинском было приостановлено, поэтому возведение нового дома с применением самых новых технологий, с прекрасной отделкой и придомовой территорией помогло не только существенно увеличить количество жилья в поселке, но и улучшить его качество. В проекте компании — вторая очередь дома, то есть еще 76 квартир.

ООО «Производственно-строительное объединение «Теплит» Тел./факс (343) 266-29-55 E-mail: info@teplit.ru www.teplit.ru

Владимир ЛЕВЧЕНКО, директор ООО «ПСО «Теплит»: — Уважаемые коллеги! От имени коллектива ООО «ПСО «Теплит» и от себя лично поздравляю коллектив Рефтинской ГРЭС с 40-летним юбилеем и с Днем энергетика. Желаю доброго здоровья, семейного благополучия и нескончаемой энергии! ПСО «Теплит» ценит сотрудничество с Рефтинской ГРЭС и надеется на дальнейшие совместные проекты и плодотворную работу.

Грамотный подход Филиал ООО «ИНКОТЭМ» — «ИНКОТЭМУРАЛ» создан в феврале 2009 года. Спектр услуг включает в себя: монтаж, виброналадку, котлоочистительные работы, реконструкцию и ремонт тепломеханического и электротехнического оборудования тепловых электростанций; техническое обслуживание, эксплуатацию и ремонт башенных и козловых кранов, грузовых и пассажирских лифтов, оборудования кислородного хозяйства; строительно-монтажные и ремонтные работы энергетических, промышленных и гражданских объектов. Залог успешного функционирования филиала — грамотный подход к срокам ремонтных работ, эффективная организация труда, ведение точного учета, комплексный контроль всего производственного процесса. Главное правило филиала — беспрекословное выполнение всех отраслевых требований и регламентов выполнения заказа, сокращение сроков и повышение качества ремонтных работ. К преимуществам сервисного обслуживания можно отнести наличие квалифицированного персонала, широкие возможности собственного инжинирингового сопровождения проектов по ремонту, модернизации и техническому обслуживанию энергооборудования. Один из основных заказчиков «ИНКОТЭМУрал» — Рефтинская ГРЭС. Компании связывают деловые отношения, основанные на

№ 10 (19), НОЯБРЬ-ДЕКАБРЬ, 2010 г.

социальном партнерстве и взаимовыгодном сотрудничестве. Руководство электростанции проявляет серьезное и ответственное отношение к вопросу своевременного ремонта оборудования, понимая, что это необходимая мера для обеспечения необходимой выработки энергии. В рамках сотрудничества «ИНКОТЭМ-Урал» успешно выполнило на Рефтинской ГРЭС ряд ремонтных работ. Первым совместным проектом стал ремонт третьего энергоблока, реализованный всего за 45 дней. В компании «ИНКОТЭМУрал» понимают, что затягивание ремонтов энергооборудования приведет к дефициту энергии на территории действия станции, поэтому работа на объекте велась круглосуточно. Созвучие приоритетов в работе — ответственности, оперативности, высокому качеству — позволило «ИНКОТЭМ-Урал» и Рефтинской ГРЭС выстроить стабильные партнерские отношения. За время сотрудничества был проведен средний ремонт двух энергоблоков мощностью 300 МВт, одного — мощностью 500 МВт; оказаны услуги по эксплуатации гибких производственных модулей и по подаче кислорода, пропана, азота для производственных нужд; осуществлена очистка оборудования и техническое обслуживание электрической части ГПМ; проведены виброналадочные работы во время текущих ремонтов.

«ИНКОТЭМ» «ИНКОТЭМ–Урал» Филиал ООО «ИНКОТЭМ» «ИНКОТЭМ-УРАЛ» 624285 Свердловская обл., г. Асбест, пгт. Рефтинский, Рефтинская ГРЭС Тел./факс (34365) 3-00-24 e-mail: incotem-ural@yandex.ru

Энергетика и безопасность | Опыт

К охране труда — системный подход Специфика труда на гидроэнергетических предприятиях предполагает наличие серьезной профессиональной подготовки персонала, в том числе в области охраны труда и промышленной безопасности. Несчастные случаи на производственных объектах могут являться источником возникновения угроз здоровью и жизни людей, временных приостановок работ, имущественного ущерба и т.д.

Анна УСТИНОВА, руководитель департамента консалтинга в области систем менеджмента ООО «Си-Эй-СиГородской центр экспертиз» (Санкт-Петербург)

2009 году руководством ОАО «РусГидро» было принято стратегическое решение о разработке и внедрении систем управления охраной труда (ОТ) и промышленной безопасностью (ПБ) в соответствии с национальными и международными требованиями. Основными целями создания систем управления охраной труда и промышленной безопасностью в филиалах стали: • создание рационального механизма управления охраной труда и ПБ; • непрерывное повышение уровня охраны труда и промышленной безопасности; • экономия ресурсов, направленных на мероприятия по охране труда и ПБ, за счет эффективного управления производственными рисками; • создание комфортных и безопасных условий труда; • повышение интереса к рабочим местам квалифицированных кадров. В рамках работ по разработке систем управления охраной труда и промышленной безопасностью рассматривались риски, связанные со здоровьем человека. Для реализации этого решения были выбраны два филиала ОАО «РусГидро»: «Каскад Верхневолжских ГЭС» и «Каскад Кубанских ГЭС». На первом этапе работ экспертами был осуществлен диагностический аудит. Рабочая группа ознакомилась с объектами, рабочими процессами и повседневной деятельностью филиалов ОАО «РусГидро» в области охраны труда и промышленной безопасности, определила степень соответствия функционирующей системы управления ОТ требованиям стандарта OHSAS 18001:2007 «Системы менеджмента профессионального здоровья и безопасности — Требования». По результатам диагностического аудита был определен объем работ и основные требования к разрабатываемой системе управления. В частности, в процессе оценочного

аудита было выявлено, что процедура идентификации опасностей в филиалах ОАО «РусГидро» не учитывала деятельность подрядных организаций и посетителей, имеющих доступ к рабочему месту; а также опасности, возникающие вне рабочего места, способные негативно повлиять на здоровье и безопасность лиц. Важно отметить, что сложившаяся на гидроэнергетических предприятиях система управления охраной труда не определяла конкретные цели и задачи в области ОТ и промышленной безопасности. Существовало планирование деятельности, которое определялось требованиями законодательства и не подразумевало улучшение или совершенствование существующей системы управления.

а втором этапе создания систем управления охраной труда и промышленной безопасностью была определена иерархия полномочий и взаимосвязи на различных уровнях управления: • руководство; • структурное подразделение; • трудовой коллектив. Виды деятельности, которые прямо или косвенно влияют на систему управления охраной труда и промышленной безопасности, были определены и зафиксированы документально, регламентирующая документация разработана согласно стандарту OHSAS 18001:2007. В план мероприятий по разработке и внедрению систем управления были включены: • проведение консультационных семинаров по системе управления охраной труда и промышленной безопасности; • разработка внутренних нормативных документов и записей (Положений, инструкций, журналов и т.п.); • идентификация опасностей и оценка производственных рисков; • внутренние аудиты; • анализ системы управления со стороны руководства.

ЭНЕРГОНАДЗОР

Реестр производственных опасностей и рисков Вид деятельности

Производство электроэнергии

Операция

Эксплуатация насосных агрегатов, турбин, тягодутьевых устройств, вентиляционных установок. Ремонт технологического оборудования Эксплуатация и обслуживание автомобильных грузоподъемных кранов, автогидроподъемников (вышек) Работа на воздушных линиях

Наименование опасности Движущиеся (в т.ч. вращающиеся) части машин и механизмов

Категория риска Высокая

Высокое гидравлическое давление в системе привода

Нормальные (не аварийные)

Механическая травма

Умеренная

Повышенная или пониженная температура воздуха рабочей зоны

Нормальные (не аварийные)

Разгерметизация, травма

Низкая

В филиалах ОАО «РусГидро» проводились семинары по управлению рисками. Они были направлены на развитие навыков проведения ежедневных наблюдений и аудитов по безопасности, включая навыки закрепления безопасных методов выполнения работ, а также корректировки опасных действий и созданных условий труда. Перед экспертами стояла задача не столько научить, сколько воспитать в сотруднике необходимые качества, сформировать в нем особую культуру безопасности. Важной особенностью разработки системы управления охраной труда и промышленной безопасностью в филиалах стала ее интеграция с функционирующими системами управления. Например, в филиале ОАО «РусГидро» — «Каскад Кубанских ГЭС» рабочая группа создавала систему управления (СУ) с учетом требований системы экологического менеджмента. Интеграция СУ позволила уменьшить количество общесистемных процедур (управление документацией и записями), быстрее и проще выполнить работы по внедрению системы управления охраной труда и промышленной безопасностью. Далее, для филиалов ОАО «РусГидро» экспертами была разработана методика оценки производственных рисков, основанная на «Пяти шагах к оценке рисков»: • шаг 1: планирование работ по идентификации опасностей и рисков; • шаг 2: идентификация производственных опасностей и рисков (ПР); • шаг 3: оценка ПР; • шаг 4: планирование и внедрение мероприятий по снижению/исключению ПР; • шаг 5: контроль выполнения мероприятий по снижению/исключению ПР. В рамках инструкции по управлению рисками применен принцип «светофора» (высокий — умеренный — низкий риск) для лучшего восприятия работниками. Для примера часть реестра производственных опасностей и рисков одного из филиалов представлена в таблице.

№ 10 (19), НОЯБРЬ-ДЕКАБРЬ, 2010 г.

Наименование Условия риска возникновения риска Нормальные Механическая (не аварийные) травма

ри описании процедуры внутренних проверок эксперты проанализировали процесс проведения Дней охраны труда в филиалах ОАО «РусГидро». Анализ требований (порядка проведения, программ, записей) позволил без кардинального изменения процедуры скорректировать порядок проведения Дня охраны труда в соответствии с требованиями OHSAS 18001:2007 и упростить формы записей. К настоящему времени получены такие результаты внедрения и функционирования систем управления охраной труда и промышленной безопасностью в выбранных филиалах ОАО «РусГидро»: • система управления охраной труда приведена в соответствие с требованиями стандарта OHSAS 18001:2007; • установлены измеримые цели и программы в области охраны труда и промышленной безопасности; • определены и доведены до сведения роли и ответственность каждого работника в системе управления; • идентифицированы опасности и риски (перечни), выявлены значимые риски, разработаны меры по исключению и снижению рисков. В заключение важно отметить, что предприятия гидроэнергетики — очень сложная структура. Необходима совместная грамотная работа на всех уровнях — от руководства до непосредственных работников, а также согласованная работа с внешними городскими и федеральными органами. Система управления, построенная в соответствии с международными требованиями, позволяет создать на предприятии культуру безопасности наивысшего уровня — культуру, благодаря которой специалист в процессе работы начинает заботиться не только о личной безопасности, но и безопасности своих коллег и окружающих людей.

Система

управления, построенная в соответствии с международными требованиями, позволяет создать на предприятии культуру безопасности наивысшего уровня

ООО «Си-Эй-Си– Городской центр экспертиз» 192102 Санкт-Петербург, ул. Бухарестская, 6 Тел./факсы: (812) 334-59-87, 334-59-88, 334-59-89 www.gce.ru

Энергетика и СРО | База

Третейский суд при СРО В обобщенном понимании Третейский суд — это один из институтов саморегулирования гражданского общества, направленный на разрешение гражданскоправовых споров на основе взаимного соглашения сторон. В Третейском суде стороны добровольно доверяют разрешение спора компетентному посреднику, а не государственному чиновнику. Исходя из этого определения, из самой сущности третейского разбирательства очевидно, что Третейский суд — один из логичных атрибутов саморегулирования бизнеса. Задачи Третейского суда Главная функция, которую выполняют Третейские суды при саморегулируемых организациях, — это предоставление возможности урегулирования внутренних споров экономического характера путем третейского разбирательства.

Третейские суды при СРО рассматривают споры, которые возникают как между членами самой саморегулируемой организации, так и между ними и потребителями произведенных членами СРО товаров (работ, услуг), а также иными лицами, в соответствии с законодательством о третейских судах. Задачи Третейского суда при СРО сводятся к защите охраняемых законом прав и интересов компаний, входящих в СРО, обеспечению быстроты и экономичности разрешения спора, сохранению и упрочнению деловых отношений спорящих сторон, несмотря на имеющиеся разногласия. Задача сохранения партнерских отношений между спорящими сторонами имеет особое значение в контексте третейских разбирательств в судах при саморегулируемых организациях. Здесь как нельзя более ярко обозначается посредническая роль Третейских судов, которые призваны оказывать максимальное содействие мирному, цивилизованному разрешению споров, повышению деловой культуры и эффективности разрешения конфликтных ситуаций. В конечном итоге сама саморегулируемая организация заинтересована в разрешении споров мирным путем, недопущении создания напряженности между отдельными членами СРО. Таким образом, Третейские суды опосредованно решают задачу развития гражданско-правовой культуры в среде саморегулируемой организации.

Преимущества Третейское разбирательство обладает целым рядом преимуществ по сравнению с разбирательством в государственном суде. Так, стороны могут выбирать судей из списка Третейского суда по своему усмотрению. Обычно в этот список входят авторитетные специалисты в области права, а также лица, компетентные в области, профильной для СРО. Третейские судьи не зависят ни от одной из сторон спора. Как следствие — их решения объективны. Разбирательство производится только в одной инстанции, по упрощенной, но вместе с тем в достаточной мере прописанной процедуре. В результате решение выносится в существенно

Основные отличия Третейского суда от государственного Государственный суд Документы, которыми руководствуется суд

Процессуальные кодексы

Соглашение сторон, собственный регламент, на усмотрение состава суда*

Лица, участвующие в рассмотрении дела

Судья, назначаемый государством

Состав суда, формируемый сторонами

Исполнение решения суда

Обязательное

Добровольное

Приведение решения в исполнение

Принудительное

Добровольное, с возможностью принудительного

Обжалование решения

В вышестоящем суде

В арбитражном суде

Конфиденциальность

Отсутствует

Полная

Третейские суды опосредованно решают задачу развития гражданскоправовой культуры в среде саморегулируемой организации

Третейский суд

* Согласованные сторонами правила не могут противоречить обязательным положениям федерального законодательства.

ЭНЕРГОНАДЗОР

меньший срок с момента подачи искового заявления, нежели в государственном суде. Третейское разбирательство основывается на состязательности сторон. Вдобавок, важнейшими факторами при рассмотрении дела являются условия договора и обычаи делового оборота. Таким образом обеспечивается разумный и справедливый подход к рассмотрению споров. Наконец, третейский сбор ниже государственной пошлины, которая уплачивается в государственных арбитражных судах. Третейское разбирательство в целом экономичнее обращения в государственный суд.

Недостатки Безусловно, помимо преимуществ у третейских судов существуют и некоторые недостатки. Рассмотрим их подробнее. Так, в некотором смысле, особенность третейского разбирательства, которая одновременно является и одним из преимуществ, может в некоторых случаях рассматриваться и как недостаток системы. Речь идет о конфиденциальности разбирательства. Конфиденциальность подразумевает отсутствие гласности судебной процедуры. Далее, круг лиц, имеющих право на обжалование решений третейского суда, строго ограничен. Третьи лица, считающие, что их интересы могут быть ущемлены в результате вынесения того или иного решения, не могут обжаловать решение, поскольку третейское разбирательство имеет договорную основу. Кроме того, обжалование решений третейского суда возможно лишь в случае, если стороны не установили, что решение третейского суда не оспаривается и является окончательным. При этом перечень оснований для обжалования направлен на защиту, прежде всего, процедурных требований, а не материальных или процессуальных прав.

Порядок Федеральным законом «О третейских судах в Российской Федерации» предусмотрено, что постоянно действующий Третейский суд осуществляет разбирательство по правилам постоянно действующего третейского суда, если стороны

не договорились о других правилах разбирательства. В правилах третейского разбирательства регулирование ключевых вопросов рассмотрения максимально приближено к аналогичным нормам, содержащимся в Арбитражном процессуальном кодексе РФ (АПК РФ). Третейское разбирательство начинается с подачи искового заявления в третейский суд. Однако срок рассмотрения дела отсчитывается со дня образования состава и составляет три месяца. В отношении споров, рассматриваемых по правилам международного коммерческого арбитража, — 180 дней. Требования к форме и содержанию искового заявления в третейский суд в целом совпадают с требованиями АПК РФ. Существуют только два отличия: в исковом заявлении должна быть обоснована компетенция Третейского суда, истец должен указать выбранного им судью (запасного судью) или высказать просьбу о назначении судьи председателем суда. Из-за этих особенностей необходимо предоставлять дополнительный документ, содержащий третейское соглашение, хотя такое соглашение содержится, как правило, в договоре, из которого возник спор. Подача искового заявления сопровождается уплатой третейского сбора, который идет на выплату гонораров судьям и организацию деятельности суда, что гарантирует его независимость. Споры в третейском суде рассматриваются единолично либо коллегиально, при этом коллегиальная форма традиционно является предпочтительной. Рассмотрение осуществляется составом третейского суда в одном или нескольких заседаниях с участием сторон и (или) их представителей. Если стороны не договорились об ином, то состав третейского суда рассматривает дело в закрытом заседании. Стороны вправе договориться о разбирательстве на основе письменных материалов, независимо от существа спора и размера исковых требований. При этом сам третейский суд не имеет права предлагать сторонам рассмотрение по письменным документам без проведения судебного заседания.

Юрий ТИМОХОВ, председатель Третейского суда при СРО НП «ЭнергоСтройАльянс», председатель Третейского суда при СРО НП «Э.С.П.» (Москва)

Дмитрий МУРЗИНЦЕВ, генеральный директор СРО НП «ЭнергоСтройАльянс» и СРО НП «Э.С.П.»

Когда Решение Третейского суда может быть оспорено (отменено) в арбитражном суде? Лишь в одном случае — если заявитель докажет, что: • третейское соглашение недействительно по основаниям, предусмотренным федеральным законом; • сторона не была должным образом уведомлена об избрании (назначении) третейских судей или о третейском разбирательстве, либо по другим уважительным причинам не могла представить третейскому суду свои объяснения; • решение Третейского суда вынесено по спору, не предусмотренному третейским соглашением; • состав Третейского суда или процедура третейского разбирательства не соответствовали соглашению сторон или федеральному закону.

№ 10 (19), НОЯБРЬ-ДЕКАБРЬ, 2010 г.

Энергетика и СРО | Комплексность

Основа инвестиционных проектов Введенный в ноябре 2009 года Федеральный закон «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности…» определил обязательность саморегулирования в сфере энергетических обследований (энергоаудита). Практика становления нового для России управленческого института саморегулирования выявила одну из основных проблем его развития — отставание инвестиционных процессов от быстроменяющейся за счет введения механизмов саморегулирования отраслевой системы управления. Павел ЖБАНОВ, проректор по научной работе Государственной академии специалистов инвестиционной сферы, профессор, почетный строитель России (Москва)

ышеупомянутый Федеральный закон № 261-ФЗ определил не только обязательность саморегулирования в сфере энергетических обследований, но и необходимость проведения энергоаудита для значительного числа лиц. Для осознания широкомасштабности этой обязательности напомню, что до 31 декабря 2012 года энергетические обследования обязаны провести: • органы государственной власти и местного самоуправления, наделенные правами юридических лиц;

• организации с участием государства или муниципального образования; • организации, осуществляющие регулируемые виды деятельности; • организации, осуществляющие производство и (или) транспортировку воды, природного газа, тепловой энергии, электрической энергии, добычу природного газа, нефти, угля, производство нефтепродуктов, переработку природного газа, нефти, транспортировку нефти, нефтепродуктов; • организации, совокупные затраты которых на потребление природного газа, дизельного или

Особенно ярко проблема отставания инвестиционных процессов от быстроменяющейся за счет введения механизмов саморегулирования отраслевой системы управления проявилась в строительной отрасли. Резкое возрастание «финансового бремени» для строительных компаний, вызванное необходимостью декларирования их имущественной ответственности в составе саморегулируемых организаций (затраты составляют 1–30 миллионов рублей в компенсационный фонд СРО плюс различные взносы), не только не было подкреплено инвестициями в отрасль, но по большинству регионов уменьшено в объемах инвестиционно-строительных процессов. В результате дисбаланс между увеличенным финансовым бременем строительных компаний и уменьшенным объемом инвестиционных потоков в отрасль привел к серьезным дестабилизирующим ситуациям.

ЭНЕРГОНАДЗОР

иного топлива, мазута, тепловой энергии, угля, электрической энергии превышают 10 миллионов рублей за календарный год; • организации, проводящие мероприятия в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности, финансируемые полностью или частично за счет средств федерального бюджета, бюджетов субъектов Российской Федерации, местных бюджетов. Вполне очевидно, что развитие института саморегулирования в сфере энергоаудита базируется на обязательности его проведения. Но при такой стратегии необходимо понимать, что столь широкомасштабное осуществление энергетических обследований в стране невозможно без столь же адекватных инвестиционных процессов в энергетику. В противном случае эти планы так и останутся планами, и институт саморегулирования в энергоаудите не получит должного развития. Однако энергоаудит в отдельности — это только диагностика проблем, а не их минимизация или устранение. Диагностика не обеспечит возвратность вложений, поэтому интереса для инвестора не представляет. В этом плане гораздо более привлекателен комплексный проект, включающий в себя как энергоаудит, так и модернизацию объекта по результатам этого аудита, и энергосервис. Эффективность комплексного проекта напрямую зависит от наличия системного стандарта деятельности по управлению энергоэффективностью. Прототипом такого стандарта может служить разрабатываемый в рамках системы ISO стандарт энергоменеджмента. Он станет базовым для групп стандартов по различным направлениям управления энергоэффективностью — проектирования, строительства, энергоаудита и модернизации объекта, а также энергосервиса. В соответствии с отечественным законодательством разработка стандартов деятельности осуществляется в рамках института саморегулирования. Закон №261-ФЗ предусмотрел саморегулирование лишь в сфере энергетических обследований, поэтому разработка стандартов осуществляется только в отношении деятельности по энергоаудиту вне рамок системообразующего стандарта. Государственной академией специалистов инвестиционной сферы (г. Москва) совместно с Академией промышленного менеджмента им. Н. П. Пастухова (г. Ярославль) разработана система стандартов управления энергетической эффективностью, в которую включены и базовые стандарты энергетического менеджмента. Cтандарт на систему энергетического менеджмента разработан так, что может быть использован как отдельно, так и интегрированно с любой другой системой менеджмента. Чтобы облегчить применение данного стандарта, его структура построена на основе структуры ISO 16001. Сформированная комплексная система позволяет осуществлять результативный диалог с кредитными организациями по инвестированию проектов энергосбережения.

№ 10 (19), НОЯБРЬ-ДЕКАБРЬ, 2010 г.

Базовый стандарт управления энергоэффективностью Стандарт систем энергоменеджмента

Комплексы стандартов по направлениям управления энергоэффективностью

Стандарты энергоаудита

Стандарты подготовки проектной документации

Стандарты энергосервиса

Рис. 1. Система стандартов управления энергоэффективностью, используемая в основе стандартов комплексной саморегулируемой организации

Саморегулируемые организации (ст. 3 ФЗ-315) Некоммерческие партнерства, объединяющие

Субъекты предпринимательской деятельности

Единство отрасли производства товаров (работ, услуг)

Субъекты профессиональной деятельности

Единство рынка произведенных товаров (работ, услуг)

Рис. 2. Комплексный характер саморегулируемой организации

Некоммерческое партнерство в сфере управления энергоэффективностью

Реестр СРО в сфере энергоаудита

Реестр СРО в сфере подготовки проектной документации

Реестр СРО в сфере энергосервиса

Минэнерго

Ростехнадзор

Росреестр

Рис. 3. Организационная схема комплексирования саморегулирования в сфере управления энергоэффективностью

Энергетика и наука | Практика учебно-лабораторного оборудования по направлению «Электроэнергетика».

Учебный стенд «Энергосбережение в системах освещения»

Бизнес продвигает науку Повышение квалификации инженерно-технического специалиста в области энергетики немыслимо без учебно-лабораторного оборудования. Учебные центры промпредприятий, в том числе и предприятий энергетического комплекса, стремятся сегодня вывести свою лабораторную базу на уровень современных потребностей. Уже без малого 10 лет им в этом успешно помогает Челябинский инженерно-производственный центр «Учебная техника». О его возможностях и преимуществах рассказывает генеральный директор ИПЦ «Учебная техника» Юрий Галишников.

ООО «ИПЦ «Учебная техника» 454008 Челябинск, Свердловский тракт, 5 Тел.: (351) 725-77-02, 778-51-27 E-mail: info@electrolab.ru www.electrolab.ru

— Коммерциализация научных идей –– процесс сложный, немногим это по плечу. Как рождался инженерно-производственный центр? — Работы по созданию учебно-лабораторного оборудования нового поколения были начаты нами еще в 1993 году на кафедре «Электрические станции, сети и системы» Челябинского государственного технического университета. В те годы многие вузы жили неважно. Надо было пересматривать организацию учебного процесса, насыщать его практикой. Удачным решением стало создание собственного производства. В конце 2001 года родилось ООО «Учебная техника», выросшее затем в Инженерно-производственный центр «Учебная техника». Нашим первым заказчиком стала кафедра «Автоматизированные электрические системы» в УГТУ-УПИ. Созданная нами модель электрической системы до сих пор успешно используется в учебном процессе университета. За время существования Центра удалось воплотить в жизнь более полутора сотен новаторских разработок. «Учебная техника» –– единственное в России предприятие, которое специализируется на разработке и производстве

— Продукция Центра поставляется сегодня во все уголки страны, от Калининграда до Петропавловска-Камчатского. Чем объясняется такой интерес к учебной технике? — Мы даем возможность учебным центрам и образовательным учреждениям быть по-настоящему современными. Это достигается за счет большого интеллектуального труда и опыта нашего коллектива. Учитывая пожелания клиентов и актуальные направления, мы создаем оборудование для учебных целей, которое становится, по сути, «правой рукой» преподавателя. Среди наших новых разработок, отвечающих «вызовам времени», такие стенды, как «Энергосбережение в системах электроснабжения и электропотребления», «Энергосбережение в системах электрического освещения», а также стенды по нетрадиционной энергетике: «Модель фотоэлектрической солнечной электростанции», «Натурная модель ветроэнергетической установки». Ведется активная работа по проектированию стенда по водородной энергетике, не имеющего аналогов на российском рынке. — Каковы конкурентные характеристики производимого Центром оборудования? — Прежде всего, универсальность, позволяющая воспроизвести все многообразие процессов в электроэнергетических системах. Гибкость модульной структуры дает возможность легко компоновать электрические цепи нужной конфигурации. Наглядность результатов экспериментирования обеспечена реальными аналоговыми, цифровыми и виртуальными измерительными приборами. Стенды защищены от перегрузок, коротких замыканий и неумелого обращения. Компоненты стендов обеспечены защитой от поражения электрическим током и устройством автоматического отключения. Разумные цены, современный дизайн с учетом требований эргономики, инженерной психологии и эстетики –– все это крайне важно на сегодняшнем рынке. Мы даем гарантии качества и обеспечиваем дальнейшее авторское сопровождение. — Как ИПЦ «Учебная техника» удается не просто создавать востребованный продукт, а работать на запрос рынка с опережением? — Результат обучения всегда будет успешен только в тандеме с самим учащимся, через его мыслительную и творческую работу. Придать процессу обучения такой творческий импульс как раз и позволяют наши стенды. Мы помогаем сделать из учащегося настоящего исследователя. Также продукция Центра по достоинству оценена независимыми экспертами: стенды регулярно побеждают в федеральных конкурсах инновационных разработок для сферы образования, они отмечены дипломами многих ежегодных профильных выставок. Уникальность разработок Центра подтверждена патентами. Система менеджмента качества Центра сертифицирована по ГОСТ Р ИСО 9001:2008.Число наших заказчиков каждый год фактически удваивается –– стендами активно интересуются не только в России, но и в странах ближнего зарубежья.

ЭНЕРГОНАДЗОР

Спецпроект журнала «ЭНЕРГОНАДЗОР»

Энергия региона

Курганская область Особенностью энергетического комплекса Курганской области, основу которого составляют четыре крупных предприятия и филиал ОАО «СО ЕЭС» «Региональное диспетчерское управление энергосистемы Курганской области», является недостаточный объем собственного производства электроэнергии. Единственный крупный генератор — Курганская ТЭЦ — обеспечивает 40% потребляемой электроэнергии. Недостающий объем приобретается у соседей по УрФО — в Тюменской, Свердловской и Челябинской энергосистемах, — а также в ЕЭС Казахстана. Поэтому основные задачи, стоящие перед Зауральем, — это повышение энергонезависимости и развитие межсистемных связей и как следствие — увеличение перетока из Тюменской энергосистемы при снижении перетока из остальных регионов. В Курганской области реализуются несколько целевых энергетических программ, одна из которых — «Модернизация систем коммунального теплоснабжения Курганской области на 2010–2015 годы» — высоко оценена Комитетом Государственной Думы по энергетике.

№ 10 (19), НОЯБРЬ-ДЕКАБРЬ, 2010 г.

Энергия региона | Курганская область

Преодоление энергодефицита Потребление электроэнергии в Зауралье превышает собственное производство. На последующие годы прогнозируется рост потребности в электроэнергии. В этих условиях, считают представители властных структур и надзорных органов, особую значимость приобретают энергосбережение и энергоэффективность — неизменные спутники преодоления энергодефицита.

Василий БЕГМА, первый заместитель директора — начальник управления промышленности, науки и инноваций департамента промышленности, транспорта, связи и энергетики Курганской области: — Действительно, Курганская область — регион энергодефицитный, но уже в следующем году ситуация улучшится. На 2011 год запланирован ввод в эксплуатацию парогазовой Курганской ТЭЦ-2 электрической мощностью 222 МВт и тепловой 250 Гкал/час, строительство которой осуществляется в рамках реализации целевой программы «Региональная энергетическая программа Курганской области на период до 2010 года». С ее пуском обеспеченность региона собственной электроэнергией возрастет до 80%, способствуя увеличению надежности электроснабжения области и теплоснабжения города Кургана, повышению энергетической эффективности в Зауралье.

Новый генерирующий объект, несомненно, внесет свой вклад в бесперебойное функционирование промышленного комплекса, сотен объектов социальной сферы, многих тысяч жилых домов, однако делать ставку только на него, по меньшей мере, безответственно, особенно на фоне резкого роста коммунально-бытовой нагрузки. Учитывая это, мы еще в прошлом году сформировали целевую программу «Энергосбережение и повышение энергетической эффективности в Курганской области на период до 2015 года», в июне 2010-го правительством области была принята доработанная согласно требованиям 261-ФЗ целевая программа по энергосбережению и повышению энергетической эффективности, горизонт задач которой расширился до 2020 года. Создавая целевую программу до 2015 года, мы немного «опередили паровоз», поскольку Федеральный закон № 261 «Об энергосбережении…» вышел несколько позже, но это и неплохо. В первую очередь потому, что специалисты департамента промышленности, транспорта, связи и энергетики Курганской области получили опыт формирования данного рода программ, сделали ошибки, без которых правильного пути не найти, подковались методически, заручились поддержкой и помощью представителей науки и энергоснабжающих организаций, как никто лучше знающих, где и на чем можно сэкономить энергоресурсы. Немаловажно и то, что принятая программа не является статичной, а постоянно корректируется. Содержащиеся в ней мероприятия касаются всех отраслей экономики области и затрагивают как производителей, так и потребителей энергии. Государственно-частное партнерство, на мой взгляд, является той самой точкой соприкосновения бизнеса и власти, которая сегодня необходима. В частности, таким образом реализуются проекты энергоэффективности в коммунальной

Прогноз потребления электроэнергии по территории Курганской области, разработанный ОАО «СО ЕЭС» Потребление электроэнергии, млн кВт•ч

2010 г.

2011 г.

2012 г.

2013 г.

2014 г.

2015 г.

4220

4310

4353

4431

4484

4491,2

ЭНЕРГОНАДЗОР

энергетике Зауралья при содействии государственной корпорации «Банк развития и внешнеэкономической деятельности», правительства и муниципальных образований Курганской области, а также строительство Курганской ТЭЦ-2. Ни для кого не секрет, что именно на долю промышленности приходится наибольший объем потребления энергии. На мой взгляд, особую роль в повышении энергоэффективности будут играть энергосберегающие программы предприятий, актуализированные по средствам проводимых энергоаудитов, которые должны выявить участки с самыми высокими затратами на энергоносители. Нужно найти слабое звено в цепи и тянуть, в первую очередь, за него — хвататься за всю цепь не имеет смысла. При этом необходимо подходить к вопросу энергосбережения комплексно –— менять не только лампы накаливания на современные энергосберегающие, но и внедрять новые, прогрессивные технологии, обновлять промышленное оборудование. Собственники предприятия должны стать хозяевами в полном смысле этого слова. Павел МОСКВИН, заместитель руководителя Уральского управления Ростехнадзора (Курганская область): — В рамках исполнения ФЗ «Об энергосбережении и энергоэффективности…» нам, как представителям Ростехнадзора, поручено осуществлять надзор за вводом объектов в эксплуатацию с обязательным рассмотрением вопросов установки и контроля узлов учета расхода электроэнергии, обследованием действующих и возводимых зданий и сооружений на их энергоэффективность, энергосбережение с последующей выдачей соответствующих паспортов. В первую очередь, мы контролируем такие объекты, как строящиеся Курганская ТЭЦ-2 и магистральный трубопровод «Шумиха — Мишкино — Юргамыш», который позволит закольцевать Курган природным газом с запада и дополнительно газифицировать Юргамышский, Сафакулевский, Альменевский, Целинный и Куртамышский районы. В результате Зауралье получит значительную экономию ресурсов,

в первую очередь финансовых, на приобретение того топлива, которое сейчас используется. Не надо забывать и о том, что котельные Юргамышского района работают в основном на мазуте, что негативно сказывается на экологии региона, а котельные других районов — на угле, выбросы от которого в разы больше, чем от природного газа. Проверять предприятия контролирующему органу нетрудно: у специалистов Ростехнадзора накоплен большой опыт в проведении проверок, алгоритм отлажен. Сегодня очень важным и актуальным является вопрос преднадзора за качеством строительства и монтажа оборудования для предупреждения возможных негативных последствий, что позволяет избежать излишних затрат и ускорить процесс ввода объектов в эксплуатацию. Осознавая важность преднадзора, мы уделяем ему большое внимание. К примеру, при строительстве Курганской ТЭЦ-2 инспекторы управления неоднократно приглашались на объект для своевременной выдачи предложений, замечаний, рекомендаций по устранению ошибок. Другой вопрос, который требует нашего пристального внимания, связан с ликвидацией бесхозяйных линий электропередачи — объектов потенциальной опасности. Подвижки в этом направлении уже есть, и немалые. К примеру, в Белозерном районе таких линий осталось единицы.

Проекты энергоэффективности в коммунальной энергетике

Зауралья

реализуются при государственночастном партнерстве

Николай ДЕРКАЧ, начальник отдела по надзору за объектами электроэнергетики и электроустановками потребителей по Курганской области Уральского управления Ростехнадзора: — Фактически сети, с которыми связано беспокойство Павла Викторовича, не бесхозяйные, а никем не обслуживаемые. Хозяин, как правило, есть, но он отказался от ответственности за них, чтобы не нести затраты. С вопросом энергоэффективности у инспекторов управления связан ряд сложностей. Дело в том, что полномочия, возложенные на Ростехнадзор Федеральным законом № 261, на сегод-

Цифры и факты • Электросетевые компании Курганской области имеют 6 666 MBA установленной мощности трансформаторных подстанций, а также развитую сеть линий электропередачи (общая протяженность ЛЭП напряжением 110–500 кВ составляет 5,7 тысячи километров). • Основной объем строительства сетей в области произведен в 1960-х–1970-х годах ХХ века, когда были построены ЛЭП, связывающие Курганскую энергосистему с объединенной энергосистемой Урала. • По итогам 2010 года, на утепление зданий, теплопунктов, ремонт и установку котлов отопления, оснащение приборами учета тепла в учреждениях здравоохранения, образования и социальной сферы Зауралья было направлено 22,2 миллиона рублей бюджетных средств. В 2011 году расходы консолидированного бюджета Курганской области на реализацию мероприятий по энергосбережению и повышению энергетической эффективности планируется увеличить на 50%, местных — в 2 раза.

№ 10 (19), НОЯБРЬ-ДЕКАБРЬ, 2010 г.

Энергия региона | Курганская область Структура электропотребления по Курганской области в 2009 году 18,18% 0,91% 31,78% 2,23% ■ Промышленные и приравненные к ним потребители с присоединенной мощностью 750 кВА и выше ■ Промышленные и приравненные к ним потребители с присоединенной мощностью до 750 кВА ■ Электрифицированный ж/д транспорт ■ Электрифицированный городской транспорт ■ Непромышленные потребители ■ Производственные с/х потребители ■ Населенные пункты и население ■ Оптовые потребители-перепродавцы 5,79% 18,06% 0,19% 22,84%

В модернизацию систем коммунального теплоснабжения региона будет вложено более

9 миллиардов рублей

няшний день не подкреплены методическими рекомендациями. То есть команда контролировать наличие на предприятиях энергосберегающих программ, факт проведения энергетических обследований и составления энергетических паспортов нами получена, а конкретные указания о виде программ и паспортов, о периоде их действия и так далее — нет. В ноябре 2010 года на совещании в Екатеринбурге мы поставили данный вопрос перед центральным аппаратом Ростехнадзора для формирования единого подхода к новому для нас виду деятельности. Надеемся, что в самом ближайшем будущем эта проблема разрешится. Иван КОСАРЕВ, начальник отдела энергосбережения департамента промышленности, транспорта, связи и энергетики Курганской области: — В 2010 году областным правительством принята целевая программа «Модернизация систем коммунального теплоснабжения Курганской области на 2010–2015 годы», в которой кроме собственно модернизации предусмотрены строительство когенерационных установок, освоение и использование местных видов энергетических ресурсов — торфа, древесных отходов — на основе оценки их технического и экономического потенциала. Концепция программы полностью соответствует целям и задачам, поставленным Федеральным законом об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности в России. В модернизацию систем коммунального теплоснабжения региона в этот период будет вложено более 9 миллиардов рублей, до 90% средств привлекут из внебюджетных источников. Итогом должно стать снижение расходов на производство тепловой энергии коммунальными котельными

на 187,9 миллиона рублей в среднем за год, на траты на электроэнергию — до 151,3 миллиона рублей, на ремонт систем теплоснабжения — не менее чем на 38%. Общий экономический эффект от реализации программы в целом по области ожидается на уровне 852,7 миллиона рублей в год и выше при сроке окупаемости в 12 лет. Кроме того, специалистами департамента совместно с представителями Главного управления образования Курганской области проработан вопрос об организации обучения лиц, ответственных за энергосбережение, на базе Курганского государственного университета по специальности «Энергоменеджмент организаций». 8 ноября 2010-го за парты сели первые «студенты» — работники бюджетной сферы. По инициативе правительства области также создаются районные центры обучения энергетической эффективности по дистанционной форме, в режиме реального времени. Одновременное количество обучаемых основам энергосбережения может достигать 400 человек. Василий БЕГМА: — От лица департамента промышленности, транспорта, связи и энергетики Курганской области поздравляю с профессиональным праздником всех работников энергетической отрасли региона и России, а также ветеранов энергетики, самоотверженность, мудрость и поддержку которых мы высоко ценим. Ваш труд несет людям тепло, свет и радость: энергетика, как кровеносная система, пронизывает нашу жизнь, обеспечивая жизнеспособность всех остальных отраслей экономики. Желаем дальнейших успехов в развитии и совершенствовании энергетического комплекса. Здоровья, благополучия, успехов во всех начинаниях и неиссякаемой энергии вам и вашим близким. Пусть сбудутся ваши надежды и мечты.

ЦИФРЫ И ФАКТЫ • Оснащенность приборами учета организаций бюджетной сферы Курганской области по итогам 9 месяцев 2010 года составляет 89%. К концу 2010 года она будет равна 100%. • В перспективе автобусы общего пользования в Курганской области станут работать на сжатом биогазе, который будет вырабатываться на очистных сооружениях. Предполагается, что при реализации этой меры экономия нефтепродуктов составит 0,2 тысячи т у.т. в 2015 году и 0,1 тысяча т у.т. в 20201. Cогласно Целевой программе «Энергосбережение и повышение энергетической эффективности в Курганской области на период до 2015 года и на перспективу до 2020 года» 1

ЭНЕРГОНАДЗОР

Иной взгляд на энергозатраты ОАО «Акционерное Курганское общество медицинских препаратов и изделий «Синтез» ведет свою историю с 1957 года. В те далекие годы вопросы энергоэффективности не стояли так остро, как сейчас. На первом плане были объемы производства, а выпуск природных антибиотиков всегда был энергозатратным. Доля энергоресурсов по отдельным препаратам достигала 40 % в их себестоимости, поэтому комбинат неизменно находился в первой пятерке предприятий области по потреблению энергоресурсов. Сергей ИВЧЕНКО, технический директор ОАО «Синтез»

ОАО «Синтез» 640008 Курган, пр. Конституции, 7 Тел.: (3522) 48-12-46, 44-41-38, 48-19-07, 44-91-84 Факсы: (3522) 48-16-08, 48-12-85, 48-16-14, 48-19-77 E-mail: real@kurgansintez.ru, centr@kurgansintez.ru, ovs@kurgansintez.ru www.kurgansintez.ru

дним из первых вложений в энергоэффективность на «Синтезе» стала установка на насосных и канализационных насосных станциях частотно регулируемых приводов (ЧРП) на базе частотных преобразователей со сроком окупаемости 8 месяцев. ЧРП позволили загружать насосы в зависимости от давления в водопроводной сети и уровня жидкости в приемной камере. В настоящее время частотными преобразователями мощностью от 30 кВт до 90 кВт оборудованы четыре насосных станции (НС) водоснабжения, канализационная НС и оборотная система водоснабжения. В результате удалось сэкономить до 50% электроэнергии, потребляемой насосами, не считая затрат, вызванных уменьшением пропускной способности труб (даже на водопроводах питьевого водоснабжения отложения занимают до половины сечения трубы). На 2011 год запланировано оснащение частотно регулируемыми приводами еще двух насосных станций комбината, что обеспечит не только прямую экономию электроэнергии, но и стабильное давление в системах водопотребления, отсутствие гидроударов, возникающих при резком изменении давления, и в итоге — изрядное снижение числа аварий на водопроводных сетях. Кроме того, планируется замена стальных трубопроводов полиэтиленовыми методом горизонтального бурения, что является одним из самых затратных пунктов в программе энергосбережения комбината: на обновление основных водоводов планируется израсходовать 40 млн рублей. Ввод в эксплуатацию энергоблока по производству электрической и тепловой энергии также позволит существенно сократить расходы на энергоресурсы. На сегодняшний день блок находится на завершающей стадии строительства. На первом этапе мощность нового объекта составит 5 000 кВт электроэнергии и до 50 т/час пара (с давлением 12 кгс/см2, температурой 230°С) при себестоимости выработки в 0,6 руб./ кВт•ч и 533 руб/Гкал соответственно и сроке окупаемости в 2,5 года. Тепловая энергия (пар) является неотъемлемой частью технологического процесса на предприятии, причем расходы на него достаточно ве-

№ 10 (19), НОЯБРЬ-ДЕКАБРЬ, 2010 г.

лики. Одни потери тепла при транспортировке с Курганской ТЭЦ, находящейся в непосредственной близости от своего крупного потребителя, составляют до 15 000 Гкал в год. После приведения теплоизоляции паропроводов и арматуры хладоносителей к действующим, более жестким, нормам потери сократятся до 8 000 Гкал. В качестве изоляционного материала очень хорошо зарекомендовал себя К-FLEX.

ля улучшения энергоэффективности сооружений биологической очистки сточных вод, эксплуатируемых более 30 лет, была смонтирована система аэрации сжатого воздуха «Полипор» и механические мешалки «Грюндфос», что уменьшило количество подаваемого воздуха — в результате этой меры появилась возможность отключить одну воздуходувку установленной мощностью 250 кВт. Кроме того, повысилось качество стоков и, как следствие, снизились платежи за негативное воздействие на окружающую среду. Еще одним достижением компании в плане энергосбережения стала установка двух компактных градирен с созданием системы оборотного водоснабжения для азотной станции, позволившей снизить объем стоков в летний период на 20 000 м3 в месяц при сроке окупаемости в один год. На этом реализация программы по энергосбережению не заканчивается, но уже сейчас очевидно, что она внесет серьезный вклад в стабильную и безубыточную работу предприятия.

Энергия региона | Курганская область

К теплоснабжению — подход серьезный В 2011 году ОАО «Курганская генерирующая компания» исполняется пять лет. Одна из ключевых энергетических компаний Курганской области постоянно развивается, совершенствуя свою деятельность. В ее структуру входят три производственных подразделения: Курганская ТЭЦ, Тепловые сети города Кургана и Шадринская котельная. О том, какие задачи стоят перед компанией и о мерах по их реализации, рассказывает Игорь СЕРГЕЕВ, генеральный директор ОАО «Курганская генерирующая компания». О новых технологиях — В числе приоритетных задач не только обеспечение бесперебойной транспортировки тепловой энергии и содержание теплосетей в надлежащем состоянии, но и решение вопросов развития инфраструктуры за счет внедрения современных технологий и материалов. В теплосетевом комплексе Кургана из года в год увеличивается объем прокладки трубопроводов нового поколения с пенополимерминеральной изоляцией, а также трубопроводов из сшитого полиэтилена. Использование современных материалов сводит к минимуму тепловые потери, увеличивает срок службы трубопроводов до 30–40 лет. Активно ведется оснащение теплопунктов Кургана современными пластинчатыми водоподогревателями. Удобные в эксплуатации, они имеют высокий КПД (около 97 %). В настоящее время на всех теплопунктах Кургана установлены автоматические регуляторы горячего водоснабжения и частотные преобразователи, необходимые для стабилизации давления горячей воды. Электронные приборы регулируют режимы работы оборудования и параметры теплоносителя в зависимости от фактической потребности, исключается неоправданная загрузка энергооборудования. К слову, подобным образом оснащаются и городские котельные, обслуживаемые компанией. Внедрение инноваций позволяет более рационально использовать топливо и теплоноситель, экономить электроэнергию на производственные нужды. Таким образом предприятие участвует в обозначенной Президентом программе повышения энергоэффективности.

О развитии диспетчеризации в тепловых сетях — В «Курганской генерирующей компании» наработан большой опыт по эксплуатации си-

стемы телеизмерения данных на различных производственных объектах. В настоящий момент для компании актуален вопрос дальнейшего развития автоматизации управления тепловыми сетями Кургана. Планируется внедрение новой «Автоматизированной системы контроля и управления тепловыми сетями» — АСКУТС. Она обладает рядом преимуществ: наглядное представление контролируемых параметров, большая частота обновления данных (от 5–10 минут до секунд), видеонаблюдение в реальном масштабе времени на насосных станциях. АСКУТС позволит повысить не только комфорт диспетчерской деятельности, но и эффективность, надежность работы всей системы телеизмерения данных о состоянии тепловых сетей. Диспетчеры смогут оптимизировать режимы расхода теплоносителя и затраты электроэнергии, оперативно реагировать на внештатные ситуации.

О промышленной безопасности и охране труда — Уровень травматизма на предприятиях ОАО «Курганская генерирующая компания» устойчиво низкий. Безопасность достигается не только ежегодным увеличением средств на основные мероприятия по охране труда, но и за счет повышения культуры безопасного труда самого персонала. Одна из основных задач службы охраны труда и производственного контроля — надзор за эксплуатацией опасных производственных объектов. Мы имеем оборудование, срок эксплуатации которого превысил 25 лет, в связи с чем, несомненно, возрастают риски технологических нарушений. Компания тратит средства не только на поддержание готовности оборудования к работе, но и на его периодическую диагностику и реконструкцию, не доводя до нежелательных последствий.

ЭНЕРГОНАДЗОР

Такой комплексный подход за последние 2 года привел к снижению количества технологических нарушений, произошедших по вине персонала. Количество собственно нарушений также показывает понижающую динамику.

О подготовке к отопительному сезону — Этому направлению уделяется самое пристальное внимание. Обеспечить стабильную, безаварийную работу оборудования в зимний период — наша главная задача. Благодаря профессионализму персонала структурных подразделений удается поддерживать существующее оборудование в надлежащем техническом состоянии и удлинять сроки его эксплуатации. Своевременно и качественно выполняемые работы по реконструкции и замене изношенных трубопроводов теплосети позволяет уже на протяжении многих лет избежать в Кургане аварий в период отопительного сезона. Ежегодная работа по ремонту основного и вспомогательного оборудования проводится и на Курганской ТЭЦ, что дает возможность оборудованию выдерживать длительные нагрузки в период сильных морозов и предотвращает эксцессы в генерирующем производстве. В этом году на станции проведена работа по капитальному ремонту котла № 10, турбогенератора № 6 и электрогенератора турбины № 8. Одновременно с ремонтами мы предпринимаем дополнительные меры для улучшения параметров теплоснабжения. Однако люди продолжают жаловаться на качество коммунальных услуг. Причины зачастую кроются в безответственном отношении эксплуатирующих организаций, взявшихся обслуживать жилой фонд. В этом году после завершения основных ремонтов на теплосетях, около 200 жилых зданий Кургана своевременно не получили теплоэнергетические ресурсы только потому, что не выполнили технические требования по подготовке к отопительному сезону, в частности, не установили терморегуляторы на бойлерах. Отсутствие приборов ведет к неравномерному распределению тепловой энергии и может нанести вред гражданам (ожог кипятком). Еще одна проблема, которая остро проявилась в этом году, — самовольное подключение домов

к горячей воде и теплу без получения согласования энергетиков. Чрезвычайный случай произошел в 6-А микрорайоне Кургана. Из-за самовольного подключения нового дома к теплотрассе (пропускная способность которой рассчитана на определенное число потребителей) резко ухудшился гидравлический режим в теплосети, что повлекло проблемы с отоплением у всего микрорайона. При строительстве дома застройщик не выполнил техусловия по подключению объекта. Но когда пришло время обеспечить дом тепловой энергией, управляющая организация, грубо нарушив все технические правила, произвела незаконную врезку в трубу. К слову, в некоторых регионах РФ правоохранительными органами уже возбуждены уголовные дела в отношении ряда управляющих компаний за самовольное подключение к сетям и хищение теплоэнергии. Совместно с органами власти и надзорными структурами мы постоянно занимаемся этим вопросом, используем все законные рычаги воздействия на нерадивые организации, вынуждая их выполнять требования закона и своевременно готовить жилфонд к зиме.

ОАО «Курганская генерирующая компания» 640000 г. Курган, пр. Конституции, 29А Тел. (3522) 63-53-59 Тел./факс (3522) 63-53-16 E-mail: kgk-kurgan@kgk-kurgan.ru www.kgk-kurgan.ru

Факты ОАО «Курганская генерирующая компания» вырабатывает около 40 % электроэнергии, потребляемой в регионе, обеспечивает теплом и горячей водой свыше 90 % населения Кургана. Штат компании — 2,5 тысяч человек. В Кургане на обслуживании Тепловых сетей находится: • 322,7 км магистральных трубопроводов и разводящих теплосетей; • 107,6 км сетей горячего водоснабжения; • 170 теплопунктов; • 27 перекачивающих насосных станций; • 26 котельных малой мощности.

№ 10 (19), НОЯБРЬ-ДЕКАБРЬ, 2010 г.

Энергия региона | Курганская область

Энергоэффективная надежность ОАО «ЭнергоКурган» — распределительная сетевая компания, снабжающая электроэнергией все 24 района Зауралья, в том числе города Курган и Шадринск. Актуальная задача — обеспечение высокой надежности работы энергосистемы — для предприятия неразрывно связана с вопросом энергосбережения, потому решаются они комплексно.

Денис КОНЬКОВ, главный инженер ОАО «ЭнергоКурган»

Повышение энергоэффективности Активная реализация мер по уменьшению объема используемых энергоресурсов в российских компаниях началась с вступлением в силу закона № 261-ФЗ. Однако электросетевые предприятия Курганской области и до ноября 2009 года в своей производственной и инвестиционной деятельности осуществляли программы, направленные на энергосбережение и повышение эффективности деятельности по транспортировке электроэнергии до конечного потребителя. Так, в ОАО «ЭнергоКурган» были внедрены и реально работают программы по снижению «потерь» электроэнергии, по внедрению автоматизированных систем коммерческого учета электроэнергии, а также программа совершенствования приборов учета и программа предотвращения старения оборудования и др. Появились и первые результаты реализации указанных документов. Так, благодаря программе повышения эффективности учета электроэнергии бытового сектора, в течение четырех лет была произведена замена индукционных счет-

чиков класса точности 2.5. На сегодняший день 80 % потребителей региона обеспечены современными приборами по учету электроэнергии. Еще один результат: по внешнему и внутреннему периметру энергосистемы создана система АИИСКУЭ, благодаря которой автоматически и с высокой степенью точности рассчитывается сальдо-переток электроэнергии в регион. Один из ярких примеров технических мероприятий, проведенных ОАО «ЭнергоКурган» и направленных на снижение потерь, — замена изношенных электрических сетей в районном центре Частоозерье на самонесущий изолированный провод, изолированные подводки к домам и электронные приборы учета. В мае 2010 года в компании были формализованы и переработаны все существующие производственные программы и создана самостоятельная по своей сути и содержанию программа по энергосбережению и повышению энергетической эффективности. В нее включены вопросы проведения энергетического аудита, анализа качества предоставления услуг электроснабжения и выполнения мероприятий по снижению потерь электроэнергии при ее транспортировке. Персонал компании прошел обучение и повышение квалификации по направлению «Энергоэффективность и энергосбережение». Эти меры позволили ОАО «ЭнергоКурган» вступить в саморегулируемую организацию «Энергоэффективность» и получить право на проведение обязательных энергоаудитов. Планируется, что в результате осуществления энергетических обследований будут актуализированы данные об оснащенности объектов компаний приборами учета, объеме энергопотребления, структуре потерь энергоресурсов, потенциале энергосбережения и экономического эффекта от внедренных мероприятий.

В комплексе При проведении ремонтных работ в ОАО «ЭнергоКурган» используется наиболее современное энергоэффективное оборудование, повышаются качественные характеристики учета электроэнергии. Успешно реализуется инвестиционная программа энергокомпании: в настоящее время активные работы ведутся более чем на 30 объ-

ЭНЕРГОНАДЗОР

ектах. К наиболее важным с точки зрения повышения энергоэффективности и надежности электроснабжения можно отнести следующие проекты: • строительство подстанции «Тобол» 110/6 кВ; «Тобол» создает возможность для резервирования существующих питающих центров, решает проблему дефицита трансформаторной мощности в г. Курган; • реконструкция распределительной сети 10–0,4 кВ с применением СИП в населенных пунктах Зайково, Колташево, Черемухово, Глинки; • реконструкция распределительной сети 6–10 кВ в г. Курган, замена перегруженных кабельных линий и трансформаторов. Необходимо отметить, что при строительстве и реконструкции электрических сетей ОАО «ЭнергоКурган» применяет самое современное оборудование: вакуумные и элегазовые выключатели с низким электропотреблением, разъединители с дистанционным приводом, быстродействующие ограничители перенапряжения, высокоточные трансформаторы тока и напряжения, слаботочные и быстродействующие микропроцессорные системы релейной защиты, системы автоматического охлаждения и обогрева помещений, применение изолированного провода ВЛ-10-0,4 кВ и т.д. Реализация этих мероприятий, ведение энергоэффективных режимов работы электросетевого оборудования, систематическая работа по снижению расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций позволяет компании добиваться значительных результатов.

Обеспечение надежности Как уже упоминалось, главная цель деятельности ОАО «ЭнергоКурган» — надежное и качественное обеспечение потребителей энергоресурсами, основанное на взаимовыгодном сотрудничестве. К сожалению, существует категория недобросовестных абонентов, стремящихся к безучетному потреблению (хищениям и неоплачиваемому использованию) энергоресурсов, несмотря на то, что штрафные санкции многократно превышают мнимую выгоду. Этот вопрос в ОАО «ЭнергоКурган» решается активизацией претензионной работы и повышением количества и эффективности проверочных рейдов. Результаты проводимой работы уже есть. Вскрылись, к примеру, факты технического вмешательства в счетчики на нескольких узлах учета абонентов. Есть и другие сложности в работе электросетевого комплекса региона. Так, в соответствии с законодательством, Курганское РДУ ежегодно определяет объемы и места установки устройств автоматической частотной разгрузки (АЧР) для всех субъектов электроэнергетики Курганской области. Сложилась ситуация, в которой филиал ОАО «РЖД» ЮУЖД не выполняет требования Курганского РДУ в части объемов нагрузки заведенных под действие АЧР, чем существенно снижается надежность электроснабжения потребителей. Как следствие, энергокомпания была вынуждена подключить под действие АЧР дополнительные объемы нагрузки на головных

№ 10 (19), НОЯБРЬ-ДЕКАБРЬ, 2010 г.

подстанциях, в том числе действующие и на отключения тяговых подстанций. Показательна ситуация, сложившаяся в Шумихинском районе Курганской области в результате отказа ОАО «Уралтранснефтепродукт» от обслуживания устройств РЗА, расположенных на подстанции Хохлы-Н. Вопрос об организации технического обслуживания устройств РЗА, расположенных на этой подстанции, неоднократно обсуждался на заседании Штаба по обеспечению безопасности электроснабжения Курганской области, но, к сожалению, до сих пор не решен. Необходимо отметить, что в работе по повышению энергоэффективности ОАО «ЭнергоКурган» активно сотрудничает с Правительством Курганской области, Департаментом государственного регулирования цен и тарифов Курганской области, Департаментом промышленности, транспорта, связи и энергетики. Одно из направлений совместной работы ОАО «ЭнергоКурган» и местных органов власти — борьба с пресловутыми «бесхозами». Проблема сетей, фактически брошенных прежними владельцами, в роли которых выступали и предприятия различных форм собственности, и муниципалитеты, приобрела в последнее время особое значение. Невозможно решать вопросы повышения качества энергоснабжения и энергоэффективности, если на территории области есть сетевые комплексы, которые не находятся на балансе тех или иных собственников и соответственно не обслуживаются должным образом. По распоряжению Губернатора Курганской области Олега Богомолова была разработана программа ликвидации бесхозных сетей с передачей их на баланс энергетическим организациям. В ближайшее время ОАО «ЭнергоКурган» совместно с администрацией будет решена проблема бесхозяйных сетей в следующих населенных пунктах Курганской области: Редькино, Тебеняк, Стеклозавод, Балки и др.

При строительстве и реконструкции электрических

ОАО «ЭнергоКурган» сетей

применяет самое современное оборудование

Подводя итоги Среди наиболее значимых итогов работы компании по повышению качества профильной деятельности, а также по увеличению энергоэффективности и энергосбережению можно назвать: • снижение удельного расхода электроэнергии на передачу до конечного потребителя на всем сетевом пространстве Курганской области за год в объеме более чем на 10 млн. кВт•ч; • отсутствие отказов оборудования, инцидентов и аварий в сетях компании, связанных с ошибками персонала; • минимизация последствий от технологических нарушений, вызванных причинами природного характера. ОАО «ЭнергоКурган» будет и впредь применять необходимые меры для обеспечения надежного энергоснабжения потребителей и внедрения в энергосистему региона инновационных решений, основанных, в первую очередь, на принципах энергоэффективности.

ОАО «ЭнергоКурган» 640002 Курган, ул. Климова, 62 Тел./факс (3522) 63-33-40 www.energokurgan.ru

Технологии и оборудование | Исследования

Стальная прочность В связи с прогнозируемым дефицитом мощности, Правительство РФ Постановлением от 22 февраля 2008 года объявило о программе, согласно которой до 2020 года в эксплуатацию должно быть введено 47 паросиловых энергоблоков мощностью 660–900 МВт, работающих на твердом топливе. Это ставит перед отечественной энергетикой и наукой ряд новых задач. Алексей ПЧЕЛИНЦЕВ, старший научный сотрудник отделения металлов ОАО «ВТИ» (Москва)

Достижение высоких технологических характеристик теплотехнических сталей нового поколения основано на принципиально новом подходе к легированию жаропрочных материалов

ближайшие 2–3 года планируется ввод нескольких паросиловых блоков с температурой пара не ниже 565 °С. Соответственно температура в пределах котла будет еще выше. Это блоки 210–330 МВт на Харанорской, Новочеркасской и Черепетской ГРЭС. Уже принято решение о том, что паропроводы острого пара, а также некоторые детали котла для этих блоков будут изготовлены из высокохромистых отечественных или зарубежных сталей. Кроме того, в ОАО «ВТИ» разработан проект федеральной целевой программы по строительству блока мощностью 660 МВт с параметрами пара 600/620 °С и 30,0/5,0 МПа. Одной из основных задач при реализации этого проекта является выбор материалов для основных высокотемпературных деталей. Для осуществления производства вышеуказанных деталей (паропроводы, ротора, корпусные детали, поверхности нагрева и коллектора котла) и их длительной эксплуатации в целях обеспечения безопасности потребуется сформулировать требования к металлу в состоянии поставки и на различных сроках эксплуатации вплоть до достижения ими предельного состояния. Кроме этого, необходимо установить границы применимости выбранных хромистых сталей (по температуре, приложенным напряжениям и длительности эксплуатации). Поэтому становится острым вопрос о критериях эксплуатационной надежности новых материалов. В соответствии с целью максимальной унификации с зарубежными материалами разработан ряд новых материалов. Среди последних

разработок высокохромистых сталей необходимо отметить паропроводные стали 10Х9МФБ-Ш (Ди-82) и 10Х9В2МФБР-Ш, а также материал для изготовления высокотемпературного ротора — 12Х10М1В1ФБР и корпусных деталей — 10Х11К4ВМФБР-Ш. Исследования стали 10Х9МФБ-Ш (Ди-82) показали, что этот материал в качестве паропроводов ОП может быть применен лишь до температур 580 °С. Соответственно, для температур до 600–620 °С требуется более жаропрочный материал. В настоящее время успешнее всего идет освоение стали 10Х9В2МФБР-Ш. При ее разработке 10Х9В2МФБР-Ш за основу были взяты отечественные стали марок ЭИ-756, 10Х9МФБ-Ш и зарубежные Е911 и Р92. Основными легирующими элементами являются хром, молибден, вольфрам, ниобий. При этом сталь была еще микролегирована азотом, бором и церием. Содержания практически всех легирующих элементов соответствует заданному химическому составу. Исключением является вольфрам, содержание которого равно 1,31% при требуемой минимальной норме 1,5%, и меди, содержание которой (0,179%), наоборот, в 3,5 раза превышает заданное значение (0,05%). При этом исследования показали, что содержание меди до 0,2 не оказывает существенного влияния на основные свойства стали. Важно отметить чистоту исследованного металла по вредным примесям (S и P), содержание которых меньше 0,005% при требуемом уровне не более 0,01%. Результаты испытаний кратковременных механических свойств при комнатной темпераТабл. 1

Механические свойства металла труб из стали 10Х9В2МФБР-Ш при температуре 20 °С Марка стали σ0.2, МПа не менее 10Х9В2МФБР-Ш (фактические значения) 587–611 10Х9В2МФБР-Ш (требования) ≥401 P92 (по EN10216-2) 440

σв, МПа не менее 787–792 ≥588 620-850

δ, % не менее 21,7–22,7 ≥17 19 Табл. 2

Уровень длительной прочности высокохромистых сталей Температура, °С

Ресурс, тыс. ч.

600

100 200 100 200

620

Длительная прочность ста- Длительная прочность стали 10Х9В2МФБР, МПа ли Р92, МПа 111 113 103 101 91 87 84 76

ЭНЕРГОНАДЗОР

№ 10 (19), НОЯБРЬ-ДЕКАБРЬ, 2010 г.

Доля вязкой составляющей в изломе образца, %

что испытания

проводились лишь в воздушной среде,

60 40

была предпринята

Т50кр

попытка дать примерную

20 0

Результаты испытаний

оценку глубине

0 10 20 30 40 50 60 Температура, °С

проникновения

Рис 1. Зависимость доли вязкой составляющей от температуры испытания

коррозии в водяном паре

100 Напряжение

ля определения уровня длительной прочности стали 10Х9В2МФБР-Ш образцы испытывались при напряжениях от 69 до 180 МПа и температурах от 605 до 682 °С. результаты испытаний при температурах 600 и 620 °С на ресурс 100 тыс. ч. и 200 тыс. ч. приведены в таблице 2. Для сравнения приведены данные по уровню длительной прочности, согласно EN 10216-2:2002, стали X10CrWMoVNb9-2 (Р92), являющейся аналогом исследованного металла. Из представленных результатов видно, что уровень длительной прочности стали 10Х9В2МФБР-Ш при температуре 600 °С находится примерно на одном уровне со сталью Р92, а при температуре 620 °С оказался выше, чем европейский аналог. Для оценки жаростойкости стали 10Х9В2МФБР-Ш были проведены испытания в воздушной среде при температурах 600 °С, 620 °С, 640 °С. Количественную оценку жаростойкости определяли глубиной проникновения коррозии, выраженной в миллиметрах за данный период времени. Глубину проникновения коррозии вычисляли по формуле: H=C*Δg/ρ*100, (1) где ρ — плотность металла, г/см3; Δg — увеличение массы образца за заданное время, полученное прямыми испытаниями или экстраполяцией опытных данных, графически обработанных в координатах; логарифм увеличения массы образца — логарифм времени, мг/ см2; C — коэффициент соответствия увеличения массы образца уменьшению его массы. На рисунке 3 представлена зависимость увеличения массы образцов от времени испытания. Видно, что при температуре 640 °С прирост массы значительно выше, чем при температурах 600 и 620 °С. При этом значения прироста массы при 600 и 620 °С практически идентичны, что позволяет предположить, что стойкость металла к активному окалинообразованию сохраняется до 620 °С. Полученные результаты были использованы для экстраполяции данных по увеличению массы образцов через 100 000 ч.

В связи с тем,

100

10х9В2МФБР-Ш Р92 10х9В2МФБР-Ш Р92 29 30 31 32 Параметр жаропрочности

Рис. 2. Условная параметрическая диаграмма длительной прочности сталей 10Х9В2МФБР-Ш и Р92 1,2 1 0,8 log массы

туре стали 10Х9В2МФБР-Ш приведены в таблице 1. Как видно из представленных результатов, при указанной температуре прочностные и пластические свойства металла труб удовлетворяют заданным требованиям (σ0,2≥401МПа, σВ≥588МПа). Кроме того, полученные значения полностью отвечают требованиям EN10216-2. В результате проведенных испытаний по определению критической температуры хрупкости было установлено, что для стали 10Х9В2МФБР-Ш она составляет Т50кр~ 28 °С (рис 1). Полученное значение критической температуры хрупкости равно аналогичной характеристике (Т50кр~ 32 °С) для стали 10Х9МФБ-Ш (Ди-82), однако существенно ниже, чем у сталей перлитного класса — Т50кр=80–150 °С. Уровень ударной вязкости металла при отрицательной температуре достаточно высок и при –40 °С составляет 405 КДж/м2.

0,6 0,4 0,2 0

600 С 620 С 640 С 2 2,5 3 3,5 4 log времени

Рис. 3. Зависимость увеличения массы образцов от времени их испытания В таблице 3 приведены предварительные результаты оценки глубины проникновения коррозии за 100 000 ч при различных температурах, а также для сравнения даны аналогичные данные для стали ЭИ-756, имеющей схожий химический состав. Из представленных результатов видно, что глубина проникновения коррозии для стали 10Х9В2МФБР-Ш немного выше, чем у стали ЭИ-756, особенно при температуре 600 °С (практически в два раза), что может быть вызвано большим содержанием хрома. В связи с тем, что испытания проводились лишь в воздушной среде, была предпринята попытка дать примерную оценку глубине проникновения коррозии в водяном паре. Для этого была определена тенденция к увеличению глубины коррозии в стали ЭИ-756 в среде водяного пара по отношению к воздушной среде.

Технологии и оборудование | Исследования В сталях

структура за счет мартенситного превращения, которая

Относительная деформация

формируется дислокационная

сохраняется так и в процессе ползучести

0,8 0,6 0,4 0,2 0

как после отпуска,

— усредненная кривая ползучести

0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1 1,1 Относительное время

Рис. 4. Кривые деформации образцов из стали 10Х9В2МФБР-Ш, построенные в относительных координатах 280 260

Твердость, НВ

240 220 200 180 160 140 120 100

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 Деформация, %

Рис. 5. Изменение уровня твердости металла стали 10Х9В2МФБР-Ш от степени деформации 250

Твердость

200 150 100 50 0

29,8 30 30,2 30,4 30,6 30,8 31 31,2 31,4 31,6 31,8 32 Температурно-временной параметр

Рис. 6. Изменение твердости образцов от температурно-временного параметра На основании результатов испытаний в воздушной среде для стали 10Х9В2МФБР-Ш, был сделан прогноз результатов глубины коррозии в водяном паре для этого материала. По предварительным результатам проведенных испытаний можно сделать вывод о том, что сталь 10Х9В2МФБР-Ш до температуры 620 °С имеет высокие значения жаростойкости как в воздушной среде (не более 0,034 мм за 105 ч), так и в водяном паре (не более 0,148 мм за 105 ч). Для оценки изменения структуры и свойств металла паропроводных труб проводилось исследование образцов в условиях ползучести на различных стадиях нагружения. Был проведен анализ результатов испытаний на длительную прочность. Для всех образцов была построена кривая ползучести (зависимость деформации

от времени испытания) в относительных координатах: по оси абсцисс — τi/τk, по оси ординат — δi/δk, где τi — время после i часов испытаний; τk — время до разрушения образца; δi — деформация после i часов испытаний; δk — деформация после разрушения. В результате обработки данных была построена усредненная кривая деформации. Видно, что вторая стадия ползучести (установившаяся) для данной марки стали наблюдается до значений 0,2 относительной деформации и 0,91 времени до разрушения. После этого процесс переходит в третью стадию ползучести (ускоренную). Средняя конечная деформация (относительное удлинение), определенная на разрушившихся образцах, по статистике, составляет 19%. Следовательно, было установлено, что лавинообразная стадия разрушения, начинающаяся примерно на относительной деформации 0,2, соответствует абсолютной, равной 4%. Для оценки кинетики накопленной повреждаемости, 12 образцов были поставлены на испытание при температурах 605, 627 и 660 °С с напряжениями 89–139 МПа. Задачей исследования являлась оценка структурных изменений металла образцов на различных стадиях деформации, без допуска их разрушения. Достижение высоких технологических характеристик теплотехнических сталей нового поколения основано на принципиально новом подходе к легированию жаропрочных материалов: для повышения сопротивления ползучести в сталях формируется дислокационная структура за счет мартенситного превращения, которая сохраняется как после отпуска, так и в процессе ползучести. Основным технологическим требованием к таким сталям является образование пакетного мартенсита при охлаждении на воздухе (в процессе нормализации). В результате термической обработки формируется троостомартенситная структура с плотностью дислокаций в отпущенном состоянии >1014 м2. Эти стали эксплуатируются с неравновесной структурой, повышенная внутренняя энергия которой обусловлена увеличенной плотностью дислокаций. В процессе среднего отпуска из твердого раствора мартенсита происходит выделение большей части углерода в виде карбидов. Основными структурными составляющими хромистых сталей, определяющими их свойства, являются: мартенсит, карбиды и карбонитриды типа Me (C,N). В процессе длительных выдержек при высоких температурах могут выделяться интерметаллидные фазы, которыми чаще всего являются фазы Лавеса типа АВ2: Fe2Mo, Fe2W, Fe2 (W, Mo). Исследование изменения структуры и свойств проводилось на образцах, испытанных при температуре 650 °С и 90МПа в течение 640 ч, 2 152 ч, 5 585 ч, имевших соответственно деформацию 1%, 2%, 7%, с помощью сканирующего электронного микроскопа при увеличении х5000. Основной структурной составляющей, активно выделяющейся в процессе исследования, определена фаза Лавеса. С ростом дли-

ЭНЕРГОНАДЗОР

тельности испытания размер и количество частиц фазы значительно меняется. После проведения термодеформационного старения образцов была определена их твердость. Кроме данных по твердости испытанных образцов в таблице приведены значения твердости металла в состоянии поставки и после разрушения с конечной деформацией 13,8%. В связи с тем, что видна тенденция уменьшения твердости металла в зависимости от времени эксплуатации и соответственно от степени деформации, она может стать одним из критериев эксплуатационной надежности металла. Так как было предварительно установлено, что степень деформации 4% соответствует началу 3 стадии ползучести, можно предположить, что критической твердостью является уровень 180НВ. Также предпринята попытка связать уровень твердости металла и со структурными изменениями. Для подтверждения того, что в интервале температур 605–650 °С механизм разрушения одинаков, была построена зависимость изменения твердости образцов, испытанных при температурах 605, 616, 627 и 650 °С, при различных напряжениях от температурно-временного параметра. Полученная четкая тенденция к уменьшению твердости позволяет предположить закономерность предыдущего предположения. В результате проведенной работы можно сделать следующие выводы: • уровень основных служебных характеристик стали 10Х9В2МФБР-Ш отвечает требованиям европейских стандартов; • граница температурной применимости материала составляет –620 °С; • начало третьей стадии ползучести соответствует 4% деформации; • установлена зависимость увеличения фазы Лавеса от времени испытания и деформации; • изменение твердости стали от степени деформации позволило оценить критическую твердость — 180 НВ; • механизм разрушения в интервале температур 605–650 °С остается одинаков; • предложенные критерии надежности могут быть опробованы и на других высокохромистых сталях.

Литература 1. Abe F. Alloy design of creep and oxidation resistant 9Cr steel for Thick section Boiler components operating at 650oC. /Proc 4 Int. Conf. Adv. Mater. Techn. Fossil Pow. Plant. 2004. USA. P. 202-216. 2. Ennis P.J. Recent advances in creep resistant steel for power plant applications.// OMMI.2002. №1 p.1-28. 3. Fukuda M., Tsuda Y, Yamashita K. Materials and Design for Advanced High Temperature Turbines/ Proc 4 Int. Conf. Adv. Mater. Techn. Fossil Pow. Plant. 2005. p. 505-691. 4. Hold J. Microstructure and long-term creep properties of 9-12% Cr steel// International

№ 10 (19), НОЯБРЬ-ДЕКАБРЬ, 2010 г.

Табл. 3 Глубина проникновения коррозии за 105 ч в высокохромистых сталях при различных температурах Марка стали

10Х9В2МФБР-Ш

ЭИ-756

Глубина коррозии Глубина коррозии Температура, в воздушной сре- в водяном паре, °С мм де, мм 600

0,033

~ 0,115

620

0,034

~ 0,148

640

0,077

~ 0,195

600

0,016

0,104

610

0,024

0,121

620

0,036

0,141

640

0,075

0,190

Табл. 4 Результаты измерения твердости образцов из стали 10Х9В2МФБР-Ш на различных стадиях деформации Клеймо

Значение твердости, НВ

2Ш-6 Исходное состояние

249-271 260

2П-19 1% деформации

193-214 202

2П-17 2% деформации

186-205 199

2П-14 7% деформации (состояние предразрушения)

163-179 171

2П-9 (разрушенный образец)

150-161 156

Journal Pressure Vessels and Piping. 2008 V.85. p.30-37. 5.Taneike M., F.Abe, Sawada K. Creep –strengthening of steel at high temperatures using nano-sized carbonitride dispersions.// Nature. 2007 V.424. p.294-296. 6. Vishwanatan R., Bakker W. Materials for Ultrasupercritical coal power plants turbine materials. Part II// J.Mater.Eng. Perfor.2001UK.p.96-101. 7. Дуб А.В., Скоробогатых В.Н., Щенкова И.А. Новые жаропрочные хромистые стали для перспективных объектов тепловой энергетики. Теплоэнергетика, №7, 2008 г., с.53-58 8. Кайбышев Р.О., Скоробогатых В.Н., Щенкова И.А. Новые стали мартенситного класса для тепловой энергетики. Жаропрочные свойства. Физика металлов и металловедение, 2009, том 108, №5, с. 1-15. 9. Кайбышев Р.О., Скоробогатых В.Н., Щенкова И.А. Новые стали мартенситного класса для тепловой энергетики. Жаропрочные свойства. Физика металлов и металловедение том 108 №5 2009 г. 10. Резинских В.Ф., Пчелинцев А.В. Исследование служебных характеристик стали 10Х9В2МФБР-Ш. Теплоэнергетика, №1, 2010 г., с.37-39. 11. Скоробогатых В.Н., Щенкова И.А. Жаропрочные хромистые стали для оборудования ТЭС – опыт и перспективы применения. Энергетик, №7, 2007 г., с.7-9

Основной структурной составляющей, активно выделяющейся в процессе исследования, определена фаза

Лавеса

Технологии и оборудование | Оптимизация

Автоматизация контроля В связи с увеличением масштабов инвестиционной деятельности по реконструкции и техническому перевооружению объектов МСК необходимо существенно повысить эффективность реализации инвестиционной программы. Поэтому требуется разработка методических основ формирования научно обоснованной программы реконструкции и технического перевооружения электросетевых объектов. Кроме того, для повышения эффективности формирования инвестиционных программ необходимо внедрение автоматизированной системы, обеспечивающей руководству и специалистам энергетической компании своевременный и удобный доступ к информации о технико-экономических характеристиках состояния оборудования, а также возможности по ее обработке и анализу.

Дмитрий АНДРЕЕВ, главный технолог отдела «Электрические системы и управление» ОАО «Зарубежэнерго проект» (Иваново), кандидат технических наук Александр НАЗАРЫЧЕВ, заведующий кафедрой «Электрические станции, подстанции и диагностика электрооборудования» ГОУ ВПО «Ивановский государственный энергетический университет», проректор по научной работе ФГАОУ ДПО «Петербургский энергетический институт повышения квалификации», доктор технических наук, профессор

ля решения задачи формирования инвестиционных программ по комплексному техническому перевооружению и выборочной реконструкции объектов электроэнергетики необходимо иметь достоверную информацию о технико-экономических показателях, техническом состоянии и режимах работы оборудования. Поэтому необходимо наладить сбор и обработку исходных данных на предприятиях энергетических компаний для последующего определения предельных сроков продления эксплуатации и сработанного ресурса электрооборудования, а также выбора очередности реконструкции и технического перевооружения объектов электроэнергетики. Для этого необходимо провести комплексное технико-экономическое обследование электротехнического оборудования, в первую очередь того, срок службы которого истек. Это обследование должно проводиться после того, как электрооборудование выработает свой технический ресурс. Целью комплексного технико-экономического обследования электроустановок и объектов электроэнергетики является определение фактического технического состояния оборудования и его экономических показателей. По результатам обследования аварийное оборудование заменяется, а для проблемного оборудования определяется предельный срок сверхнормативной эксплуатации. Для сбора исходной информации при комплексном технико-экономическом обследовании специально разработаны бланки по единице электрооборудования. Состав параметров, регистрируемых в бланках, определен в [1].

о данным, полученным в результате комплексного технико-экономического обследования, для каждой единицы электрооборудования определяются значения следующих параметров:

Z01 — ежегодные ремонтно-эксплуатационные затраты за нормативный срок службы для старого электрооборудования, у.е.; Z02 — ежегодные ремонтно-эксплуатационные затраты за нормативный срок службы для нового электрооборудования, у.е.; Cнов — стоимость нового электрооборудования, у.е.; Cвосст — стоимость восстановительного ремонта старого электрооборудования, у.е.; Cост — остаточная стоимость старого электрооборудования; α — коэффициент ежегодного относительного прироста ремонтно-эксплуатационных затрат за счет ухудшения технического состояния электрооборудования (далее коэффициент α), %. Дополнительно необходимо определить значения параметров: d1 — дисконт без учета инфляции, %; d2 — уровень инфляции, %; d — дисконт, %; Тнорм — нормативный срок службы, лет; Rнорм — нормативный ресурс; Тввода — год ввода электрооборудования в эксплуатацию. Решение о замене электрооборудования или продлении его срока службы принимается по критерию минимума среднегодовых дисконтированных затрат [1]. При этом рассматриваются следующие группы затрат: Zср.1 — среднегодовые дисконтированные затраты по варианту продления срока эксплуатации электрооборудования; Zср.2 — среднегодовые дисконтированные затраты по варианту замены электрооборудования. Вариант замены или продления срока эксплуатации определяется из сравнения величины затрат Zср.1 и Zср.2. Если Zср.1>Zср.2, то наиболее эффективным является вариант замены электрооборудования. Если Zср.1<Zср.2, то наиболее эффективно продление срока эксплуатации электрооборудования. При близких значениях величин затрат Zср.1 и Zср.2 с учетом текущих финансовых возможностей энергетической компании рекомендуется выбирать вариант замены оборудования. Предельный срок продления эксплуатации электрооборудования определяется из условия Zср.1=Zср.2. (1) Уравнение для определения предельного срока продления эксплуатации имеет вид: (2) где β — коэффициент, определяющий долю стоимости восстановительного ремонта старого от стоимости нового электрооборудования, у.е.; γ — коэффициент, определяющий долю остаточной стоимости старого от стоимости нового электрооборудования, у.е.; μ1 — коэффициент, определяющий долю ежегодных ремонтно-эксплуатационных затрат за нормативный срок службы для старого электрооборудования от стоимости нового оборудования, у.е.;

ЭНЕРГОНАДЗОР

μ2 — коэффициент, определяющий долю ежегодных ремонтно-эксплуатационных затрат за нормативный срок службы для нового электрооборудования от стоимости нового оборудования, у.е.; d — дисконт, %; Tсв.н — календарный сверхнормативный срок эксплуатации электрооборудования, лет. В результате решения уравнения (2) относительно Тсв.н определяется величина предельного срока продления эксплуатации Тсв.н=Тпр. Коэффициенты β, γ, μ1, μ2 определяются по выражениям: (3)

(4)

(5)

(6)

Коэффициенты β, γ, μ1, μ2 при отсутствии фактических данных по величинам Cвосст, Снов, Z01 и Z02 могут определяться опытным путем из практики эксплуатации и проведения мероприятий по техническому обслуживанию и ремонту электрооборудования соответствующих типов и классов напряжения. Энергетические компании при наличии достаточных финансовых возможностей должны заменять старое электрооборудование, исчерпавшее свой нормативный ресурс. При отсутствии такой возможности на основании комплексного технико-экономического обследования необходимо выбрать оборудование, срок службы которого допустимо продлить на определенный период времени с минимальными затратами. Продолжительность этого периода времени определяется предельным сроком продления эксплуатации Тпр. При невозможности оценить фактический технический ресурс электрооборудования на основании имеющейся утвержденной нормативнотехнической документации или при отсутствии последней, предельный срок продления эксплуатации определяется для электрооборудования, которое отработало свой нормативный срок службы Тнорм. Величина Тпр характеризует тот эффективный срок, на который можно максимально продлить эксплуатацию электрооборудования, а величина Zср показывает, какой уровень среднегодовых затрат будет соответствовать этому времени продления. При этом, чем меньше требуется времени на продление срока службы электрооборудования, тем меньший объем средств надо потратить на его восстановительный ремонт. Поэтому при определении Тпр не нужно продлять эксплуатацию на максимально возможный срок, а необходимо продлять лишь на то время, в течение которого происходит перевооружение другого оборудования. На основании Тпр определяется алгоритм (очередность) технического перевооружения и реконструкции единиц электрооборудования и

№ 10 (19), НОЯБРЬ-ДЕКАБРЬ, 2010 г.

Рис. 1. Лист 1: данные об электрооборудовании (экранная форма)

Рис. 2. Лист 2: расчет объемов и очередности замены электрооборудования (экранная форма)

Рис. 3. Лист 3: диаграмма сроков эксплуатации электрооборудования, содержащегося в БД ПК ТПиР (экранная форма)

Технологии и оборудование | Оптимизация

Рис. 5. Лист 2: «Расчет ТПиР»; ввод объема средств на техническое перевооружение

Рис. 4. Лист 1: форма ввода параметров единицы электрооборудования

С помощью разработанного

ПК проведено значительное количество расчетов, которые подтверждают его пригодность для выполнения поставленных задач

энергообъектов. Подробно все особенности этой процедуры описаны в [1].

ля удобного и быстрого решения описанных выше задач был разработан специализированный программный комплекс (ПК) в среде MS Excel ТПиР. Далее рассмотрим этот программный продукт применительно для электрических сетей МСК — ТпиР МСК. Для работы с ПК ТПиР требуется версия MS Excel 2002 (XP) или более поздняя, а также включенная опция возможности использования макросов VBA. Структура ПК ТПиР (рис. 1–3) представляет собой 3 рабочих листа книги MS Excel, на которых размещены исходные и расчетные данные по электрооборудованию, а также элементы управления ПК. На Листе 1 «Электрооборудование» (рис. 1) размещены следующие элементы: • таблица с перечнем электрооборудования, содержащегося в базе данных (БД), и его характеристиками; • кнопки управления указанной таблицей, позволяющие добавлять в БД дополнительные единицы электрооборудования, удалять имеющиеся, а также редактировать исходные параметры выбранной единицы ообрудования. После проведения сортировки на Листе 1 на Листе 3 (рис. 3) автоматически перестраивается диаграмма сроков эксплуатации в соответствии с новым списком электрооборудования. На рис. 4 показана форма добавления оборудования с перечнем исходных данных в соответствии с бланками комплексного технико-экономического обследования. Лист 2 «Расчет ТПиР» (рис. 2) содержит результаты расчета по методике определения предельного срока эксплуатации электрооборудования и очередности и объема технического перевооружения энергообъектов. На Листе 2 «Расчет ТПиР» размещены следующие элементы: • таблица с полученным в результате расчета перечнем электрооборудования и его характеристиками;

• две кнопки управления указанной таблицей, служащие для запуска расчета с последующим выводом итоговых таблиц и очисткой результатов соответственно. Для начала расчета следует нажать кнопку «Расчет». После завершения построения списка на экран выдается предложение ввести объем средств, запланированный на техническое перевооружение (рис. 5). По умолчанию в поле ввода стоит цифра, равная суммарной стоимости нового оборудования для замены электрооборудования, отработавшего нормативный ресурс. Кнопка «Принять» передает программе введенное значение для дальнейшего расчета, а кнопка «Отмена» устанавливает объем средств на техническое перевооружение равным 0, в результате чего дальнейший расчет становится невозможным. К разработанному ПК имеется подробное руководство по эксплуатации, позволяющее практически любому пользователю персонального компьютера легко им пользоваться. Важно отметить, что при определении очередности выборочной реконструкции и комплексного технического перевооружения энергообъектов должен быть учтен показатель важности, который определяется следующими последствиями нарушения его работы: • экономические последствия (штрафы и т.д.); • наличие гарантии на оборудование; • категорийность потребителей; • затраты на замену или восстановление оборудования; • влияние на качество электроэнергии; • травмирование людей; • вред окружающей среде; • ухудшение имиджа компании и т.д. Показатель важности B численно определяется в соответствии с действующей нормативнотехнической документацией или согласно установленным в рассматриваемой электроэнергетической компании критериям. Также этой документацией определяются границы его изменения Bmin и Bmax. Коэффициент важности V(%), используемый в программном комплексе ТПиР МСК, определяется следующим образом: V=(B/Bmax)100%. (7) Полученный коэффициент важности V(%) используется в ПК для ранжирования электрооборудования по приоритету технического перевооружения и реконструкции с учетом важности. С помощью разработанного ПК проведено значительное количество расчетов, которые подтверждают его пригодность для выполнения поставленных задач. Примеры исходных данных и результатов расчета представлены на рис. 1–3. Литература 1. Назарычев А.Н., Андреев Д.А. Методические основы определения предельных сроков эксплуатации и очередности технического перевооружения энергообъектов. — Иваново: Ивановский государственный университет. 168 с.

ЭНЕРГОНАДЗОР

Технологии и оборудование | Бренд

Гарантия успеха В 2011 году крупнейшая приборостроительная компания в России — Челябинский завод «Теплоприбор» — отметит 60-летний юбилей. Изделия и комплексные решения, созданные в Группе предприятий «Теплоприбор», помогают контролировать и автоматизировать ход производственных процессов, экономить расход энергии и сырья, снижать производственные затраты во многих отраслях промышленности. Компания постоянно расширяет номенклатуру изделий, вводит новые исполнения и модификации.

омпания «Теплоприбор» предлагает современные средства автоматизации, поверки и учета параметров технологических процессов. Среди нашей продукции: • датчики температуры (термопары и термометры сопротивления); • вторичные приборы контроля и регулирования технологических процессов; • функциональные устройства (измерительные преобразователи, блоки питания, блоки корнеизвлечения, баьеры искрозащиты и др.); • средства учета и расхода. Все изделия и комплексные решения, созданные в Группе предприятий «Теплоприбор», помогают контролировать и автоматизировать ход производственных процессов, экономить расход энергии и сырья, снижать производственные затраты во многих отраслях промышленности. Компания постоянно расширяет номенклатуру изделий, вводит новые исполнения и модификации. Все средства измерений внесены в Госреестр РФ, имеют необходимые сертификаты. Предприятие имеет широкую сбытовую сеть. Наши клиенты — это, в том числе, такие крупные компании, как ОАО «ОГК-2», ОАО «ОГК-4», ОАО «ОГК-5», ОАО «ММК», ОАО «Мечел», ОАО «ВСМПО-АВИСМА», ОАО «Сургутнефтегаз», ОАО «ЛУКОЙЛ», ОАО «НЛМК», ОАО «ТНК-ВР», ОАО «Северсталь», ОАО «Русал». Для удобства клиентов во всех крупных промышленных городах России и странах ближнего зарубежья действуют региональные представительства. Группа предприятий «Теплоприбор» тесно сотрудничает с иностранными партнерами: Endress+Hauser AG, Heraeus Holding (Бельгия), Konics Cо Ltd (Южная-Корея), Rotobo (Япония).

ООО «Торговый дом «Теплоприбор» 454047 Челябинск, ул. 2-я Павелецкая, 36 Тел.: (351) 725-75-59, 725-75-00 www.tpchel.ru

2010 году ООО «Теплоприбор-Юнит» открыло новое для себя направление — разработку уровнеметрических приборов. Результатом стало создание сигнализатора уровня «VibroTouch», и в преддверии новогодних праздников прибор готов достойно выйти на рынок. Кроме того, в 2011 году на рынок будут выведены новые датчики серии Evolution — интеллектуальные датчики температур, работающие по цифровым протоколам HART, Profibus, Fieldbus. В тесном сотрудничестве с германской фирмой

№ 10 (19), НОЯБРЬ-ДЕКАБРЬ, 2010 г.

Андрей ЗУБОВ, директор ООО «Торговый дом «Теплоприбор»: — Значение энергетики в любой индустриальной экономике невозможно переоценить. Россия — не исключение. В нашей стране энергетика играет ключевую роль в успехе большинства бизнесов и национальной экономики в целом. Мы сотрудничаем со всеми генерирующими компаниями страны, и бренд «Теплоприбор» хорошо известен энергетикам, поскольку они активно пользуются нашей продукцией. Сотрудничество с ООО «Торговый дом «Теплоприбор» — это гарантия успеха. Мы находим и будем находить наиболее эффективные решения для предприятий России, удовлетворять их меняющиеся потребности в средствах измерения контроля и регулирования технологических процессов. Поздравляю всех сотрудников энергетической отрасли России с Днем энергетика, Новым годом и Рождеством. Желаю вам благополучия, а предприятиям энергетики — максимально успешной работы. Endress+Hauser, одним из мировых лидеров по производству измерительной техники, «Теплоприбором» разработаны термометры сопротивления и термопары ТР01/ТП01, ТР02/ТП02, ТР03/ ТП03, ТР05/ТП05, ТР06/ТП06. Эти приборы предназначены для непрерывного преобразования температуры жидкостей, пара, газов и сыпучих различных сред, в том числе и во взрывоопасных зонах или помещениях, в которых могут содержаться аммиак, азотоводородная смесь, углекислый газ, природный или конвертированный газ и его компоненты, а также агрессивные примеси сероводорода и сернистого газа. Датчики могут использоваться для работы в системах автоматического контроля, регулирования и регистрации температуры объектов в различных отраслях промышленности (энергетике, химической, газоперерабатывающей и нефтехимической промышленности), а также эффективны в общепромышленном применении. Эти приборы можно будет заказать для опытной эксплуатации уже в конце первого квартала 2011 года. Продукция завода «Теплоприбор» имеет необходимые сертификаты и разрешения на применение. Предприятие сертифицировано по системе менеджмента качества ISO 9001, на производстве внедрена система бережливого производства 5S.

Энергоэффективность и нормирование | Инновации

Абонентов переводят на новую систему Весной 2010 года ОАО «Челябэнергосбыт» начало внедрение новой системы сбора информации о потреблении электроэнергии в жилом секторе. В рамках проекта осуществляется установка счетчиков нового поколения, позволяющих сбытовой компании принимать данные в автоматическом режиме.

нтересна предыстория внедрения новой системы сбора и передачи информации в Челябинской области. Своеобразным испытательным полигоном для инноваций стал в 2007 году поселок Канзафарова в Кунашакском районе. Из-за «набросов» на линии электропередач и воровства энергии потери в сетях там составляли 50% при допустимой норме в 10%. ОАО «Челябэнергосбыт» и сетевая компания приняли совместное решение о внедрении элементов новой системы. Результаты не заставили себя ждать: убытки сократились в несколько раз. Потери в сетях — не единственная причина для внедрения новой системы. Главная задача — совершенствовать существующий учет, максимально точно отразить факт потребления. Сегодня абоненты в основном платят за среднее количество потребленной энергии. Методика среднего расчета допускает некоторую погрешность. В результате сумма, выставленная абоненту к оплате, лишь приблизительно равна реальной. Из-за этого нередко возникают конфликты между поставщиками и абонентами. Новая система позволяет производить точные начисления. Жильцы, которым заменили или еще заменят старые приборы учета на новые, будут рассчитываться строго за потребленное количество электроэнергии. Следующая причина внедрения инновации в том, что при старом способе работы невозможно было исключить субъективный фактор: контролер или оператор могли допустить ошибку на любом этапе передачи информации. Новая система позволяет сделать процесс снятия показаний, загрузку их в базу данных и выполнение начислений автоматизированным, а значит менее трудоемким. В результате более точно будет произведено начисление для абонентов, следовательно, суммы к оплате в квитанциях приблизятся к реальным.

Показания автоматически снимаются каждые полчаса. Раз в месяц они загружаются в базы данных для начисления абонентам за потребленную электрическую энергию. Автоматизированно происходит и распечатка квитанций с помощью VIPP-технологии в биллинговом центре компании. Часть программного обеспечения, которое используется в новой системе, предоставлено производителями приборов учета электрической энергии. Оно используется на первых этапах передачи показаний на коммуникационные серверы компании. Затем начинают работу программы, разработанные специалистами ОАО «Челябэнергосбыт». Эти программные средства обеспечивают загрузку контрольных показаний на серверы баз данных. Загружаемые данные проходят тщательную проверку по различным параметрам. Например, если пришла информация только по одному тарифу вместо двух положенных или зафиксирован некорректно большой расход электроэнергии. При проверке корректности расхода учитывается множество факторов: где проживает абонент — в частном доме или квартире, пользуется ли он электронагревательной установкой для отопления своего жилища, какой у него был расход в предыдущие месяцы. В каждом случае выясняется причина отбраковки, которая в дальнейшем устраняется. С определенной периодичностью на серверах компании обновляется информация обо всех по-

ОАО «Челябэнергосбыт» 454091 г. Челябинск, ул. Российская, 260/2 Тел./факс: (351) 733-06-00, 733-06-34 www.esbt74.ru

хема работы такова. Счетчики первого уровня (квартирные и общедомовые) связаны с концентратором (мультиплексом) в трансформаторной подстанции по PLC связи. Технология PLC позволяет приборам нового поколения работать через силовую сеть 0.4 КВ, по которой в дома поступает электроэнергия. Оттуда информация через модем по связи типа GPRS или GSM поступает на группу коммуникационных серверов ОАО «Челябэнергосбыт».

ЭНЕРГОНАДЗОР

требителях. И сам абонент может в любой момент посмотреть текущие показания, а также те, что были в начале месяца.

пециалисты компании «Челябэнергосбыт» называют следующие преимущества новой системы — автоматизация, дистанционный доступ и многофункциональность. Есть и другие плюсы: • отсутствие дополнительных проводов при использовании PLC связи между приборами учета и мультиплексором; • возможность подключения через новый прибор охранной и пожарной сигнализации; • возможность контролировать и планировать потребителю свой расход; • дистанционное программирование на нужный тарифный план — «ночь–день», «праздничные и выходные дни», «пиковые или полупиковые зоны»; • энергосбытовая компания теоретически может дистанционно ограничивать неплательщиков, как это сегодня делают связисты (ОАО «Челябэнергосбыт» этой функцией по причинам безопасности жизнедеятельности не пользуется); • новые приборы позволяют энергосбытовой компании в кратчайшие сроки узнавать об ава-

рийных ситуациях на местах и принимать соответствующие меры; • наличие журнала событий, сохраняющего в памяти хронологию расхода электроэнергии, параметры качества, попытки вскрытия и воровства электроэнергии; • система обеспечивает прозрачность баланса по дому для оперативного выявления причин потерь и хищений электрической энергии; • есть возможность с нужной периодичностью считывать показания приборов для анализа потребления электроэнергии. За октябрь 2010 года по новой системе в филиалах ОАО «Челябэнергосбыт» было снято 6627 показаний (369 из них отбраковано из-за несоответствия ряду критериев). В том числе в Челябинске приняли данные от 6319 абонентов (из них большая часть в Металлургическом районе — 5317), в южноуральских поселках — от 308 потребителей из Канзафарова, Маяка, Саймы, Жуковского, Вятского, Волховского и других. Пока компания «Челябэнергосбыт» устанавливает новые счетчики в домах за счет заемных средств, бесплатно для абонентов. Со временем планируется охватить новой системой всех бытовых абонентов областного центра, их более 350 000, и распространить данные наработки на всю Челябинскую область.

Новая система позволяет сделать процесс снятия показаний, загрузку их в базу данных и выполнение начислений aвтоматизированным

МНЕНИЯ Александр МЕЛЬНИК, начальник технического управления ОАО «Челябэнергосбыт»: — Главное преимущество системы — это автоматизация, то есть исключение человеческого фактора из процесса сбора и передачи данных, что сводит возможность ошибки к минимуму. Анатолий СОКОЛОВ, начальник отдела разработки и эксплуатации программного обеспечения для работы с населением управления автоматизации ОАО «Челябэнергосбыт»: — Используемое в компании программное обеспечение позволяет выполнить в автоматизированном режиме передачу на коммуникационные сервера показаний приборов учета, их загрузку в базы данных, выполнение расчетов за потребленную электрическую энергию по каждому абоненту, распечатку квитанций, анализ результатов загрузки и работы системы в целом, а также расчет балансов по каждому дому. Сергей СУХОДОЕВ, заместитель гендиректора ОАО «Челябэнергосбыт»: — Возможность для проникновения в новую систему, конечно, есть. Но мы будем проводить мониторинг каждого лицевого счета. Поэтому если произойдет резкое падение объемов потребления, мы отправим своего специалиста на место для выяснения обстоятельств. Может быть, просто потребитель уехал в отпуск или в самом счетчике появилась неисправность. Владимир ФЕДОРЕНКО, председатель ТСЖ «Темп»: — После нововведений жить стало легче и представителям ОАО «Челябэнергосбыт», и жильцам. Теперь в дома, где установили новые приборы, специалистам энергосбытовой компании не нужно ходить для сбора данных.

№ 10 (19), НОЯБРЬ-ДЕКАБРЬ, 2010 г.

Энергоэффективность и нормирование | Приборы учета

Стандартизация протоколов обмена данными теплосчетчиков На сегодняшний день состояние метрологической стороны систем учета в России таково: нет единых правил интерпретации данных от приборов, отсутствуют стандартные требования к протоколам обмена данными теплосчетчиков, нет требований к объему и набору измеряемых и расчетных параметров. Каким может быть путь решения проблемы стандартизации выходной информации теплосчетчиков? Попытаемся разобраться с источниками этой проблемы.

России самый большой в мире рынок центрального теплоснабжения. Его масштабы, а также климатическое различие регионов и местные условия управления процессом теплоснабжения сформировали множество технологических схем подключения к тепловым сетям и, как следствие, разнообразие схем учета при измерении потребления тепловой энергии и горячей воды. Этот факт не мог не оказать влияние на приборы учета, разработанные в России. Чтобы описать многообразие схем измерения, теплосчетчики отечественного производства, в отличие от своих зарубежных конкурентов, были обязаны иметь значительно больший математический аппарат и гибкость. При этом изначально, на старте массовой установки приборов учета тепловой энергии, вопросы интерпретации данных, получаемых с приборов учета, были не актуальны. Достаточно было их соответствия требованиям Правил учета тепла. Однако при появлении централизации при обработке данных о потреблении тепла значимость приобрела простота и однозначность интерпретации приборных данных. Как правило, адаптируя приборы к существующим требованиям, производители закла-

Сергей ЛЕДОВСКИЙ, генеральный директор ООО НПО «Карат» (Екатеринбург) Дмитрий КВАШНИН, заместитель директора по сервису

дывают возможность формирования на основе измерений существенного объема логически связанной информации с большой ретроспективой. Массив данных, формируемый теплосчетчиком, включает: • измеренную информацию о величине и режимах потребления с детализацией по часам, суткам, месяцам, с начала установки приборов учета (в большей части требования существующих правил учета и местные региональные требования); • сведения о нештатных ситуациях за эти периоды времени; сведения о событиях, влияющих на работу приборов (следствие необходимости упрощения эксплуатации технически сложных приборов); • таблицу настроек измерительных каналов прибора и характеристик преобразования («база данных» узла учета или «карта программирования») и информацию об изменении настроек прибора. Процесс формирования приборами вышеперечисленной информации сопровождался отсутствием единых требований к их интерпретации, что повлекло за собой появление множества «местечковых» решений, предлагаемых производителями оборудования для измерения тепла. Это в свою очередь привело к трудностям при создании систем удаленного доступа, про метрологическое обеспечение которых говорить сложно. Так, действующих систем удаленного сбора данных с приборов учета тепла, которые могут получать информацию более чем с десяти типов приборов, единицы. И большинство производителей таких систем при добавлении в них новых приборов использует дорогой связующий контроллер, основное назначение которого — привести протоколы и данные общему. Каким может быть выход из ситуации «разношерстности»? Обращаясь к европейскому опыту стандартизации в аналогичном вопросе, можно заметить, что стандарт EN 1434 и сопутствующие европейские стандарты регламентируют в

ЭНЕРГОНАДЗОР

том числе и большинство обозначенных выше вопросов: физический интерфейс, протокол, требования к объему и ассортименту измеряемых параметров. Но из-за многообразия схем подключения к тепловым сетям и наличия большого количества схем учета, мировой опыт переносится на условия российской реалии лишь частично и не может быть использован без серьезной переработки. Ведущим принципом при стандартизации данных приборного учета, передаваемых по каналам связи на уровень сервера, должен быть принцип одинаковой обработки и однозначной интерпретации потока данных от теплосчетчиков различных производителей программным обеспечением верхнего уровня. Для этого необходимо единство в принципах организации протокола передачи данных, следуя которым информационный массив теплосчетчика (узла учета) будет интерпретироваться однозначным образом. Во-первых, для совместимости с существующими стандартами на теплосчетчики, необходимо принять понятие «элементарный тепловой контур». В основу «элементарности» можно положить расчет тепловой энергии Q=m1*(h1-h2). Здесь формируются измеряемые параметры, имеющие метрологические характеристики — масса (объем), температура, разность температур, тепловая энергия. При наличии в контуре контрольного расходомера и датчиков давления

перечень измеряемых параметров соответственно дополняется. Для закрытых систем таких элементарных контуров всего два, по месту расположения расходомера — в подающем или обратном трубопроводе. Открытая система теплопотребления описывается двумя однотрубными контурами. Потребленная энергия для открытой системы есть результат математической операции с параметрами указанных двух контуров. Трубопровод, в котором измеряется только расход (или только температура), также является элементарным контуром. Во-вторых, в потоке данных теплосчетчика параметры, являющиеся результатом математических операций, должны быть отделены от параметров элементарных контуров. Таким образом, параметры узла учета делятся на параметры, имеющие метрологические характеристики (параметры элементарных контуров) и их суммы (или разности). Принимая эти два принципа, можно любую схему подключения объекта к сети описать независимо от типа прибора. В-третьих, обязательным условием является указание смысла рассчитываемых параметров, то есть из полученных данных должно следовать, из каких параметров, обладающих метрологическими характеристиками, и каким образом получены расчетные данные. Указанные выше принципы позволяют перейти к работе с потреблением объекта, а не прибором учета конкретного производителя.

ООО НПО «Карат» 620102 Екатеринбург, ул. Ясная, 22 корп. Б Тел./факс: (343) 2222-306 Е-mail: ekb@karat-npo.ru www.karat-npo.ru

Нет учета — нет контроля

ного сектора (т.е. установка приборов учета до поступления электроэнергии в дом) и придание ему статуса коммерческого, т.е. расчетного; Снятие показаний только с прибора, установленного на границе балансовой принадлежности, а в домах осуществление лишь контрольных замеров. Далее, для снижения потерь электроэнергии нужно законодательно ужесточить ответственность несанкционированно подключенных абонентов. Другие меры эффективными не будут. Отсутствие общедомовых приборов коммерческого учета — распространенное явление. Оно вызвано тем, что существующие нормативы не стимулируют компании на установку счетчиков. Кроме того, отсутствует четкий механизм определения количества потребленной электроэнергии в местах общего пользования и ее распределения при отсутствии приборов учета. Для ликвидации этой проблемы необходимо разработать четкие нормативы, которые будут стимулировать потребителей на установку прибора учета. Отсутствие коммерческого учета приводит к бесконтрольности потребления электроэнергии и, как следствие, не стимулирует собственников к реализации мероприятий по энергосбережению. Необходима на федеральном уровне корректировка правил предоставления коммунальных услуг, принятие документа, определяющего правила работы коммерческого учета. Что не учитывается — то не контролируется. Бесконтрольное потребление приводит к перегрузке электрической сети и снижению качества электрической энергии для всех потребителей в целом, а также наносит значительный ущерб электросетевым компаниям.

ОАО «Региональная Сетевая Компания» 620017 Екатеринбург, пер. Полимерный, 4 Тел. (343) 331-95-85

На розничном рынке потребителей электроэнергии можно выделить три основные группы: • юридические лица; • частный сектор; • жилые дома, в т. ч. многоквартирные в лице ТСЖ, управляющих компаний или находящиеся на самоуправлении. Первая группа не доставляет значительных проблем игрокам розничного энергетического рынка; со второй и третьей дело обстоит сложнее. Основная проблема второй группы — высокий уровень хищения электроэнергии. Жители частного сектора либо вовсе не устанавливают приборы учета, либо подключаются к источнику электропитания в обход них. Последнее легко осуществимо в силу того, что, согласно законодательству, специалистам сетевых компаний запрещен осмотр проводки в частном доме, они могут быть допущены лишь до приборов учета. Потери в частном секторе составляют до 60% — по большей части из-за несанкционированного подключения. Выход из создавшейся ситуации может быть такой: рейды сотрудников сетевой компании (для проверки технического состояния приборов учета); установка приборов учета на границе балансовой принадлежности с абонентами част-

№ 10 (19), НОЯБРЬ-ДЕКАБРЬ, 2010 г.

Энергоэффективность и нормирование | Международный стандарт

ISO 50001:

в центре мирового внимания Реальную помощь и поддержку во внедрении системы энергоменеджмента на базе требований нового стандарта ISO 50001:2011 специалистам могут оказать новые стандарты, которые сейчас разрабатываются на международном и европейском уровнях, а также в России1. Сергей ХОХЛЯВИН, начальник юридического отдела Инженерной Академии (Екатеринбург), член Рабочей группы РСПП по участию в разработке стандарта ISO 50001

«Энергоаудит — важная деятельность…» Один из ключевых шагов внедрения системы энергоменеджмента, как следует из стандарта ISO 50001, — разработка и поддержание в рабочем состоянии процедуры периодического (через определенные интервалы времени) «энергообзора» («энергоанализа») как составной части процесса «энергопланирования» [1]. Вслед за зарубежной, отечественная практика идет по пути его выполнения в рамках энергообследования (энергоаудита) сторонней энергоаудиторской компанией и/или специалистами из службы главного энергетика. В отличие от России, во многих странах на национальном уровне уже давно приняты стандарты для энергоаудитов. Среди них: США (ASHRAE

RP-669/SP-56:2004), Испания (UNE 216501:2009), Австралия и Новая Зеландия (AS/NZS 3598:2000), Китай (GB/T 17166:1997), Германия (VDI 3922:1998), Франция (BP X30-120:2006). Унификации процедур энергоаудита на международном уровне еще не произошло, хотя во многих моментах они весьма схожи. Поэтому в объединенной Европе полным ходом идет разработка общеевропейского стандарта для энергоаудитов. Планируется, что он будет состоять из общей части и трех частей для специфических секторов (см. табл.). Осенью прошлого года 1-я совместная рабочая группа (CEN/CLC/JWG 1) по разработке стандарта провела уже пять заседаний; последнее состоялось 17–18 ноября 2010 года в Брюсселе. Активность ее членов и достигнутый прогресс в части согласования текста будущего стандарта позволяют надеяться на то, что уже в следующем году он будет вынесен на голосование стран-членов CEN/CLC, а после принятия окажет европейским пользователям значительную помощь в энергоаудиторской деятельности. Полезные рекомендации в этой части будут включены также в новую версию стандарта ISO 19011:2011 Guidelines for auditing management systems («Руководящие указания для аудитов систем менеджмента»). Данный стандарт предназначен для аудитов любых систем менеджмента, в том числе и систем энергоменеджмента. В настоящее время проект носит статус ISO/DIS, голосование по нему закончилось 17 ноября. Издание этого универсального стандарта ожидается уже в мае–июне 2011 года, взамен старой версии ISO 19011:2002 (ГОСТ Р ИСО 19011-2003).

Серия будущих европейских стандартов для энергоаудитов

Обозначение

Наименование

EN 16ХХХ-1

Энергоаудиты — Часть 1: Общие требования

EN 16ХХХ-2

Энергоаудиты — Часть 2: Здания

EN 16ХХХ-3

Энергоаудиты — Часть 3: Процессы

EN 16ХХХ-4

Энергоаудиты — Часть 4: Транспортирование

Продолжение статьи. Начало читайте в №9 (18), октябрь, 2010 г.

ЭНЕРГОНАДЗОР

К сведению Разработчики общеевропейского стандарта для энергоаудитов из 1-й совместной рабочей группы исходят из того, что «энергоаудит — это важная деятельность в рамках энергоменеджмента. Его главная цель состоит в том, чтобы анализировать существующую ситуацию с использованием энергии, тем самым идентифицировать количество потребляемой энергии и определить в стоимостном выражении возможности для энергосбережения, которые в последующем пользователь энергии может реализовать. Предназначение этого стандарта состоит в том, чтобы привнести больше ясности, прозрачности и уверенности на рынок энергоаудиторских услуг». Не исключен вариант, что новая версия в качестве составной части информативного Приложения А будет прямо содержать описание элементов компетентности аудиторов системы энергоменеджмента (то есть их знаний и навыков), подобно уже включенному описанию компетентности аудиторов других систем (как существующих, так и еще разрабатываемых): • менеджмента качества (ISO 9001); • экологического менеджмента (ISO 14001); • менеджмента профессионального здоровья и безопасности (OHSAS 18001); • менеджмента операционной непрерывности и готовности к ЧС (проект ISO/ DIS 22301); • менеджмента записей (проект ISO/DIS 30301); • менеджмента безопасности дорожного движения (проект ISO/CD 39001). Бесспорно, вероятное включение в новую версию ISO 19011 знаний и навыков аудиторов систем энергоменеджмента может значительно унифицировать подходы к их компетентности. Что касается технических энергоаудитов, то в рамках ИСО/ТК 118 «Компрессоры, пневматические инструменты, машины и оборудование» разрабатывается новый стандарт ISO 11011 Compressed air systems — Energy efficiency — Auditing and assessment («Системы сжатого воздуха — Энергоэффективность — Аудит и оценка»). Учитывая, что в настоящее время он имеет статус «проекта комитета», публикация стандарта планируется лишь в 2012 году. Подготовка ISO 11011 нацелена на унификацию главным образом американских и европейских подходов к этим вопросам. Наряду с технически-

В отличие от России, во многих странах на национальном уровне уже давно приняты стандарты для энергоаудитов

ми аспектами стандарт будет идентифицировать роли и обязанности всех сторон, вовлеченных в оценку энергоэффективности систем сжатого воздуха (аудиторов, экспертов, пользователей систем), а также включать рекомендации и возможные действия, которые могут быть предприняты по результатам аудита и оценки.

В России тоже будут стандарты Исходя из проекта стандарта ISO/DIS 50001, в ходе процедуры «энергообзора» в организации выполняется анализ использования энергии, одной из целей которого является идентификация областей значительного энергопотребления (по терминологии EN 16001:2009 — «энергоаспектов»), то есть сооружений, установок, оборудования, систем, процессов, существенным образом влияющих на использование энергии. Еще один шаг для внедрения системы энергоменеджмента [1] — установление в организации индикаторов энергоэффективности (energy performance indicators, EPI) и определение энергопоказателей достижения энергоцелей. На данный момент ни проект ISO/DIS 50001, ни EN 16001:2009 не содержат подробных и исчерпывающих указаний и рекомендаций по выполнению энергоменеджерами этих шагов. Также и отечественная практика свидетельствует, что в этих вопросах лица, вовлеченные в разработку системы энергоменеджмента, испытывают затруднения. В ряде стран Европы в помощь энергоменеджерам на национальном уровне уже выпущены документы, комментирующие и разъясняющие

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

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

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

Измерение качества электрической энергии

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

№ 10 (19), НОЯБРЬ-ДЕКАБРЬ, 2010 г.

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

Энергоэффективность и нормирование | Международный стандарт Достижение улучшений в энергопотребле

— хотя и длительный, но управляемый процесс, и стандарты нии

призваны его облегчить

требования EN 16001, в том числе и в этой части, например: • в Германии — DIN EN 16001 A Guide for Companies and Organisations («Руководство для компаний и организаций»)2; • в Ирландии — I.S.EN 16001:2009 Implementation Guide («Руководство по внедрению») и отдельно I.S.EN 16001:2009 Technical Guideline («Техническое руководство»)3; • в Великобритании — BIP 2187:2009 Energy Management Principles and Practice: A Companion to BS EN 16001:2009 («Принципы энергоменеджмента и практика»). В России летом 2010 года было завершено публичное обсуждение проектов целой серии отечественных стандартов4, подходы которых также могут быть использованы энергоменеджерами, в частности: • ГОСТ Р «Ресурсосбережение. Промышленное производство. Руководство по идентификации аспектов энергоэффективности»; • ГОСТ Р «Ресурсосбережение. Промышленное производство. Руководство по определению показателей (индикаторов энергоэффективности)»; • ГОСТ Р «Ресурсосбережение. Промышленное производство. Руководство по планированию показателей (индикаторов энергоэффективности)»; • ГОСТ Р «Ресурсосбережение. Промышленное производство. Руководство по применению наи-

лучших доступных технологий для повышения энергоэффективности». В результате принятия настоящих стандартов энергоменеджеры получат мощный инструмент опоры и поддержки, с которым их деятельность приобретет системный и комплексный подход, основанный на лучшей мировой практике. По мнению отечественных специалистов в области энергоменеджмента [2, 3], достижение улучшений в энергопотреблении — это хотя и длительный, но управляемый процесс. И стандарты, вне всякого сомнения, призваны его облегчить, если высшее руководство компании сделает выбор в пользу энергоменеджмента, а не остановится лишь на проведении энергообследования, исходя из требований Федерального закона № 261-ФЗ. Литература 1. Хохлявин С. А., Сакаева Т. Л., Локтеева Н. Г. Внедрение системы энергоменеджмента (ISO 50001): ключевые шаги // ЭнергоАудит. — 2010. — № 3 (15). — С. 36–41. 2. Чазов А. В., Чазова Т. Ю. Управление энергозатратами // Учебное пособие. Екатеринбург: УГТУ-УПИ, 2009. — 264 с. 3. Организация энергосбережения (энергоменеджмент). Решения ЗСМК-НКМКНТМК-ЕВРАЗ: Учебное пособие. / Под ред. В. В. Кондратьева. — М.: ИНФРА-М, 2010. –– 108 с.

Доступен на web-сайте: www.umweltdaten.de. Доступны на web-сайте: www.seai.ie. 4 Уведомления были размещены на официальном сайте Росстандарта 28 июля 2010 г. (разработчик — ФГУП «ВНИЦСМВ»). 2 3

ЭНЕРГОНАДЗОР

Энергоэффективность и нормирование | Тактика

Энергоэффективность без риска Амбициозная задача сокращения энергоемкости отечественной экономики к 2020 году на 40% потребует более 10 трлн. руб. прямых инвестиций. При этом государство в состоянии профинансировать лишь 10% необходимой суммы. Значит, в проекты энергосбережения необходимо привлекать частный капитал.

акон №261-ФЗ «Об энергосбережении…» рассматривает энергосервис как основной механизм реализации проектов энергосбережения и привлечения внебюджетных средств. Тем не менее финансовые организации еще не вовлечены в рынок кредитных энергосервисных проектов. Единичные случаи их деятельности в данной отрасли скорее исключение из правила. Чтобы понять причины такой ситуации, обратимся к опыту стран Европы и Северной Америки, где энергосервис успешно работает на протяжении 30 лет. Перед энергосервисными компаниями (ЭСКО) часто стоит цель привлечения финансовых ресурсов под конкретные проекты. Ключевым фактором для получения кредита становится наглядность энергетического и экономического эффектов, достигаемых в ходе проекта, которые определяются с помощью мониторинга и контроля использования топливноэнергетических ресурсов. Если нет прозрачного, достоверного и авторитетного механизма контроля потребления энергоресурсов до и после реализации проекта, запустить энергосервис проблематично. Поскольку в этом случае у инвесторов нет достаточного обоснования предполагаемых эффектов, и они не могут точно рассчитать свои риски. Потребителей рынка энергосервисных услуг можно условно разделить на две категории. Первая — организации бюджетной сферы и ЖКХ, вторая — промышленные предприятия. Подход к мониторингу энергетической эффективности нужно выбирать в зависимости от категории потребителя.

Бюджетная сфера и ЖКХ В Челябинской области, а также в Екатеринбурге, Воронеже, Ярославле, Томске и Зеленограде стартовал масштабный проект создания Ситуационных центров мониторинга эффективности использования ТЭР и управления энергосбережением в муниципальных образованиях. В Челябинске он реализуется в рамках государственно-частного партнерства. Ключевыми организациями в проекте выступают «ЮжноУральский инновационно-технологический центр», «Челябинская энергосервисная компания» и администрация Челябинска. Ситуационный центр — это информационнотехнологическая платформа для мониторинга и анализа потребления ТЭР в организациях бюд-

№ 10 (19), НОЯБРЬ-ДЕКАБРЬ, 2010 г.

жетной сферы и ЖКХ. Центр должен обеспечивать полноту, прозрачность и авторитетность данных, необходимых инвесторам для принятия решений по участию в конкретных проектах. Основные функции Ситуационного центра: • мониторинг и анализ эффективности использования энергоресурсов субъектами и объектами региона, муниципалитетов; использования инвестиционных ресурсов в проектах и мероприятиях энергосбережения; • мониторинг технического состояния инженерной инфраструктуры региона и платежной дисциплины потребителей энергоресурсов и коммунальных услуг; • унификация учетных и биллинговых механизмов.

Промышленные предприятия Каждый проект повышения энергетической эффективности в промышленном секторе уникален. Это связано с особенностями технологических процессов на предприятиях. Общее же в таких проектах — внедрение автоматизированных систем мониторинга экономической и энергетической эффективности использования ТЭР, а также создание экономических моделей привлечения внебюджетных инвестиций силами ЭСКО. В Челябинской области уже есть опыт реализации подобных мероприятий. Например, ООО «Технологии теплотехники» реализует проект повышения энергоэффективности производства фарфоровых изоляторов для Южноуральского арматурно-изоляторного завода при поддержке Венчурного фонда Челябинской области. В проекте приняли участие Российская приборостроительная корпорация «Системы управления», Инновационная строительная компания «Инженерные системы» и Южно-Уральский инновационно-технологический центр. Формирование ситуационных центров в муниципальных образованиях Челябинской области, установка приборов учета расходования энергоресурсов в жилищной и бюджетной сферах, а также использование автоматизированных систем мониторинга в промышленном секторе должны стимулировать заключение энергосервисных контрактов. Эти мероприятия позволяют частным и государственным инвесторам прогнозировать результат любого энергосберегающего проекта, в котором они намерены принять участие.

Южно-Уральский инновационнотехнологический центр 454138 Челябинск, Комсомольский проспект, 29 Тел./факс (351) 741-45-13 E-mail: office@itcural.ru www.itcural.ru

Малая энергетика | Вариантность

Альтернатива есть Альтернативная энергетика и связанные с ней технологии — явление, без которого, даже несмотря на щедрость недр, невозможно представить будущее страны. Полезные ископаемые являются исчерпаемыми, поэтому уже сегодня необходимо искать альтернативные источники энергии для электрификации и обогрева жилых общественных зданий и предприятий. Виталий МОЛОЧНЫЙ, руководитель уральского филиала

ООО «МЗТА Пермь» 614000 Пермь, ул. Пушкина, 114 Тел./факс: (342) 294-21-21, 294-08-88, 271-52-53 Е-mail: info@mzta-perm.ru www.mzta-perm.ru ООО «МЗТА Екатеринбург» 620089 Екатеринбург, ул. Крестинского, 46а, оф. 708 Тел. (343) 361-31-99 Факс 345-28-23

Тепло земли греет дом Собственный дом или коттедж — это свобода, в частности, выбора источников энергии и тепла. Однако к этим источникам предъявляются повышенные требования: экономичность, экологичность, отсутствие отходов. Уже несколько лет домовладельцы активно используют ветрогенераторы, солнечные батареи, тепловые насосы и другие технологии альтернативной энергетики. Альтернативные источники энергии невозможно рассматривать в отрыве от территориального расположения региона и требований к эксплуатации. Однако есть универсальные технологии, например, тепловые насосные установки (ТНУ), действие которых будет эффективно в любом регионе. ТНУ собирает тепло окружающей среды (из земли, воды или воздуха), затем с помощью компрессора поднимает температуру теплоносителя до нужного уровня и передает тепло непосредственно в помещения. Такого рода системы помогут сделать дом полностью автономным и не зависящим от настроений энергетических монополистов. Наша группа компаний проектирует и устанавливает ТНУ на объекты промышленной, а также частной собственности. Мы работаем с ведущими американскими производителями, успешно зарекомендовавшими себя на мировом рынке. Кроме того, мы готовы предоставить технологические решения для объектов с большой мощностью — в

Рис. 1. Геотермальные тепловые насосы

Рис. 2. Модульные биогазовые установки, рассчитанные под любой объем сырья

этом случае сборка ТНУ происходит силами нашей компании. Собственные разработки холдинга «МЗТА» — системы автоматизации и удаленной диспетчеризации — помогут сделать процесс управления более простым и рациональным. Комплекс услуг включает в себя проектирование, установку, монтаж, пуско-наладочные работы и обучение работе с системой.

Кольцевые системы тепловых насосов Системы отопления, вентиляции и кондиционирования зданий гостиниц, бизнес-центров, торговоразвлекательных комплексов и производственных помещений в условиях постоянного роста цен на энергоносители становятся все менее рентабельными и требуют пересмотра используемых технологий. Мы предлагаем применять на таких объектах кольцевые системы ТНУ как источник возобновляемой энергии. Принцип работы системы очень прост и основан на мультизональности большого здания. В каждом из них есть помещения, нуждающиеся в кондиционировании (кафе, кинозалы, прачечные), а есть и такие, которые необходимо отапливать, подавая нагретый воздух. С помощью кольцевых систем ТНУ за счет охлаждения помещений с избыточным теплом происходит отопление других помещений в здании. Вентиляция осуществляется при помощи приточной установки. Для удобства управления этими процессами, как, в принципе, любыми инженерными сетями, мы используем программно-технический комплекс «Контар» производства ОАО «МЗТА» — именно он обеспечивает максимально эффективную работу всех систем.

Биогазовые установки Частное фермерское хозяйство представляется сегодня одним из самых выгодных вложений средств. Однако зачастую фермы значительно удалены от централизованных систем снабжения и нуждаются в альтернативных источниках энергии. Ими могут стать биогазовые установки нашего производства. Это выгодное решение сразу двух проблем: переработки отходов животноводства или растениеводства и получение альтернативного источника энергии для обогрева и электрификации хозяйственных помещений. Наша группа компаний предлагает проектирование и монтаж биогазовых установок в соответствии с потребностями каждого фермерского хозяйства. Мы используем собственные запатентованные технологии, не имеющие мировых аналогов. Разработка каждой такой установки осуществляется нашими специалистами на основании индивидуальных особенностей фермы. В условиях полной автономии биогазовые установки показывают отличный результат: фермы стабильно функционируют и постепенно окупают расходы, связанные с установкой системы. Сочетание технологий ТНУ и биогазовых установок дает неожиданный эффект: отдельно взятая ферма может стать полностью самостоятельной. Еще больше рационализировать производство поможет автоматика ОАО «МЗТА», обеспечивающая управление и удаленную диспетчеризацию всех процессов.

ЭНЕРГОНАДЗОР

НПЦ «Энерком-сервис» Компенсация реактивной мощности и улучшение качества электроэнергии

Научно-производственный центр «Энерком-сервис», созданный в 1991 году, разрабатывает и производит электротехническое оборудование для компенсации реактивной мощности, а также выполняет его монтаж, наладку и испытания. Вся продукция предприятия аттестована в ОАО «ФСК ЕЭС».

Производство оборудования: • фильтров высших гармоник на напряжения 0,4–110 кВ, в том числе активных фильтров на 0,4 кВ; • реакторов сухих компенсирующих, фильтровых и токоограничивающих, вакуумно-реакторных групп (ВРГ); • батарей статических конденсаторов (БСК) от 0,4 до 220 кВ; • статических тиристорных компенсаторов (СТК) для энергосистем и промышленных предприятий; • ступенчато-регулируемых шунтирующих реакторов мощностью до 180 Мвар на основе сухих реакторов; • быстродействующих управляемых шунтирующих реакторов (УШРТ) 110, 220 кВ мощностью 25, 50, 100 Мвар. УШРТ позволяет не только регулировать баланс реактивной мощности и стабилизировать напряжение в месте подключения, но и предотвращать развитие лавины напряжения в послеаварийных режимах работы электрической сети.

• СТК 10 кВ ± 100 Мвар — на ПС 500 кВ «НовоАнжерская» (МЭС Сибири); • СТК 15 кВ ± 160 Мвар — на ПС 500 кВ «Заря» (МЭС Сибири); • БСК 110 кВ на подстанциях ОАО «МОЭСК», Рязаньэнерго, МЭС Центра, МЭС Юга, МЭС Западной Сибири; • ступенчато-регулируемые шунтирующие реакторы на ПС 330–500 кВ ОАО «ФСК ЕЭС».

Поставка оборудования: • на подстанции ОАО «ФСК ЕЭС» и ОАО «Холдинг МРСК»; • на электрохимические и металлургические предприятия России, КНР и стран СНГ. Оборудование компании установлено на объектах более чем 200 предприятий и энергосистем, в том числе: • СТК 10 и 35 кВ — на металлургических комбинатах; • в городах Ухань, Нанкин и Бао-Тоо (Китай);

Статический тиристорный компенсатор (СТК) ±50 Мвар на ПС 220 кВ «Кирилловская» (МЭС Юга)

Оказание услуг: • комплексная реконструкция подстанций «под ключ», включая работы генподрядчика: – проектирование; – строительные работы; – поставка оборудования; – монтаж и пусконаладка; • обследование электрических сетей 6–500 кВ и подстанций; • разработка мероприятий по нормализации напряжения и снижению потерь электроэнергии; • обследование системы энергоснабжения промышленных предприятий, имеющих нелинейную нагрузку (электродуговые сталеплавильные печи, прокатные станы, электропривод подъемных установок и вентиляторов, электролизные преобразователи и др.); • разработка рекомендаций и мероприятий по ограничению воздействия на питающую сеть нелинейной нагрузки и приведению параметров качества электроэнергии в соответствие с ГОСТ 13109-97.

Быстродействующий управляемый тиристорными вентилями шунтирующий реактор УШРТ 110 кВ на ПС 220 кВ «Когалым» (МЭС Западной Сибири)

ООО НПЦ «Энерком-сервис» 115201 Москва, Каширское шоссе, 22, корп. 3 Тел./факсы: (499) 613-68-54, 613-83-63, (495) 727-19-48, 727-19-47 E-mail: info@enercomserv.ru. www.enercomserv.ru № 10 (19), НОЯБРЬ-ДЕКАБРЬ, 2010 г.

Электрооборудование | Комплексное решение

Надежное энергоснабжение промышленного сектора ГК «ЭЛЕКТРУМ» (г. Самара) — один из самых ярких и динамичных участников современного энергетического рынка страны. В большинстве регионов России компания известна прежде всего как авторитетный изготовитель блочно-модульных подстанций (КТП УХЛ 1) серии «КОНТИНЕНТ». На их базе были реализованы сотни актуальных инженерных решений: от классических РП и ТП — до систем автономного энергоснабжения с использованием дизельных генераторов и газовых турбин.

ГК «ЭЛЕКТРУМ» 443022 г. Самара, ул. Широкая, 6 Тел./факс (846) 979-97-97 E-mail: td@elektrum.info www.elektrum.info Представительства: Екатеринбург: (902) 509-72-88 Пермь: (919) 483-53-08 Москва: (495) 926-83-93 Калуга: (4842) 795-376 Липецк: (4742) 386-283 Тула: (4872) 347-037 Ульяновск: (927) 802-45-85 Киров: (8332) 71-15-20 Пенза: (927) 384-33-76 Вологда: (8172) 27-08-27 Оренбург: (3532) 37-46-74 Нижний Новгород: (903) 606-41-29 Сургут: (3462) 22-69-01 Волгоград: (8442) 90-67-71

егодня подстанции «КОНТИНЕНТ» обретают новую жизнь. Сохранив существующую конструкцию блоков, «ЭЛЕКТРУМ» кардинально меняет подход к исполнению их электрической части. Классическое оборудование типа КСО и ЩО больше не является единственным вариантом комплектации подстанций. Летом 2010 года компания начала серийное производство новых изделий по линии высокого и низкого напряжения: комплектное распределительное устройство (КРУ) 6–10 кВ «UNIVERSAL» и низковольтное комплектное устройство (НКУ) 0,4 кВ «ELEMENT». Их применение позволяет создавать распределительные устройства на более высокие номинальные токи (до 3 150 А по высокой стороне и до 5 000 А — по низкой). В основу конструкции КРУ «UNIVERSAL» положен принцип удобного двухстороннего обслуживания. Все модульные элементы КРУ — съемные или выкатные, что обеспечивает удобный доступ в каждый отсек шкафа. Организована надежная работа блокировочных систем, на высоком уровне выполнена внутренняя локализация изделия. Помимо стандартных решений, в КРУ реализован ряд эксклюзивных конструкторских находок. Например, система внутреннего мониторинга MMI-10, не имеющая аналогов на российском рынке. Ее возможности обеспечивают вывод на встроенный экран до 32 измеренных параметров,

визуализируют показания температуры шин комплектного распределительного устройства в 9 точках, позволяют осуществлять дистанционное управление вакуумным выключателем. Низковольтное комплектное устройство серии «ELEMENT» представляет собой комплекс решений по распределению, управлению и учету электроэнергии на токи до 5 000 А. Сочетая высокую надежность внешней оболочки и гибкую модульную компоновку, изделие дает уникальные возможности для подключения потребителей. Существующие конструктивные наработки позволяют разместить до восьми линейных автоматов на номинальные токи до 630 А в одном шкафу, при этом сохраняется возможность свободного оперирования на каждом отдельно взятом фидере. Встраивая КРУ и НКУ в блочно-модульное здание, «ЭЛЕКТРУМ» сохраняет те преимущества, которые всегда отличали подстанции серии «КОНТИНЕНТ»: • полное соответствие категории размещения УХЛ1; • оптимальное сочетание тепло- и шумоизоляционных характеристик; • вторая степень огнестойкости; • сейсмостойкость до девяти баллов по шкале MSK-64; • возможность доставки любым транспортом, включая автомобильный. Неизменным остается и главный принцип КТП «КОНТИНЕНТ»: полная заводская готовность. КРУ и НКУ поставляются на объект уже встроенными в блок-модули со смонтированными вторичными цепями — без какой-либо необходимости внутреннего монтажа. Заказчик просто стыкует готовые секции и готовит распределительные устройства к пуску. Начав изготовление подстанций на базе КРУ и НКУ, «ЭЛЕКТРУМ» выходит на новый уровень производства. Компания получает ресурс, позволяющий участвовать в энергетической программе промышленных предприятий первого эшелона.

ЭНЕРГОНАДЗОР

Электрооборудование | Техническое решение

Энергия сжатого воздуха для Троицкой ГРЭС Правительством Российской Федерации была принята Энергетическая стратегия по активной модернизации и развитию энергетики до 2030 года. В свою очередь, перед каждой энергетической компанией встал вопрос о внедрении проектов, обеспечивающих максимальный экономический результат в кратчайшие сроки.

Алексей РАКИТИН, начальник отдела маркетинга Челябинского компрессорного завода

2008 году руководством ОГК-2 была намечена реконструкция системы пневмотранспортировки золы Троицкой ГРЭС: путем внедрения системы «сухого» золоудаления превратить отходы производства (золу экибастузских углей) в сырье для строительной промышленности. Для обеспечения новой системы золоудаления сжатым воздухом было выбрано комплексное техническое решение, разработанное специалистами Челябинского компрессорного завода, полностью удовлетворяющее все потребности седьмого энергоблока в сжатом воздухе. Заводом была предложена, спроектирована и произведена модульная компрессорная станция БКК, состоящая из двух смонтированных в единое целое модулей. Данная БКК производит сжатый воздух различных качественных и количественных характеристик. В нее входят: • три компрессорные установки ДЭН-132ШМ «Оптим», предназначенные для получения сжатого воздуха для пневмотранспортировки золы; • две ДЭН-7,5 Ш для производства сжатого воздуха 2 класса очистки для оборудования КИПиА; • оборудование по подготовке сжатого воздуха; • воздухосборник на 10 м3, установленный снаружи компрессорной станции; • ресивер объемом 900 литров, размещенный внутри БКК.

Воздуховод с автоматическими жалюзи

Осушители адсорбционного типа

Компрессорная установка ДЭН-7,5Ш

№ 10 (19), НОЯБРЬ-ДЕКАБРЬ, 2010 г.

Компрессорная установка ДЭН-132ШМ

Воздухосборник 900 л Фильтр сжатого воздуха

елябинским компрессорным заводом также был реализован проект по замене компрессорного оборудования и реконструкции компрессорной станции открытого распределительного устройства (ОРУ) Троицкой ГРЭС. Вместо обычного монтажа было реконструировано помещение компрессорной ОРУ, заменены окна, произведен внутренний ремонт помещения. Было демонтировано старое и смонтировано новое оборудование. Вместо устаревших компрессоров АВШ были установлены поршневые компрессоры среднего давления ВШВ-3/40 «Энергетик», основанные на современном немецком компрессорном блоке, с полностью автоматизированной системой управления и увеличенной межсервисной наработкой. Компрессорные установки серии КП и ВШВ «Энергетик» обладают высоким КПД и низким уровнем шума, характеризуются исключительно плавным и маловибрационным ходом за счет оптимального расположения цилиндров и тщательной динамической балансировкой приводного агрегата.

ри выборе поставщика компрессорного оборудования важно учитывать его опыт технических решений в данной отрасли, способность осуществить комплексную поставку компрессорного оборудования, а также обеспечить качественное сервисное обслуживание. Челябинский компрессорный завод предлагает полный спектр услуг по проектированию, производству и внедрению комплекса компрессорного оборудования и коммуникаций в ваши технологические процессы «под ключ» с дальнейшим гарантийным и постгарантийным сервисным обслуживанием. ЗАО «Челябинский компрессорный завод» 454085 Челябинск, пр. Ленина, 2 Б, а/я 8814 Тел. (351) 775-10-20 E-mail: sales@chkz.ru www.chkz.ru Челябинский компрессорный завод предлагает: • винтовые компрессорные установки с электрическим и дизельным двигателем; • компрессоры среднего и высокого давления до 500 бар; • блок-контейнеры компрессорные; • оборудование по подготовке сжатого воздуха; • пневмоаудит (энергоаудит) предприятия заказчика; • разработку проекта, подбор и поставку оборудования; • шеф-монтаж и пусконаладочные работы; • гарантийное и послегарантийное сервисное обслуживание; • доступный лизинг от производителя — от 2,5%. Система менеджмента качества Челябинского компрессорного завода соответствует требованиям ГОСТ ИСО9001-2001.

Электрооборудование | Внедрение

Силовой трансформатор для нужд города Основные потребители силовых распределительных трансформаторов — электрические сети; этот вид трансформаторов применяется для снабжения энергией предприятий, городского транспорта, домов, больниц, торговых центров и т. д. Рост потребления электроэнергии стимулирует строительство новых и модернизацию эксплуатируемых трансформаторных подстанций. Наиболее ответственный и дорогостоящий элемент подстанции — распределительный трансформатор — должен соответствовать высоким требованиям эксплуатации.

Андрей ГУСАКОВ, главный конструктор отдела силовых трансформаторов ОАО «Свердловский завод трансформаторов тока»

овременный трансформатор должен обладать высокой надежностью, но при этом иметь малые габариты для создания компактных подстанций либо модернизации подстанций с увеличением их мощности. При этом трансформатор должен выдерживать перегрузки, в том числе и в экстремальных условиях окружающей среды. Учитывая плотность городской застройки, трансформаторы должны обладать такими качествами, как безопасность и экологичность. Оптимальное решение, которое удовлетворяет вышеизложенным требованиям, — применение сухих распределительных трансформаторов с литой изоляцией.

В сухих трансформаторах, в отличие от маслонаполненных, отсутствует угроза утечки масла с загрязнением окружающей среды, а также снимается необходимость в периодической проверке и замене масла, что снижает эксплуатационные затраты. Применение литой изоляции позволяет обеспечить высокий уровень пожаробезопасности, т. к. обмотки, залитые эпоксидным компаундом, не горят. Следовательно, такие трансформаторы можно устанавливать максимально близко к потребителям, тем самым уменьшив потери при передаче электроэнергии в сетях низкого напряжения. Обмотки литых трансформаторов обладают высокой механической прочностью и устойчивы к воздействию токов короткого замыкания. Литая изоляция обмоток пыле- и влагонепроницаема, что исключает процесс сушки перед вводом в эксплуатацию, в отличие от трансформаторов с воздушно-барьерной изоляцией. Первым отечественным предприятием, освоившим технологию литой изоляции, стал ОАО «Свердловский завод трансформаторов тока» (ОАО «СЗТТ»). На протяжении 50 лет эта технология применялась для выпуска измерительных трансформаторов, а с 2005 года завод начал осваивать производство силовых трехфазных трансформаторов с литой изоляцией. В результате собственных разработок предприятием была освоена серия трансформаторов ТЛС мощностью 10–2500 кВА.

ЭНЕРГОНАДЗОР

Следует отметить, что в 2005 году на российском рынке уже существовали трансформаторы с литой изоляцией, однако они были либо иностранного производства, либо отечественные, но выполненные по лицензии опять же иностранных предприятий, либо выполненные на импортных обмотках и комплектующих. Поэтому Свердловским заводом трансформаторов тока была поставлена задача — выпустить качественный, современный, но недорогой трансформатор с минимальным использованием импортных материалов. Обмотки трансформаторов ТЛС производства ОАО «СЗТТ» выполнены из меди. Трансформаторы с медными обмотками обладают меньшими габаритами по сравнению с алюминиевыми, они более стойки к термическому и динамическому воздействию токов короткого замыкания. Рынок медных материалов, в особенности проводов с высоким классом нагревостойкости, в России более развит по сравнению с рынком алюминиевых. В результате себестоимость трансформаторов на отечественных медных материалах осталась на одном уровне с импортными алюминиевыми трансформаторами. При возникновении коротких замыканий в линии наибольшие усилия от токов появляются в обмотках низкого напряжения. Выполнив обмотки из ленты, можно снизить осевые составляющие этих усилий до нуля. Такое решение позволяет также уменьшить габариты обмотки и упростить технологию изготовления. С учетом того, что РФ располагается в нескольких климатических районах, было принято решение разработать трансформаторы климатического исполнения «умеренно-холодный» с нижним значением температуры при транспортировании, хранении и эксплуатации — – 60°С. Большой опыт производства литой изоляции позволил создать обмотки, которые выдерживают такую температуру без растрескивания. Для усиления механической прочности каждый слой обмотки армируется стеклосеткой. Магнитопроводы трансформаторов изготавливаются на высокоточных линиях продольной и поперечной резки электротехнической стали. Применение схемы шихтовки «Step-lap» для стали с малыми удельными потерями, а также уменьшение магнитной нагрузки позволили получить относительно низкий уровень потерь и тока холостого хода и снизить уровень шума. В обмотках трансформаторов мощностью 250 кВА и выше установлены датчики, сигналы от которых передаются на тепловое реле. В функции реле входит отображение температуры в обмотках и магнитопроводе, формирование сигнала на включение вентиляторов и отключение трансформатора от сети при недопустимом перегреве. Применение вентиляторов позволяет перегружать трансформатор до 40%, без снижения срока службы.

рименение современного оборудования с числовым программным управлением для обработки металла позволяет изготавливать трансформаторы с различными степенями защиты и вариантами

№ 10 (19), НОЯБРЬ-ДЕКАБРЬ, 2010 г.

ТЛС в кожухе Особенности: нижний рабочий интервал — минус 600°С; медные обмотки; низкая цена; высокая пожаробезопасность; низкий уровень шума. подключения к сети, а также трансформаторы с нестандартными характеристиками в максимально сжатые сроки. В отличие от многих производителей, ОАО «СЗТТ» изготавливает трансформаторы с нормальной изоляцией уровня «б». Таким образом, испытание электрической прочности изоляции приложенным напряжением промышленной частоты обмоток ВН на 10 кВ проводится при 35 кВ, обмоток НН — при 5 кВ. Обладая большим количеством достоинств, сухие трансформаторы с литой изоляцией становятся более востребованными. Такие трансформаторы активно внедряются в системах распределения электроэнергии на объектах вблизи непосредственной близости от людей, где определяющее значение имеет высокий уровень безопасности для людей, окружающей среды, а также дорогостоящего оборудования.

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

Электрооборудование | Прогноз

сильный спрос на силовые трансформаторы 3 июня 2010 года Правительство России одобрило Генеральную схему размещения объектов электроэнергетики до 2020 года с перспективой до 2030 года. Согласно этой схеме, для удовлетворения растущего спроса на электроэнергию планируется к 2030 г. ввести 173 ГВт новых генерирующих мощностей. Суммарная протяженность электрических сетей напряжением 330 кВ и выше к 2030 году должна составить 108 тыс. км (рост на 53 тыс. км), трансформаторная мощность — 330 тыс. МВА (рост на 165 тыс. МВА) . Таким образом, безусловно, рынок силовых трансформаторов будет активно развиваться. Юрий САВИНЦЕВ, генеральный директор ЗАО «Корпорация «Русский трансформатор» (Москва), кандидат технических наук

Математические модели прогноза развития рынка силовых трансформаторов В качестве очевидного базиса для прогноза развития рынка силовых трансформаторов могут являться три группы данных: • ввод новых генерирующих мощностей. • рост электропотребления. • строительство новых жилых и промышленных объектов. Потребители электроэнергии вводимые генерирующие мощности начинают «использовать» в полном объеме не сразу, поэтому в качестве исходной информации для прогнозных моделей автором выбраны вторая и третья группы данных.

Модель прогноза на основе данных о росте электропотребления Суть этой модели заключается в следующем. Вся потребляемая электроэнергия поступает потребителю только после трансформации, поэтому можно определить суммарную потребную трансформаторную мощность, поставляемую конечному потребителю посредством силовых трансформаторов I-II габарита. По результатам исследований автора, с учетом потерь при передаче, неравномерности нагрузки, а также резервирования, конечная суммарная трансформаторная мощность может в 2,5 раза превышать потребляемую мощность. Таким образом, если ежегодный

рост электропотребления будет составлять 26,5 млрд кВт•ч в год, то потребная трансформаторная мощность составит: Мощн_транс = 26500000 х 2/8760=6050,2 (7652,8) МВА. Далее автором была обработана статистика продаж нескольких заводов по производству трансформаторов. В общем количестве произведенных и отгруженных трансформаторов мощностью 25–1000 кВА трансформаторы первого габарита составили 31%, второго габарита — 55%. Оставшиеся 14% — это трансформаторы мощностью 1000 кВА. Формально они входят в III габарит, но в электроснабжении конечных потребителей функционально примыкают к группе I–II габарита. Таким образом, приближенно потребность в трансформаторах I габарита можно оценить по следующей формуле: Потр1 = Мощн_транс х 0,31/0,057 = 32905 штук, где 0,057 МВА — средняя мощность трансформатора I габарита (25–100 кВА). Аналогично потребность в трансформаторах второго габарита составит: Потр2 = Мощн_транс х 0,55/0,360 = 9243 штук, где 0,360 МВА — средняя мощность трансформатора II габарита (160–630 кВА). Суммировав, получим суммарную потребность в трансформаторах I–II габарита в объеме 42148 штук. Описанная выше приближенная модель позволит без труда спрогнозировать спрос на си-

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

ЭНЕРГОНАДЗОР

Потребные количества трансформаторов в зависимости от доли заменяемой трансформаторной мощности Количество Установленная трансформаторов мощность I-го габарита подстанций 6–10 кв, МВА

% замены от общей установленной мощности

Количество трансформаторов II-го габарита

Процент замены от общей установленной мощности

МРСК ВОЛГИ

7646,40

416

832

1248

1663

2079

МРСК ЦЕНТРА И ПРИВОЛЖЬЯ

10845,00

590

1180

1769

2359

2949

МРСК ЦЕНТРА

14226,95

774

1547

2321

3095

3869

109

МРСК ЮГА

8836,00

481

961

1442

1922

2403

МРСК СЕВЕРНОГО КАВКАЗА

3783,90

206

412

617

823

1029

МРСК СЕВЕРОЗАПАДА

6685,00

364

727

1091

1454

1818

ДРСК

5000,00

272

544

816

1088

1360

МРСК СИБИРИ

11671,00

635

1269

1904

2539

3174

МРСК УРАЛА

8402,00

457

914

1371

1828

2285

ТЮМЕНЬЭНЕРГО

1086,80

118

177

236

296

МОЭСК

4639,15

252

505

757

1009

1262

ЛЕНЭНЕРГО

6486,00

353

705

1058

1411

1764

Всего для замен

4857

9714

14571 19428 24286 136

273

409

546

682

Всего для замен ~ по РФ (2 % мощности)

9987

ловые трансформаторы I–II габарита на любой промежуток времени (год, пятилетка и т.д.).

Модель прогноза на основе данных о строительстве новых жилых и промышленных объектов Эта модель была сформирована, с одной стороны, как самостоятельная модель, с другой — как проверка адекватности предыдущей прогнозной модели. Она основана на очевидном факте: вновь возводимые жилые и промышленные объекты должны быть обеспечены электроснабжением. Автор исследовал статистические данные о соотношении объемов технологических подключений, объемов жилищного и промышленного строительства за предыдущие четыре года в Центральном, Северо-Западном и Южном федеральных округах. Также были использованы «Нормативы для определения расчетных электрических нагрузок зданий (квартир), коттеджей, микрорайонов (кварталов) застройки и элементов городской распределительной сети» (утверждены Приказом Минтопэнерго № 213 от 29 июня 1999 года). Выявлено, что в жилых помещениях расходуется 30 % электроэнергии, «поставляемой» силовыми трансформаторами I–II габарита. На одну квартиру в среднем (согласно упомянутым «Нормативам…») можно принять 2 кВт мощности электроснабжения. При этом средняя площадь введенного жилья в исследуемых регионах равна 107 м2. Таким образом, на один квадратный метр введенного жилья приходится в среднем 0,018 кВт мощности электроснабжения.

№ 10 (19), НОЯБРЬ-ДЕКАБРЬ, 2010 г.

В России в 2011 году предполагается ввести в строй жилья общей площадью Жил_площ = 43100 тыс. м2. С учетом полученных данных и указанного выше потребная трансформаторная мощность I–II габарита составит: Мощн_транс = Жил_площ х 0,018 х 2/0,3 = 5172 (6465) МВА. Далее, проводя вычисления, аналогичные приведенным выше, получаем: Потр1 = Жил_площ х 0,31/0,057 = 28128 штук, Потр2 = Жил_площ х 0,55/0,360 = 7971 штук. Суммарно — 36099 штук. Разница в результатах расчетов по обеим моделям находится в пределах допустимой точности — 15 %. Для завершения прогнозирования необходимо оценить объем силовых трансформаторов I–II, который потребуется для осуществления замен трансформаторов, полностью выработавших свой ресурс. Автор предлагает использовать гибкий подход и давать интервальную (не в вероятностном смысле) оценку количества трансформаторов для замены.

На рынке силовых трансформаторов

I–II габарита в 2011 году следует ожидать дальнейшее усиление конкуренции

Прогноз спроса и предложения Автором был сделан такой прогноз спроса и предложения на рынке силовых трансформаторов I–II габарита: • суммарный спрос в 2011 году равен 46100– 52100 шт.; • объем минимального суммарного предложения может составить 53000 шт.; Таким образом, очевидно, что на рынке силовых трансформаторов I–II габарита в 2011 году следует ожидать дальнейшее усиление конкуренции.

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

ЗАО «Чибитал Унигаз»

ООО «МРО-Электро»

Екатеринбург, ул. Цвиллинга, 6, оф. 214 Тел.: (343) 379-53-25, 378-30-81; тел./факс (343) 379-54-82 www.energo-region.ru

Комплексная поставка и монтаж электрооборудования. Комплектные подстанции: КТП, КТПВ. Масляные силовые трансформаторы: ТМ, ТМГ, ТМЗ, ТДН, ТРДН и др.; сухие: ТСЗ, ТСЗГЛ и др.; печные: ЭТМПК и др. Изготовление электротехнического оборудования широкого диапазона по схемам и индивидуальным требованиям заказчика. Ремонт и ревизия силовых трансформаторов различного назначения в заводских условиях и непосредственно на месте установки. Гарантия

Екатеринбург, ул. Черняховского, 92, оф. 206 Тел.: (343) 278-46-44, 378-26-85 E-mail: info@cibitalunigas.ru www.cibitalunigas.ru

Поставка: • горелок UNIGAS мощностью от 14 кВт до 70 МВт (газ, дизельное топливо, мазут, нефть, газоконденсат), а также комбинированных горелок для работы на котлах, в том числе типа ДЕ и ДКВР; • инфракрасных излучателей SYSTEMA, воздушных теплогенераторов, конвекторов, водяных термопанелей, отопительного оборудования для птичников. Услуги шеф-инженера на пуско-наладочные работы

Красноярск, Северное шоссе, 5 г, стр. 5, оф. 1 Тел.: (391) 292-76-87, 232-17-71 Тел./факс (391) 2206-906 E-mail:mro2008@mail.ru www.mrorele.ru

Поставка приборов защиты электроустановок: реле контроля и защиты РКЗ, РКЗМ, реле повторного пуска РПП-2, счетчиков-регистраторов РОС1; реле напряжения РН, РНПП, реле ограничения нагрузки РОН, реле времени РЭВ, переключателей фаз, универсальных блоков защиты УБЗ, таймеров, реле РМТ, электронных контроллеров тока ЭКТ, ЭКТМ, ЭКР; пультов управления Обучение

УДПО «Инженерная Академия»

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

Подготовка специалистов в области энергосбережения и энергоэффективности: • подготовка профессиональных энергоаудиторов, • профессиональная подготовка энергоменеджеров, • энергосбережение в системах теплоснабжения, • энергосбережение в ЖКХ, • энергосбережение и управление энергоэффективностью предприятий, зданий, • основы энергетического менеджмента, • эксплуатация и повышение энергоэффективности инженерных систем предприятий, зданий, сооружений

ЭНЕРГОНАДЗОР

ПОЗДРАВЛЯЕМ С ЮБИЛЕЕМ! 10 лет Северо-Западная ТЭЦ (филиал ОАО «ИНТЕР РАО ЕЭС») 15 лет Харанорская ГРЭС (ОАО «ОГК-3») 20 лет Артемовская ТЭЦ (ОАО «ТГК-9») ГРЭС-24 (ОАО «ОГК-6») 25 лет Астраханская ТЭЦ (ОАО «ТГК-8) Камчатская ТЭЦ-2 (ОАО «Камчатскэнерго») Нерюнгринская ГРЭС (ОАО «ДГК») Новосибирская ТЭЦ-5 (ОАО «СибирьЭнерго») Сургутская ГРЭС-2 (ОАО «ОГК-4») Хабаровская ТЭЦ-3 (ОАО «ДГК») 35 лет Ново-Иркутская ТЭЦ (ОАО «ЕвроСибЭнерго») Ставропольская ГРЭС (ОАО «ОГК-2») 40 лет Архангельская ТЭЦ (ОАО «ТГК-2») Владивостокская ТЭЦ-2 (ОАО «ДГК») Рефтинская ГРЭС (ОАО «ОГК-5») 45 лет Амурская ТЭЦ (ОАО «ДГК») Конаковская ГРЭС (ОАО «ОГК-5») Читинская ТЭЦ-1 (ОАО «ТГК-14») Шарьинская ТЭЦ (ОАО «ТГК-2»)

50 лет Дзержинская ТЭЦ (ОАО «ТГК-6») Дзержинская ТЭЦ (ОАО «Мосэнерго») Невинномысская ГРЭС (ОАО «ОГК-5») Тольяттинская ТЭЦ (ОАО «ТГК-7») Троицкая ГРЭС (ОАО «ОГК-2») 55 лет Алексеевская ТЭЦ-3 (ОАО «ТГК-6») Аркагалинской ГРЭС (ОАО «Магаданэнерго») Барнаульская ТЭЦ-2 (ОАО «ТГК-12») Вологодская ТЭЦ (ОАО «ТГК-2») Елецкая ТЭЦ (ОАО «Квадра») Ново-Кемеровская ТЭЦ (ОАО «ТГК-12») Саратовская ТЭЦ-2 (ОАО «ТГК-7») Ярославская ТЭЦ-2 (ОАО «ТГК-2») 60 лет Вышневолоцкая ТЭЦ (ОАО «ТГК-2») Ступинская ТЭЦ (ОАО «Мосэнерго») 65 лет Томская ГРЭС-2 (ОАО «ТГК-11») 75 лет ТЭЦ-11 (ОАО «Мосэнерго») Новосибирская ТЭЦ-2 (ОАО «Сибирьэнерго») 80 лет Волгоградская ГРЭС (ОАО «ТГК-8») Костромская ТЭЦ-1 (ОАО «ТГК-2») Орехово-Зуевская ТЭЦ (ОАО «Мосэнерго») ТЭЦ-8 (ОАО «Мосэнерго») 85 лет Шатурская ГРЭС (ОАО «ОГК-4») 110 лет Самарская ГРЭС (ОАО «ТГК-7»)

Редакция журнала «ЭНЕРГОНАДЗОР»

ЭНЕРГОНАДЗОР