Fenb0fg3gfndg1n5tgd5 by Denis Y

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

№ 3 (67), март, 2015 год

Евгений ШЕВЧУК, главный энергетик ВСМПО:

Модернизируя энергохозяйство корпорации ВСМПО-АВИСМА, мы добились снижения доли энергозатрат в себестоимости отдельных видов продукции до 4-7% с. 10

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

Консультации по интересующим вопросам напрямую от руководителей государственных структур и экспертов

Оформляйте подписку экономьте сотни тысяч рублей возможных штрафов

Особенности взаимодействия надзорных органов с поднадзорными предприятиями

Политика государства в области государственного надзора и контроля

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НАДЗОР

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

8-800-700-35-84

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

профессиональной дисквалификации

www.tnadzor.ru

Журнал «ЭНЕРГОНАДЗОР»

Содержание

Шеф-редактор Группы изданий «ТехНАДЗОР» Екатерина Владимировна Черемных

Стратегия отрасли

ежемесячное издание

И.о. главного редактора Валентина Сергеевна Смирнова Обозреватели Роза Ибрагимова, Виталий Капустин, Павел Цереня Выпускающий редактор Татьяна Рубцова

Факты, события, комментарии.......................................................................2 Будущее – за гибридной ядерной энергетикой.............................................4 Президент Национального исследовательского центра «Курчатовский институт», член Совета при Президенте России по науке и образованию, академик РАН Евгений Велихов об итогах исследований по созданию ядерной энергетики нового поколения

Календарь/Юбилей МОЭСК

Стандарты – столичные............................................................................... 6

Дизайн и верстка Павел Щербаков

1 апреля 2015 года исполняется 10 лет со дня образования одного из крупнейших в стране ОАО «Московская объединенная электросетевая компания» (МОЭСК).

Корректор Лилия Коробко

Клуб главных энергетиков

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

Успешная модернизация… по остаточному принципу............................. 10

Репортаж о технологической перезагрузке энергохозяйства ОАО «Корпорация ВСМПО-АВИСМА»

Энергоэффективность «Невидимые руки» рынка – это конкуренция технологий....................... 12

Специалисты Института математики и механики им. Н.Н. Красовского (УрО РАН) разработали принципиально новую модель оптового рынка электроэнергии России

Эффект активного поведения потребителей…........................................... 14

Руководители проектов Анастасия Бушмелева, Екатерина Дементьева, Ирина Маркова, Ольга Ряпосова, Алена Салимова, Елена Чаплыгина

Приводит ли ввод новых электростанций и ЛЭП к автоматическому выводу из эксплуатации старого оборудования? Мнение главного эксперта ЗАО «РТСофт» Николая ШУБИНА

Коммерческая служба Светлана Дмитриева, Александра Полуэктова

О необходимости прогноза негативных экономических последствий для их минимизирования при внедрении технических новшеств

Руководитель отдела подписки Юлия Ягудина

Умные системы для розничного рынка....................................................... 17

Отдел подписки Евгения Бойко, Елена Кононова, Наталья Королева, Татьяна Купреенкова, Галина Мезюха Тел. +7 (343) 253-89-89, +7 (967) 633-95-67 E-mail: podpiska@tnadzor.ru

Электрические сети

Редакция журнала «ЭНЕРГОНАДЗОР» 121099 Москва, Смоленская пл., 3 Тел. 8 (800) 700-35-84 E-mail: moscow@tnadzor.ru 620017 Екатеринбург, а/я 797 Тел./факс (343) 253-89-89 E-mail: еnadzor@tnadzor.ru, tnadzor@tnadzor.ru www.tnadzor.ru Представительство в Тюмени E-mail: region@tnadzor.ru Представительство в Челябинске Тел. +7 (351) 723-02-69, 266-66-78 E-mail: tnadzor@tnadzor.ru, 74@tnadzor.ru Представительство в Уфе E-mail: texnadzor-ufa@yandex.ru Представительство в Самаре E-mail: texnadzor-samara@yandex.ru Представительство в Оренбурге E-mail: texnadzor-orenburg@yandex.ru Представительство в Омске E-mail: texnadzor-omsk@yandex.ru Представительство в Перми E-mail: texnadzor-perm@yandex.ru Свидетельство о регистрации ПИ № ФС 77-43797 от 7 февраля 2011 г. выдано Федеральной службой по надзору в сфере связи, информационных технологий и массовых коммуникаций. Подписано в печать 20 марта 2015 года. Выход из печати 23 марта 2015 года. Отпечатано в ООО «Астер-Ек+» г. Екатеринбург, ул. Черкасская, 10 ф Тел. +7 (343) 310-19-00 Заказ № 23803 от 20 марта 2015 г. Тираж 5 000 экз. Редакция не несет ответственности за содержание рекламных материалов. Р Мнение редакции может не совпадать с мнением авторов. «Пресса России» – подписной индекс 82486 «Урал-Пресс» – подписной индекс 02764 Свободная цена

Критических потерь можно избежать, если управлять рисками….........16

Автоматизация учета энергоресурсов с использованием технологии Smart Grid

Методы экономии для распределительных сетей..................................... 18 Компенсация реактивной мощности как надежный способ энергосбережения

Гасители энергии ветра….............................................................................. 21 Значительное количество ЛЭП в России находятся в III, IV и в особом районах опасности, где они подвергаются сверхрасчетным обледенениям, колебаниям под воздействием ветра. Современные комплексные устройства-ограничители позволяют гасить вибрацию проводов и останавливать процесс льдообразования

Технологии и оборудование

Автоматизации поддаются, но с трудом..................................................... 22 Оценка инструмента для электромонтажника с позиций безопасности и эргономичности

ГЭС России требуют грамотного оздоровления......................................... 24

Результаты комплексного изучения дефектности лопаток направляющего аппарата – одного из основных элементов гидротурбины – после их длительной эксплуатации

Легки на подъем и цена не кусается............................................................ 28 Правильный выбор универсального прибора для контроля трансформаторов поможет значительно снизить финансовые затраты мелких подрядчиков по ремонту и монтажу электрооборудования

Энергетика и право

Энергоэкологический формат топливных ресурсов.................................. 31

О применении ресурсо- и энергосберегающих методов для эффективной охраны окружающей среды рассказывает председатель коллегии СРО НП «Союз «Энергоэффективность» Яков ЩЕЛОКОВ

Масштаб стимулирования незначителен.................................................... 34 Министерство промышленности и торговли РФ разрабатывает новый список энергоэффективного оборудования, применение которого даст право предприятиям и организациям на получение налоговых льгот

Служба надзора

Обзор аварий и несчастных случаев. Результаты проверок.................... 36

Административная практика

Спорная станция............................................................................................. 38

Обратная связь 18+

Вопрос–ответ.................................................................................................... 40

Стратегия отрасли | Факты, события, комментарии Ростехнадзор и МАГАТЭ заключили договор об информационном обмене ФБУ «НТЦ ЯРБ» получило право продажи и распространения публикаций МАГАТЭ в России. Организация научно-технической поддержки Ростехнадзора ФБУ «Научнотехнический центр по ядерной и радиационной безопасности» занимается

деятельностью по распространению научно-технической информации среди специалистов предприятий атомной отрасли и Ростехнадзора уже более 25 лет. Международное агентство по атомной энергии ставит перед всеми потребителями и регулирующими органами задачу – обеспечивать высокий уровень безопасности при использовании во всем мире ядерных материалов и источников излучения. Со своей стороны, согласно принятому уставу, агентство содействует распространению научнотехнической информации по мирному использованию атомной энергии путем публикации книг, монографий и научных трудов. А также – изданий, в которых устанавливаются нормы и меры безопасности. В Заявлении о политике в области качества государственного регулирования безопасности при использовании атомной энергии Ростехнадзор подтвердил намерение учитывать рекомендации МАГАТЭ в своей работе.

В российской энергосистеме образовался избыток мощности Регуляторы предлагают законсервировать ненужные рынку энергоблоки, чтобы снизить их цену для потребителей. Об избытке мощности в 15–20 ГВт – одной из самых острых проблем на отраслевом рынке – сообщил заместитель министра энергетики Вячеслав Кравченко. У компаний сегодня нет стимулов останавливать старые энергоблоки, лишнюю генерацию по-прежнему оплачивают потребители. Уже в текущем году, по расчетам Центра экономического прогнозирования Газпромбанка, эта сумма может составить 23–30 млрд. рублей. Генерирующие компании продают два товара: электроэнергию и мощность, цены на них складываются на отдельных рынках. Рынок мощности функционирует раз в году, осенью. В это время проводится конкурентный отбор мощности (КОМ), на котором потребители определяют энергоблоки для работы в следующем году. КОМ проходит в 21 зоне свободного перетока (ЗСП, не имеет ограничений на передачу электроэнергии). Потребители отбирают и оплачивают самые дешевые и эффективные энергоблоки, а неотобранную

мощность компании должны выводить из эксплуатации. Для энергоблоков, которые не прошли КОМ, но нужны для безопасности энергосистемы или теплоснабжения населенных пунктов, придуман дорогой тариф «вынужденного генератора». Но генерирующие компании подают низкие ценовые заявки от тех энергоблоков, которые можно вывести из эксплуатации. При этом для энергоблоков, которые заведомо не могут быть закрыты, подаются самые дорогие заявки – такие блоки не отбираются потребителями, но почти наверняка получат высокий тариф «вынужденного генератора». По мнению председателя правления «Системного оператора» Бориса Аюева, изложенного ранее в письме на имя Вячеслава Кравченко, законсервировать или отправить в долгосрочный резерв нужно максимум 10% мощности в каждом регионе. Платить за консервацию придется потребителям по цене в 2–3 раза ниже рыночной. При этом заявки генераторов предлагается ограничить 30% от предельных цен КОМа 2015 года (39 000 руб./МВт в месяц для европейской части и Урала и в 43 200 руб./МВт в месяц в Сибири). Это может снизить затраты потребителей на вынужденную генерацию примерно в 4 раза.

Беспроводное электричество В Японии впервые в истории состоялась беспроводная передача достаточного заряда электричества. Научная группа предприятия Mitsubishi Heavy Industries в рамках программы Mitsubishi Heavy Industries разработала метод по передаче электроэнергии из космоса на землю посредством электромагнитного сигнала. Передать сигнал по воздуху с зарядом электричества мощностью 10 киловатт удалось пока только в земных условиях, на расстояние в 500 метров. Главное достижение заключается в том, что впервые заряд удалось принять и использовать.

Утвержден восточный маршрут газовых поставок Комиссия по законопроектной деятельности одобрила законопроект о ратификации Соглашения между правительствами России и Китая о сотрудничестве в сфере поставок природного газа в КНР. Соглашение от 13 октября прошлого года заключено «в целях укрепления российско-китайского взаимодействия в энергетической сфере и определяет основные условия сотрудничества в части поставок природного газа с территории России на территорию КНР по «восточному» маршруту». Ратификация законопроекта, внесенного МИД и Минэнерго России, служит условием вступления в силу Договора купли-продажи природного газа, подписанного 21 мая 2014 года между ОАО «Газпром» и Китайской национальной нефтегазовой корпорацией.

ЭНЕРГОНАДЗОР

Календарь |

70-летие ОАО «Янтарьэнерго»

Нижнетуринская тепловая станция станет одной из самых мощных на Урале Реализация крупнейшего для севера Свердловской области инвестиционного энергетического проекта стоимостью более 20 млрд. рублей осуществляется ЗАО «КЭС». В строительстве станции кроме уральских специалистов заняты инженеры и рабочие 40 компаний из других городов России – Белгорода, Махачкалы, Краснодара, Калуги, Донецка, Новосибирска, Омска, Курска, Смоленска, Оренбурга. Шеф-монтаж осуществляют представители швейцарской компании ALSTOM. На объект будет затрачено 52 255 м3 бетона, а также металлоконструкций общим весом 9598,8 тонны. Кроме того, планируется проложить 1200 километров кабелей. Высота дымовых труб станции, плановое потребление газа которой 112

тысяч кубометров в час, в общей сложности составит 366 метров. Вводимая электрическая мощность новой современной ТЭС составит 460 МВт, тепловая – 522 Гкал/ч. Срок ввода объекта в эксплуатацию – 31 декабря 2015 года. На начало марта по паровой турбине уровень готовности тепломеханических и теплоэлектрических работ специалисты оценивают на 80%, по газовой турбине – на 90%. Новая ТЭС позволит значительно улучшить энергоснабжение, снизить себестоимость тепловой и электрической энергии и создать новые возможности для развития городов Нижняя Тура и Лесной. После ее запуска основное оборудование существующей Нижнетуринской ГРЭС, которой в декабре исполнится 62 года, будет остановлено.

Современная история Игорь МАКОВСКИЙ, генеральный директор ОАО «Янтарьэнерго» ОАО «Янтарьэнерго» – дочернее акционерное общество ОАО «Россети», крупнейшая электросетевая компания Калининградской области, обеспечивающая транспорт электроэнергии на всей территории самого западного российского региона. Сегодня «Янтарьэнерго» – это современный энергетический комплекс с достаточным запасом прочности, оснащенный новейшими средствами противоаварийной защиты, системами автоматики и связи. 2015 год – юбилейный для ОАО «Янтарьэнерго». В 1945 году энергосистема, как и весь регион, вошла в состав Советского Союза. По 70-летней истории предприятия можно проследить этапы послевоенного развития российской энергетики. С 2014 года началась реализация «дорожной карты» по обеспечению работы энергосистемы региона в изолированном режиме. Р

Классный надзор за гидротехническими сооружениями На выездном совещании в Сочи подведены итоги работы Управления государственного энергетического надзора и его территориальных органов в 2014 году и обсуждены планы на 2015 год. Александр Трембицкий, заместитель руководителя Ростехнадзора, отметил основные задачи, стоящие сегодня перед службой, – это введение системы дистанционного контроля технического состояния объектов энергетики и рискориентированного подхода при планировании и организации проверок. По его словам, в настоящее время для повышения эффективности надзорной деятельности ведется работа по внесению изменений в три федеральных закона – «О безопасности гидротехнических сооружений», «О теплоснабжении», «Об электроэнергетике». В частности,

№ 3 (67), март, 2015 г.

новая редакция ФЗ «О безопасности гидротехнических сооружений» предусматривает на ГТС I класса осуществлять режим постоянного надзора, на ГТС II класса – проводить плановые проверки один раз в год, на ГТС III класса – один раз в 3 года, на ГТС IV класса (наименее опасных) – только внеплановые. Так как ГТС IV класса составляют 96% от общего количества, то это позволит сосредоточить инспекторскому составу свою работу на наиболее ответственных сооружениях I, II и III классов. Как сообщил начальник Управления государственного энергетического надзора Дмитрий Фролов, в планах на 2015 год – продолжение работы по проверкам вертикально-интегрированных организаций, а также юридических лиц и индивидуальных предпринимателей.

236022 Калининград, ул. Театральная, 34 Тел. +7 (4012) 57-64-59 Факс +7 (4012) 57-64-76 E-mail: public@yantene.ru www.yantene.ru

Стратегия отрасли | Научные программы России

Будущее – за гибридной ядерной энергетикой Президент Национального исследовательского центра «Курчатовский институт», член Совета при Президенте России по науке и образованию, секретарь Общественной палаты России, академик РАН Евгений ВЕЛИХОВ рассказывает о результатах исследований по созданию ядерной энергетики нового поколения.

–М

ировые научные программы, которые сегодня становятся наиболее актуальными, связаны, прежде всего, с энергетикой. Есть такое простое правило: национальный доход пропорционален удельным затратам на энергетику, и именно она является основой экономического развития. Если они в целом достигают примерно 10%, то это приводит к серьезным проблемам, как это было в первом экономическом кризисе. И как происходит сегодня, когда глобальные затраты на энергетику достигли этого критического уровня. Известно, что в точке кипения возникают большие флуктуации, то есть колебания. Именно поэтому нынешняя энергетика и экономика существуют в режиме постоянных кризисов. Я не буду обсуждать такие текущие проблемы, как сегодняшняя цена на нефть, прогнозировать политику нефтяных компаний в ближайшие 2–3 года. Это вопрос сложный, требующий отдельного обсуждения. Общая же истина заключается в том, что вся энергия, которую потребляет человечество, имеет термоядерное происхождение, поскольку у нее один источник – солнце. Но часть из нее используется напрямую – как солнечная энергия, падающая на землю, или энергия ветра, приливов. А часть откладывается в виде угля, нефти, газа. Но 98 процентов от общего объема энергии, накопленного на Земле, составляют три элемента – уран-238, торий и дейтерий, причем, в основном, последний. На уголь, газ, нефть, возобновляемые источники и все остальное остается два процента. Такая ситуация пока непосредственно не отражается на нашей сегодняшней жизни, но эти цифры надо обязательно учитывать при составлении планов по развитию энергетики. Особенно когда настолько меняется сам характер энергетических затрат. Сами по себе эти три элемента не являются продуктивными, то есть их нельзя непосред-

ственно использовать в производстве энергии. Роль атомной и термоядерной энергетики заключается в том, чтобы преобразовать эти запасы в такую форму, которая может быть использована уже для производства полезных продуктов – энергии, воды и так далее. Важно, чтобы продуктивные изотопы участвовали в этих процессах. Сейчас в нашей экономике в целом наступил очень знаменательный момент, суть которого обозначается термином конвергенция. Так вот, основная сегодняшняя идея создания энергетики нового поколения, которая будет удовлетворять потребности человечества, приближающегося по общей численности в обозримом будущем к 10 миллиардам, также базируется на принципе конвергенции. Необходимость построения очень мощной энергетики понятна сегодня всем. При этом существуют два подхода к созданию энергетики нового поколения. Один в том, что термоядерная энергетика, использующая синтез легких ядер, и ядерная энергетика, использующая деление тяжелых ядер, должны быть конкурентами. Подавляющая точка зрения в западном мире заключается в том, что вопрос о лидерстве должны окончательно решить законодательные органы, определив объемы финансирования того и другого направления. Мы недавно встречались с новым гендиректором международной организации по строительству термоядерного реактора в провинции Кадараш на юге Франции Бернаром Биго. Сегодня это самый крупный проект термоядерной энергетики в мире, строительство реактора ведут Россия, США, Евросоюз, Япония, Китай, Индия и Южная Корея. Эти семь участников международной программы ITER (International Thermonuclear Experimental Reactor) составляют больше половины человечества, создающего значительную часть мировой продукции. Стоимость проекта – более 10 млрд. евро. Расчетная термоядерная мощность ITER – 500 МВт. В России основными научными институтами,

ЭНЕРГОНАДЗОР

отвечающими за реализацию проекта, являются РНС «Курчатовский институт» (обеспечивает системы нагрева и диагностики), ВНИИМ имени А.А. Бочвара (отвечает за создание ряда материалов, включая сверхпроводники и тритиевые технологии), НИКИЭТ имени А.А. Доллежаля (работает над ядерными технологиями). Всего в реализацию проекта вовлечены свыше 200 российских организаций. Мы обсуждали с Бернаром Биго перспективы мировой энергетики, он также склонен разделять точку зрения о конкуренции двух направлений. Но, по нашему мнению, энергетика будущего не может быть построена только на одних реакторах деления или реакторах синтеза, это должна быть комбинированная, так называемая гибридная энергетика. В нашем институте еще со времен Игоря Васильевича Курчатова одновременно развивались и синтез, и деление ядер. Что это означает? Смысл идеи заключается в том, что при синтезе тратится сравнительно мало энергии, а поэтому цена нейтронов, необходимых для преобразования элементов, в которых запасена вся энергия, в 10–20 раз ниже тех, которые получаются в известных тепловых или быстрых реакторах. На каждый грамм топлива соответственно в последних нужно затратить намного больше энергии. Таким образом, гибридная энергетика – это использование термоядерного синтеза для преобразования непродуктивных изотопов в новое топливо, а реакторы деления – для получения тепловой, электрической энергии. Как известно, Россия в значительной степени является поставщиком нового топлива для мировой атомной энергетики. Мы здесь вне конкуренции. Создание таких гибридных систем – это и есть для нас реальный шанс занять ведущие позиции не только в науке и технологиях, но, прежде всего, в промышленности, коммерции и в такой важной отрасли, как производство и поставка энергии. Но при этом не нужно забывать об особых проблемах ядерной энергетики. Сегодня ее основной рабочей лошадью являются водо-водяные корпусные энергетические ядерные реакторы (ВВЭР) на тепловых нейтронах, которые используют уран-235. Но его очень мало, поэтому строить большую энергетику завтрашнего дня на нем невозможно. Но атомные электростанции с такими реакторами работают во всем мире, и сейчас они строятся во многих странах, например в Китае. Время использования такого реактора из экономических и технологических соображений достигает 80–100 лет. И в результате мы с вами через сто лет будем иметь те реакторы, проекты которых сегодня находятся на столе конструкторов, параллельно с теми, которые запускаются сегодня. Поэтому гибридная энергетика будущего – это большие фабрики на основе реакторов синтеза для получения нового топлива и усовершенствованные реакторы деления, которые сегодня разрабатываются и работают.

№ 3 (67), март, 2015 г.

Экспериментальные установки во всем мире существуют, они опираются не только на российские технологии. Но мы давно сделали свой выбор – основным термоядерным источником нейтронов стало изобретение Курчатовского института. Его идея была изложена Игорем Васильевичем Курчатовым еще в 1951 году в письме Сталину. Основное направление развития работ по управляемому термоядерному синтезу – создание нужных параметров плазмы в тороидальной магнитной ловушке ТОКАМАК. В управляемых термоядерных реакциях синтеза (УТС) участвуют, прежде всего, тяжелые изотопы водорода – дейтерий (Д) и тритий (Т), соответственно с двумя и тремя нейтронами в ядре. Крайне важное достоинство термоядерных реакций литий-дейтериевого цикла заключается в том, что при более высокой энергетической эффективности, чем в ядерных реакциях, здесь практически нет радиоактивных осколков деления (основной проблемы ядерного топливного цикла, с которой человечество столкнулось в Тримайл-Айленде и Чернобыле). После Чернобыля мы 25 лет усовершенствовали технологии и уверились, что можем строить безопасные атомные реакторы, но тут произошла авария уже другого типа на Фукусиме. И вот теперь, как вы знаете, атомная энергетика в мире находится в критическом состоянии. Гибридная же система позволяет не только обеспечить человечество в будущем более дешевой энергией, но и еще решить вопрос безопасности. Ее источник нейтронов делает невозможным аварии типа Чернобыльской. Однако реакция УТС оказывается возможной только в плазме не менее 100 млн.°С. Для получения полезной энергии надо последовательно достичь двух пороговых условий: «зажигания» реакции, то есть ее положительного энергобаланса, и самостоятельного, самоподдерживающегося синтеза, уже не требующего внешнего «подогрева». Критерий реализации реакции УТС определяется также временем стабильного удержания нужной температуры при достаточно высокой плотности. И в дополнение к этому для самоподдержания реакции требуется обеспечить необходимый объем плазмы при высокой напряженности магнитного поля. Каждый по отдельности из перечисленных параметров обеспечения УТС достигнут или даже существенно превзойден, однако получить устойчивый процесс пока не удалось. Но огромный потенциал термоядерной энергетики, способный принципиальным образом разрешить большинство энергетических проблем человечества, заставляет продолжать активные работы по разработке таких перспективных технологий. Э При подготовке материала использована аудиозапись выступления Евгения Велихова в рамках «часа эксперта», предоставленная журналу «ЭНЕРГОНАДЗОР» пресс-службой Совета Федерации Федерального собрания РФ

Календарь | Юбилей МОЭСК

Стандарты – столичные 1 апреля 2015 года исполняется 10 лет со дня образования ОАО «Московская объединенная электросетевая компания» (МОЭСК). Как и многие энергетические компании, МОЭСК была создана в процессе реформирования электроэнергетической отрасли России, в ее случае – путем выделения из ОАО «Мосэнерго». Сегодня 15-тысячный коллектив энергетиков МОЭСК – одной из крупнейших в стране распределительных сетевых компаний – обеспечивает электроснабжением более 80% всего столичного региона. А это свыше 17 миллионов потребителей на территории обслуживания почти в 50 тысяч кв. км. Энергодефицит ликвидирован… Сейчас уже с трудом вспоминается, что 10 лет назад в Московском регионе были перегружены 95% питающих центров. За время работы МОЭСК выполнены беспрецедентные инвестиционная и ремонтная программы. Построены и реконструированы десятки подстанций и тысячи километров линий электропередачи. Энергодефицит ликвидирован, существует значимый задел энергомощности, предназначенный для дальнейшего развития региона. Сегодня наряду с обеспечением бесперебойной подачи электроэнергии в границах мегаполиса успешно решается задача соблюдения стандартов электроснабжения и на территориях Новой Москвы. Руководство МОЭСК гарантирует новым потребителям беспроблемное подключение в любой точке столицы и области. Специфика работы электросетевого комплекса в столице создается уже существующей плотной жилищной застройкой и многочисленными новостройками, интенсивным дорожным трафиком, постоянным ростом количества промышленных производств. В новой масштабной инвестиционной программе с учетом нынешних экономических условий приоритет отдан объектам, влияющим на надежность и качество оказания услуги по передаче электроэнергии. В ближайшие пять лет на реализацию инвестпроектов будет направлено около 200 млрд.

рублей. Основная часть этих средств пойдет на дальнейшее техперевооружение и реконструкцию, а также на новое строительство. Планируется обновить и построить свыше 15 тысяч км ЛЭП, ввести более 13 тысяч МВА трансформаторной мощности. Как отмечают в МОЭСК, с одной стороны, тарифные условия и экономическая ситуация накладывают определенные ограничения по объемам инвестиционной программы. Но с другой – это возможность оптимизировать внутренние бизнес-процессы для достижения максимальной эффективности операционной деятельности. Развитие продолжается… Столичный регион диктует особые требования к работе энергетиков. Здесь, как и в каждой промышленно развитой территории страны, расположены стратегически значимые объекты, требующие максимально надежного электроснабжения. Благодаря системному подходу к организации ремонтных работ, энергетикам удалось существенно сократить среднее время восстановления электроснабжения потребителей – до 120 минут в Московской области и до 45 минут в столице. Достигнутые показатели превосходит лучшие европейские временные параметры. Снижается аварийность в сетях и количество отключений. Обновляется парк спецтехники, персонал укомплектован передвижными электростанциями (ПЭС), позволяющими на время проведения ремонтных работ подключить потребителя к электроснабжению. Актуализированы схемы размещения ПЭС для их максимально быстрой доставки к возможному месту аварии. В сетевой компании в минувшем году создана аварийная служба. Теперь ее автомобили оборудованы проблесковыми маячками синего цвета и звуковыми спецсигналами, что, несмотря на плотное автомобильное движение, уже позволило сократить время их прибытия на место в три раза. По прогнозам специалистов МОЭСК, грамотная организация работы ремонтных и оперативных бригад может обеспечить до 30% повышения их эффективности. Поэтому в компании было принято решение создать мобильные подразделения, совместившие функции ремонтно-эксплуатационных и оперативных выездных бригад. Для оптимизации затрат и правильной корректировки планов ремонтов реализуется проект

ЭНЕРГОНАДЗОР

по управлению производственными активами 0,4-220 кВ. Создана единая автоматизированная база данных, в которую занесены характеристики по всем объектам МОЭСК – порядка 3 млн. наименований. Так, стоимость ремонтной кампании 2014 года (4,9 млрд. рублей) уже была сокращена на 350 млн. рублей. Подключение к сетям – с опережением законных сроков. Можно онлайн… Серьезное внимание сегодня, как и в программах развития прежних лет, уделяется мероприятиям, необходимым для повышения доступности сетевой инфраструктуры. С учетом планов развития территорий совместно с правительствами Москвы и Московской области компанией была разработана Схема электросетевого комплекса МОЭСК напряжением 110 кВ на период до 2020 года. Концептуально данный вопрос проработан и для Новой Москвы. По сути МОЭСК проводит коренную реформу существующей системы взаимодействия с клиентами компании и технологического присоединения (ТП) к электрическим сетям. Под непосредственным руководством генерального директора МОЭСК Петра Синютина успешно реализованы проекты по упрощению процедуры подключения к электросетям «5 шагов за 3 визита» и «3 шага – 2 визита». Присоединиться к электросетевой инфраструктуре МОЭСК для заявителей мощности до 150 кВт сегодня можно всего за 90 дней, совершив всего два визита в клиентский офис. И за 180 дней – для заявителей большей мощности (до 670 кВт) Точные сроки зависят, безусловно, от наличия сетевой инфраструктуры и готовности самого потребителя к подаче напряжения. Но уже сейчас в Москве и Московской области подключение к сетям МОЭСК осуществляется гораздо быстрее, чем это предусмотрено законодательством. В итоге в последние два года в МОЭСК фиксируют кратный рост количества заявок на ТП. В 2014 году эта цифра уже достигла 90 тысяч, колоссальный объем обращений для одной, даже крупной, компании. Ежедневно энергетики МОЭСК осуществляют более 200 подключений к своим сетям в день, в прошлом году удовлетворены заявки около 60 тысяч потребителей. Понятный и простой алгоритм подключения позволил клиентам напрямую обращаться в компанию, не прибегая к помощи подрядных организаций. Свою роль в упрощении процедуры техприсоединения к электросетям сыграло развитие интерактивных сервисов. Создан и постоянно совершенствуется специализированный Портал по ТП utp.moesk.ru. Здесь можно скачать все формы и образцы документов, воспользоваться онлайн-калькулятором для расчета примерной стоимости подключения, отследить статус заявки и сроки исполнения работ, задать интересующий вопрос специалистам компании. Для предпринимателей может быть интересна опция

№ 3 (67), март, 2015 г.

перераспределения мощности и карта загруженности питающих центров МОЭСК. Подать заявку на подключение и на другие виды услуг онлайн можно с помощью «Личного кабинета». По итогам прошлого года этой опцией воспользовалось более 15% всех заявителей, которые также онлайн могли контролировать ход исполнения своей заявки. Впервые для сетевых компаний России в МОЭСК внедрена возможность подтвердить заключение договора техприсоединения электронной подписью. Пока данная опция доступна для клиентов малой мощности – до 15 кВт, но в дальнейшем компания намерена расширить категории заявителей. Также можно подать единую заявку на техприсоединение и на договор энергоснабжения. Прием и пломбировка счетчика до подачи напряжения осуществляются однократно сотрудниками МОЭСК, без участия энергосбытовой организации. Клиент имеет право выбрать любой удобный для него способ: воспользоваться возможностью присоединения онлайн или прийти лично в центр обслуживания клиентов или позвонить на телефон «Светлой линии» МОЭСК (8-800-70040-70). Столичная сетевая компания, наряду с обеспечением электроснабжения и доступа к инфраструктуре, предоставляет довольно широкий спектр дополнительных услуг – от проектных и строительно-монтажных работ до оперативного обслуживания и ремонтов. В том числе «Техприсоединение под ключ», когда все работы с предоставлением гарантийного срока выполнят энергетики компании. Ведь, как правило, при подключении заявитель также должен выполнить определенные работы и подготовить свой объект к подаче напряжения. Подобное комплексное обслуживание позволяет не только сокращать сроки подключения, но и экономит средства потребителей. Э

Календарь | Юбилей МОЭСК

Надежный поставщик надежного производителя ООО «Завод МЭЩ» – сравнительно молодая компания, появившаяся на рынке поставки электрооборудования менее двух лет назад. Основная задача энергетиков нашей страны – обеспечение надежного и бесперебойного энергоснабжения, соответствующего актуальным нормативам качества. Понимая это, специалисты и сотрудники общества делают все от них зависящее для оснащения электроэнергетических объектов современным и качественным оборудованием. Дорогие партнеры! От всей души поздравляем коллектив ОАО «МОЭСК» с юбилеем! Мы рады оказывать профессиональные услуги вашей компании и надеемся на дальнейшее плодотворное сотрудничество. Здоровья, счастья и благополучия всем сотрудникам общества и их семьям!

Завод МЭЩ ООО «Завод МЭЩ» 119331 Москва, пр. Вернадского, 29 www.mesch.ru +7 (985) 977 05 19 info@mesch.ru

авод соответствует тому уровню качества выполняемых услуг, который задали крупнейшие заказчики. Поставляемое в договорные сроки оборудование, изготовленное по современным технологиям, непременно имеет обязательную сертификацию и аттестацию, лицензирование. Уже с первых месяцев работы ООО «Завод МЭЩ» стал прямым поставщиком ОАО «Московский завод «Электрощит» – одного из старейших отечественных предприятий по производству электрооборудования, работающего с 1946 года. Производимое им оборудование установлено на многочисленных объектах энергетических и промышленных компаний России. Высокая надежность продукции предприятия обеспечивается опытом безукоризненных инженерных решений, использованием наряду с проверенными и надежными технологиями инновационных, более совершенных решений, которые доказали свою эффективность. Все это позволяет предприятию на протяжении многих лет не только удерживать лидерские позиции на традиционных рынках, но и завоевывать новые. Спектр поставляемой продукции ООО «Завод МЭЩ» широк. Это комплектные распределительные устройства (КРУ) наружной и внутренней установки специального назначения на номинальные токи до 4000А. Шкафы для газотурбинных электростанций мощностью от 1,5 до 20 МВт и частичного заземления нейтрали (ШЗН) в электросетях 6(10) кВ; с R-C цепями для защиты от перенапряжения в электросетях 6(10) кВ распределительных сетей и электростанций, трансформаторами собственных нужд (ТСН) мощностью до 100 кВт, напряжением 6(10) / 0,4-0,23 кВ, низковольтной аппаратурой (НВА), конденсаторами для компенсации реактивной мощности в системе электроснабжения 6(10) кВ.

Комплектные токопроводы пофазно-экранированные для энергоблоков мощностью до 1500 МВт ТЭС и АЭС на номинальное напряжение 35 кВ на номинальные токи до 33 000А и закрытые 6-10 кВ на номинальные токи до 4000А. Комплектные шинопроводы закрытые до 1,2 кВ постоянного тока на номинальные токи до 5000А, камеры КСО для системы с изолированной или заземленной через дугогасящий реактор нейтралью, выкатные элементы с вакуумными и элегазовыми выключателями 6-10 кВ, устройства наружной установки 6-10 кВ для автоматического секционирования и ввода резерва, пункты секционирования – вакуумные реклоузеры. В настоящее время ООО «Завод МЭЩ» ориентировано в первую очередь на исполнение заказов ОАО «МОЭСК», входящего в ОАО «Россети». Это поставки и установки оборудования для подразделений ОАО «МОЭСК», в том числе распределительных устройств серии К-128 для модернизации и увеличения мощности оборудования электроподстанции Центральных электрических сетей – филиала ОАО «МОЭСК». А также комплектных распределительных устройств мощностью до 6 кВ, которые используются при комплектации новой электроподстанции для Восточных электрических сетей – филиала ОАО «МОЭСК. Признано лучшим решение ООО «Завод МЭЩ» по реконструкции одной из подстанций Западных электрических сетей – филиала ОАО «МОЭСК». В ходе реконструкции производится замена устаревших конструкций на новые ячейки, отвечающие всем современным требованиям. Помимо этого ООО «Завод МЭЩ» в 2014 году прошло отбор по открытым конкурентным переговорам без предварительного квалификационного отбора на право заключения рамочных соглашений поставки основного электротехнического оборудования – шкафов КРУ напряжения 6-35 кВ, закупаемого ДЗО ОАО «Россети» и его дочерними компаниями. Согласно заключенным рамочным соглашениям, наряду с крупнейшими поставщиками и производителями электротехнического оборудования России ООО «Завод МЭЩ» принимает участие в закрытых запросах цен на поставку КРУ. Р

ЭНЕРГОНАДЗОР

Крепче сотрудничество – меньше аварий Одной из основных составляющих успешного развития и стабильной работы любой энергосистемы являются регулярная диагностика и испытания энергетического оборудования и кабельных линий.

ыявление проблем на ранней стадии, продление остаточного ресурса и другие результаты диагностики позволяют эффективно использовать финансовые возможности для обслуживания и развития энергохозяйства, снижая при этом затраты и тарифы. ОАО «МОЭСК» является безусловным лидером по внедрению современных диагностических технологий. ЗАО «СПЕКТР КСК» стало официальным поставщиком ОАО «МОЭСК» в 2006 году. С 2007 по 2013 год для ОАО «МОЭСК» оснащено более 100 электротехнических лабораторий на базе различных автомобильных шасси (кабельные и универсальные ЭТЛ, передвижные лаборатории диагностики силовых трансформаторов и распределительных устройств, лаборатории для поверки измерительных трансформаторов тока и измерительных трансформаторов напряжения). Лаборатории имеют возможность компьютерной обработки результатов испытаний и измерений. Главный принцип ЗАО «СПЕКТР КСК» – постоянный процесс изучения передовых технологий и внедрение инноваций. Мы используем знания и опыт, чтобы результаты нашей работы стали образцом качественного исполнения взятых на себя обязательств. Благодаря высокопрофессиональному менеджменту, прозрачности управления и собственному научно-техническому потенциалу, ЗАО

№ 3 (67), март, 2015 г.

«СПЕКТР КСК» удалось добиться успешной реализации целого ряда диагностических проектов для энергохозяйств. В 2008 году совместно с техническими службами ОАО «МОЭСК» разработан высоковольтный мегаомметр «МИТ-2500» (более 200 единиц поставлены в МКС). В 2013 году специалистами ЗАО «СПЕКТР КСК» создан акустический регистратор частичных разрядов с радиоканалом для акустической локации разрядов в изоляции измерительных трансформаторов, концевых муфт, элегазовых и высоковольтных вводов силовых трансформаторов по УЗ излучению. ЗАО «СПЕКТР КСК» разработало и поставило для подстанций «Гражданская» и «Пресня» регистраторы ЧР с сигнальными проводами, используемыми для контроля наличия разрядов в концевых муфтах и элегазовых вводах кабельных линий 220 кВ с полиэтиленовой изоляцией и диагностики коронных разрядов. Создана мобильная система постоянного мониторинга и оперативного предупреждения чрезвычайных ситуаций. В 2014 году ЗАО «СПЕКТР КСК» обеспечило ОАО «МОЭСК» ультрафиолетовыми камерами (дефектоскопы) CoroCAM 6D – новейшая разработка для нахождения коронных и дуговых разрядов. Однако и сегодня потребность ОАО «МОЭСК» в мобильных диагностических лабораториях остается очень высокой. Износ основных фондов, «заморозка» программы закупок средств диагностики в 2014 году только способствуют росту данной потребности, о чем свидетельствуют аварии в Москве и Московской области. Р

107023 Москва, ул. Электрозаводская, д. 27, стр. 2 Тел./факс: +7 (495) 782-14-21 E-mail: mail@spektr-ksk.ru www.spektr-ksk.ru

Клуб главных энергетиков | Экономика предприятия

Успешная модернизация …по остаточному принципу Корпорация ВСМПО-АВИСМА уже не первый год активно модернизирует свое энергохозяйство. Для сравнения: в целом по России удельные затраты на энергетику в национальном доходе достигают примерно 10% – это критический уровень, чреватый экономическими кризисами. Энергозатраты в себестоимости отдельных видов продукции ВСМПО – 4–7%.

Пульт управления современной компрессорной станцией

–В

первую очередь делаем все для того, чтобы минимизировать затраты, связанные с выработкой и транспортировкой сжатого воздуха, – говорит главный энергетик ВСМПО Евгений Шевчук. – Сегодня он у нас один из самых дорогих видов энергии, и не только на нашем предприятии. Старые компрессорные станции, проработавшие на заводе более 50 лет, устарели и физически, и морально. В связи с чем показатель удельного энергопотребления еще недавно составлял в среднем 160 кВт•ч на одну тысячу кубометров сжатого воздуха. Перерасход электрической мощности достигал 40–45 %. Потребление сжатого воздуха цехами завода «рваное», за 15 минут может вырасти или упасть в два, а то и в три раза. А регулирование произ-

ОАО «Корпорация ВСМПО-АВИСМА» – крупнейший в мире производитель титана, имеющий полный технологический цикл: от переработки сырья до выпуска готовых изделий с высокой степенью механической обработки. Корпорация поставляет продукцию на рынки 50 стран, глубоко интегрирована в мировую авиакосмическую индустрию и является для многих компаний основным стратегическим поставщиком. Численность сотрудников – 20 тыс. человек. В составе объединения две промышленные площадки – ВСМПО в городе Верхняя Салда Свердловской области и филиал АВИСМА в городе Березники Пермского края, связанные между собой единой технологической цепочкой.

водительности станций при использовании турбокомпрессоров К-250 осуществляется только их запуском и остановкой. Сделать это оперативно практически невозможно, эти отечественные машины запроектированы на бесперебойную работу в течение полугода. В результате сжатый воздух стравливается через камеру глушения в атмосферу, что само по себе неэффективно. В ходе модернизации часть компрессорных станций с износом оборудования 100%, имеющих выводы в цеха и на другие объекты, закрыты. Реализованы мероприятия по регулированию всаса атмосферного воздуха в турбокомпрессоры, что позволило уменьшить затраты на выработку сжатого воздуха до 10%. Основной потребитель сжатого воздуха на заводе цех № 4, и именно там были его большие утечки, до 15 тысяч кубометров в час. Только на восполнение этих потерь полностью работал один компрессор. Механики освоили современные технологии и материалы, используемые для уплотнений на молотах. Сегодня срок эксплуатации уплотнений возрос до полугода и более. А во втором на заводе по объемам потребляемого воздуха цехе № 16 смонтирована современная компрессорная на 9 винтовых машин производства бельгийской фирмы Atlas-Copco, уже с более эффективным глубоким регулированием выработки сжатого воздуха. Все тепло, полученное от новой компрессорной в 16-м цехе, направляется на его обогрев. Причем они, будучи включены в общую заводскую систему производства и транспортировки сжатого воздуха, значительно увеличивают свой энергоэкономический потенциал. На сегодняшний день результаты от всех проведенных мероприятий впечатляют. – В итоге энергопотребление на одну тысячу кубов сжатого воздуха удалось снизить на 130 кВт•ч, – подвел итоги этих преобразований Евгений Шевчук. – В настоящее время ведем работы по строительству еще одной новой компрессорной станции. Она уже будет с блоком осушки сжатого воздуха и блоком рекуперации, обеспечивающим предварительный нагрев промышленной воды для подачи в котельную (экономия природного газа около 8 млн. руб. в год). Стремимся к энергозатратам на тысячу кубов воздуха в 100 кВт•ч. За счет этого срок окупаемости финансовых вложений, по нашим подсчетам, будет не более четырех лет. Идет также модернизация электрохозяйства.

ЭНЕРГОНАДЗОР

– Начинаем активную борьбу с реактивной мощностью и высшими гармониками в сети. На участке вакуумно-дуговых плавильных печей (ВДП), где тиристорные преобразователи особенно загрязняют сеть, поставили фильтрокомпенсирующие устройства. Все новое оборудование – финское, – гордится дорогим даже для этого успешного предприятия проектом его главный энергетик. На подстанциях на смену масляным выключателям активно приходят вакуумные. Внедряется дистанционное управление новыми подстанциями. С одной стороны, уменьшается влияние порой негативного человеческого фактора, с другой – компенсируется увеличивающийся, к сожалению, дефицит обслуживающего персонала. Проблема со специалистами здесь, как и во всей российской промышленности, обостряется. Даже несмотря на свои заводские учебные заведения. Еще одна острая проблема ВСМПО, волнующая службу главного энергетика, связана с теплосетями и сетями водоснабжения. По словам Евгения Шевчука, практически все заводские водоводы изношены, поэтому началась их активная замена. Это не просто, а местами капремонт просто невозможно сделать. Над трубами – или железнодорожные рельсы, или ЛЭП, а то и все вместе. Применяются новые технологии и здесь, хотя тоже с осложнениями. По конкурсному отбору найдено специализированное управление, взявшееся методом «труба в трубе» заменить водоводы. Суть его в том, что в старую изношенную трубу проталкивается пластиковая такого же диаметра, при этом первая разрушается. – Однако если на бумаге все было убедительно, то на практике за год работы спецуправления возникло много проблем. Весной дадим им еще один шанс, отступать некуда, – комментирует ситуацию Евгений Владимирович. Специфика производства металлургического завода такова, что требуется определенное количество пара. А после передачи котельной городу с ним начались перебои. Каждый день главный энергетик из окна своего кабинета с тревогой наблюдает за ее трубой – дымит или нет? Под присмотром управления ЖКХ Верхней Салды остановки котла, к сожалению, стали происходить довольно часто. А это определенные риски для производства. Поэтому на площадке Б завода готовятся к запуску два котла, которые будут снабжать паром еще три подразделения на других площадках. И не только снабжать, но доставлять до цехов под нормальным давлением, поскольку станут ближе к ним. Пока же если из котельной пар выходит с давлением в 6 атмосфер, то к потребителю он доходит с двумя атмосферами. Уже заканчивается монтаж, идет конкурс для выполнения пусконаладочных работ, к осени котлы должны заработать. – А как в плане энергоэффективности обстоят дела у других предприятий нашей области? – поинтересовалась я у Шевчука.

№ 3 (67), март, 2015 г.

Пульт управления старой компрессорной станцией

Накопительная башня системы водооборота плавильных печей – Ну если взять НТМК, Уралвагонзавод, КУМЗ, то у всех по-разному. Бывал и в других регионах, так сказать, для перенятия опыта. Видел такие подстанции, собственникам которых можно только позавидовать. Но везде одна тенденция – почти все имеющиеся инвестиционные средства вкладываются в развитие основного производства, его капремонты. Энергетика – по остаточному принципу, – считает Евгений Шевчук. – Вот и мы обратились в цеха, к технологам, металлургам, чтобы дали предложения в заводскую программу энергосбережения. Мероприятий предложено меньше, чем хотелось бы. Все нацелено на увеличение выпуска продукции, сейчас вот и на импортозамещение. Понять это можно. К тому же не везде нужно и возможно подходить к повышению энергоэффективности с одной меркой. Все зависит от специфики производственных процессов. Вопрос экономии электроэнергии на производстве и подаче сжатого воздуха энергетики лоббировали 10 лет, процесс повышения энергоэффективности на ВСМПО может послужить примером для других российских предприятий. Э Подготовила В. Лисовая

Энергоэффективность | Оптовый рынок электроэнергии

«Невидимые руки» рынка – это конкуренция технологий Существующая модель оптового рынка электроэнергии России, не может быть улучшена. Требуется принципиально новая – научно обоснованная, эффективная, понятная для субъектов рынка и легко контролируемая. Особенно важно сохранить конкурентную среду. Владимир ЛЕТУН, Институт математики и механики им. Н.Н. Красовского УрО РАН, к.т.н.

авязанная России модель оптового рынка электроэнергии обрекла ее энергетику на заведомо затратный способ производства. Заниматься аукционной торговлей, не зная цены еще не произведенной электроэнергии, некорректно. И, кроме того, такая ситуация объективно провоцирует игру ценовыми заявками, что приводит к увеличению ее стоимости. В энергетике нет избытка товара, но есть избыток способов его производства и распределения, и не все они равноценны по затратам. Создание механизма, обеспечивающего выбор наилучшего из них, станет гарантом экономически эффективной работы отрасли энергетики. По оценке сибирских ученых, только внедрение на электростанциях России программнотехнического комплекса (ПТК), совершенствующего режим загрузки основного оборудования ТЭС, позволит сэкономить в год 10–12 млн. ту.т.

Сформировавшийся состав работающего оборудования время 1

Количество агрегатов ГЭС-1 в работе

Признак состояния

Количество агрегатов ГЭС-2 в работе

Признак состояния

Признак состояния: 0 – не все агрегаты включены в работу и имеют резерв по нагрузке; 1 – все агрегаты включены в работу и имеют резерв по нагрузке; 2 – все агрегаты включены в работу и загружены по максимуму.

Значения мер эффективности (λ ту.т/тыс. м3) на последнем шаге процесса время 1

ГЭС-1 – ТЭС

0.003

0.009

0.0143

0.014

0.0144 0.0144 0.0144

0.012

ГЭС-2 – ТЭС

0.002

0.008

0.0145

0.013

0.0141 0.0141 0.0141

0.011

(жирным шрифтом отмечены пары ГЭС-ТЭС, которые до окончания процесса участвовали в перераспределении нагрузки)

график нагрузки тэс и гэс время ТЭС (МВт)

697

1682

2583

2430

2606

2811

2793

2188

ГЭС-1 (МВт)

151

231

515

ГЭС-2 (МВт)

212

225

266

226

663

674

208

220

А одновременная оптимизация режимов работы ГЭС и ТЭС в составе гидротепловых энергосистем обеспечит сопоставимый результат, в том числе за счет повышения эффективности использования на ГЭС каждой единицы объема воды. Специалистами Института математики и механики им. Красовского Н.Н. УрО РАН разрабатывается принципиально новая модель оптового рынка электроэнергии. В ее основе – конкуренция технологий управления режимами работы электростанций и гидротепловых энергосистем, а не ценовая. Главный критерий – минимизация затрат на топливо при производстве и распределении электроэнергии. Важными элементами здесь являются два оптимизационных модуля – ПТК «Многофункциональная математическая модель тепловой электростанции» («МММ ТЭС») и ПТК «Оптимизация режима гидротепловой энергосистемы». Это и есть «невидимые руки» рынка, которые в действующей модели оказались оторванными. Рабочий комплекс ПТК «МММ ТЭС», кроме оптимизации режима работы электростанции, формирует энергетические характеристики ТЭС, которые совершенно необходимы как при экономном распределении активной мощности между электростанциями на уровне энергосистем, так и при расчете технико-экономических показателей. Ряд других функций также полезны при ретроспективном анализе режимов работы ТЭС, выборе оптимального состава работающего оборудования с использованием эвристических методов, при планировании режимов и т.д. Некоторые из них были реализованы по просьбе работников электростанций. ПТК «МММ ТЭС» может работать в автономном режиме (в ПТО электростанции) и в режиме реального времени на ГЩУ для управления загрузкой основного оборудования электростанции. ПТК «Оптимизация режима работы гидротепловых энергосистем» реализована в чисто демонстрационном варианте. Это качественно новое информационное представление исходных данных для ГЭС. Так, интегральные ограничения (в форме равенств) задаются в объемах расходуемой воды; в процессе расчета производится учет изменения напора воды. Также задаются семейство расходных характеристик, соответствующих различным напорам воды, минимальный часовой расход воды, необходимый для обеспечения судоходства ниже по

ЭНЕРГОНАДЗОР

течению от ГЭС. Кроме того, в процессе расчета выбирается оптимальный состав работающих гидроагрегатов. Разработан высокоэффективный демонстрационный проект, в котором рассмотрена гипотетическая гидротепловая энергосистема, состоящая из одной тепловой электростанции, ГЭС-1 и ГЭС-2 (прототипы Воткинской и Камской гидростанций). На восьмичасовом интервале времени рассчитывается оптимальный режим загрузки этих электростанций при покрытии нагрузки потребления: Рпотр (МВт) = (1000, 2000, 3000, 2750, 3500, 4000, 3100, 2500). На ГЭС-1 к несению нагрузки готовы 24 гидроагрегата. На начало первого часа уровень нижнего бьефа составляет Ннб = 88.0 м и уровень верхнего бьефа – Нвб = 107.0 м. В процессе расчета моделируется изменение уровня нижнего бьефа в зависимости от изменения электрической мощности ГЭС. Уровень верхнего бьефа предполагается постоянным на всем временном интервале оптимизации режима. Заданное интегральное для периода оптимизации ограничение по расходу воды – Q01 = 30 000.0 тыс. м3 , величина минимального расхода воды на каждом часе периода оптимизации для обеспечения условий судоходства и хозяйственных нужд – Q1мин = 2 000 тыс. м3. На ГЭС-2 к несению нагрузки готовы 10 гидроагрегатов. На начало первого часа уровень нижнего бьефа составляет Ннб = 67.0 м и уровень верхнего бьефа – Нвб = 88.0 м. В процессе расчета моделируется изменение уровня нижнего бьефа в зависимости от изменения электрической мощности ГЭС. Уровень верхнего бьефа предполагается постоянным на всем временном интервале оптимизации режима. Заданное интегральное для периода оптимизации ограничение по расходу воды – Q01 = 50 000.0 тыс. м3, величина минимального расхода воды на каждом часе периода оптимизации для обеспечения условий судоходства и хозяйственных нужд – Q1мин = 4 000 тыс. м3. Время расчета 10 секунд. Точность отработки интегральных ограничений по ГЭС-1 – 0.03%, по ГЭС-2 – 0.01%. Величина шага перераспределения нагрузки между ГЭС и ТЭС выражается для ГЭС в тысячах кубометров воды ∆Q , а для ТЭС в ∆Р МВт. Для каждой ГЭС шаги загрузки вычисляются индивидуально и по мере приближения к оптимуму уменьшаются по определенному закону. В конце процесса вычислений определяются значения множителей Лагранжа для ГЭС-1 и ГЭС-2: λ1 ≈ 0.0143, λ2 ≈ 0.0172. В приведенном расчете он выражает предельную меру эффективности в сокращении расходов топлива на ТЭС при использовании единицы объема воды на ГЭС. Меры эффективности рассчитываются на всех часах интервала времени и для всех пар ГЭС– ТЭС, для которых возможно перераспределение нагрузки. Если к концу процесса вычислений реально участвовали (не «сидели» на ограничениях) в процедуре перераспределения нагрузки определенные пары ГЭС–ТЭС и значения мер

№ 3 (67), март, 2015 г.

Выработка электроэнергии за 8 часов: ГЭС-1 – W1 = 1366 МВт•ч, ГЭС-2 – W2 = 2694 МВт•ч.

ГРАФИК НАГРУЗКИ ГЭС И ТЭС В ОПТИМАЛЬНОМ РЕЖИМЕ

эффективности их совпадают по величине, то рассчитанный режим оптимален. Сэкономленные затраты на топливо усилиями ГЭС-1 и ГЭС-2 составляют соответственно, 594 444 рубля и 910 672 рубля (при расчетной цене топлива 1 000 руб./ту.т). Ценовой эквивалент единицы объема воды для ГЭС-1 и ГЭС-2 – 19.8 руб./тыс.м3 и 18.2 руб./тыс.м3. Удельная величина сэкономленных затрат на топливо на ТЭС при производстве на ГЭС одного МВт•ч электроэнергии составляет соответственно 0.44 руб./кВт•ч и 0.34 руб./кВт•ч. К сожалению, все чаще звучащие в кризисной экономической ситуации призывы правительства России к снижению издержек на производство тех или иных товаров, очевидно, не доходят ни до чиновников, ни до предпринимателей. Растущие как грибы законы по сути своей не вызывают нареканий, но сформулированы так, что оставляют массу лазеек для изворотливых собственников решать вопросы исключительно в свою пользу, игнорируя интересы общества. Как пример можно привести Федеральный закон № 261«Об энергосбережении». С большой степенью вероятности могу утверждать, что подавляющее число электростанций работают неэффективно, и ФЗ № 261 эту проблему никак не решает. Э

Энергоэффективность | Управление энергосистемой

Эффект активного поведения потребителей В стране осуществляется строительство новых электростанций и линий электропередачи (ЛЭП). Однако ввод нового оборудования не приводит к автоматическому выводу из эксплуатации старого, а многие новые ЛЭП не загружаются.

Николай ШУБИН, главный эксперт ЗАО «РТСофт» (Москва)

нижается производственное потребление по отношению к бытовой и офисной нагрузкам, меняются физические свойства самих электроприемников потребителей, растут объемы выработки энергии на распределенной и ВИЭ-генерации. Для управления такой более динамичной и менее предсказуемой энергосистемой нужны совершенные технические средства – FACTS, накопители энергии, синхронизированные векторные измерения. В результате включается тормоз развития электроэнергетики: потребители должны, но не в состоянии платить больше, а энергосистема не получает достаточных финансовых средств для развития. В этой ситуации появление потребителей, готовых участвовать в управлении энергосистемой на платной основе, очень значимо. Концепции smart grid рассматривают потребителей как равноправных участников процессов управления энергосистемой, имеющих право не только покупать, но и продавать электроэнергию, а также оказывать СУ. Влияние на цены оптового рынка Правилами РСВ покупателям разрешено подавать трехступенчатые ценовые заявки, но большинство не использует своего права «играть на понижение». Как видно из рисунка, подача эластичных ценовых заявок (красная ступенчатая линия) потребителями приводит к понижению цены от Ц1 до Ц2 за счет снижения покупки на РСВ. Анализ данных, публикуемых ОАО «АТС», показывает, что для снижения цены РСВ на 10% в 1-й ценовой зоне оптового рынка необходимо снизить объем электропотребления приблизительно на 2,5%, или 2 300–2 700 МВт. Оптимизация профиля Размах внутрисуточных изменений цен РСВ составляет от 20 до 35%. Зачастую простой сдвиг профиля электропотребления на несколько часов приводит к снижению стоимости покупки на РСВ на 2–4%. Более глубокая оптимизация профиля, которая может дать эффект до 6–7% и более, достижима в результате гибкого изменения основных технологических процессов, развития собственной регулируемой генерации и внедрения накопителей энергии. Анализ показывает, что предприятие, способное повышать объем потребления на 1 МВт•ч в часы наиболее низких цен и понижать на 1 МВт•ч

в остальные часы, получит экономию около 1,1 млн. рублей в год. При указанном эффекте установка 1-го МВт собственной генерации или накопителя на литий-ионных аккумуляторных батареях стоимостью 1 500 долл./кВт•35 руб./долл.•1 000 ≈ 50 млн. рублей только за счет оптимизации профиля нагрузки не окупится. Для снижения срока окупаемости до 5–6 лет необходимо предоставить потребителю дополнительное право (в размерах, соответсвующих введенной мощности), уменьшать величину мощности, покупаемой на рынке, снижать стоимость подключения к сети и понижать регулярную оплату за сетевые услуги (СУ), получать доходы за предоставление СУ по регулированию напряжения, частоты и компенсацию реактивной мощности (КРМ). Системные и сетевые услуги Как уже было сказано, интеграция в энергосистему распределенной и ВИЭ-генерации в совокупности с изменением структуры и технологий электропотребления приводят к потребности в дополнительных ресурсах регулирования. Традиционный путь приобретения этих ресурсов – покупка их у генерации – проблематичен ввиду неразрывно связанного с ним роста цены на электроэнергию для конечного потребителя. Разрешение проблемы видится в приобщении потребителей к оказанию СУ: – по нормированному первичному регулированию частоты (НРПЧ); – по регулированию напряжения и КРМ; – по управлению потреблением; – по пуску генераторов после погашения энергосистемы. Услуги по НРПЧ предоставляются исключительно крупными ТЭС по средней цене около 60 рублей за 1 МВт за 1 час. Таким образом, получение права на предоставление данного вида СУ позволит потребителю получать экономию порядка 5% от стоимости электроэнергии РСВ. Рыночная стоимость других перечисленных СУ в России не определялась. Оценка может быть получена исходя из полезности для системных целей: – по снижению потерь электроэнергии за счет оптимизации режима по напряжению; – по повышению пропускной способности электрических сетей; – по снижению выплат компенсации выпадающих доходов генерации (разгрузка генератора по инициативе Системного оператора); – по сокращению времени включения генерации в погашенных районах.

ЭНЕРГОНАДЗОР

Кроме того, ввод генерации или промышленного накопителя позволяет снижать пики потребления и максимумы фактических потоков мощности, направленных к потребителю. Соответственно потребитель должен быть вправе претендовать на снижение стоимости технологического присоединения к сети и регулярной оплаты сетевых услуг. Активизация потребителя Эффект, который может быть получен потребителями за счет активного поведения на рынках электроэнергии, приведен в таблице. В скобках указан эффект, достижимый при внедрении технологий управления спросом. Действующих экономических стимулов недостаточно для саморазвития активного стиля поведения потребителей на рынках электроэнергии. Потенциал взаимовыгодного сотрудничества потребителей и энергосистемы сможет быть раскрыт лишь в том случае, если на нормативноправовом уровне будет: – расширен перечень реализуемых потребителями СУ; – обеспечено право потребителей снижать стоимость технологического присоединения и регулярной оплаты сетевых услуг при установке ими собственной генерации и/или накопителей энергии; – предусмотрена возможность создания организаций – агрегаторов спроса и предложения (далее – Агрегатор), организующих взаимодействие потребителей и малой генерации с Системным и Коммерческим операторами. Расширение перечня СУ Предлагается расширить перечень оплачиваемых СУ, оказываемых потребителями (ПП от 3 марта 2010 года № 117): – готовность к изменению активной нагрузки для управления энергосистемой в напряженных и аварийных режимах; – НПРЧ; – участие в управлении напряжением и обеспечении рационального уровня компенсации реактивной мощности; – готовность к восстановлению нормальной работы энергосистемы в случае ее погашения средствами автономных потребительских энергоустановок. Агрегатор спроса и предложения Предлагается внести в Правила функционирования НОРЭМ (ПП РФ № 1172 от 27 декабря 2010 года) описание деятельности по управлению спросом и предложением на электроэнергию, мощность и СУ, предусматривающее: – требования к организационно-правовой форме Агрегатора, организующего деятельность субъектов розничного рынка и осуществляющего контакт между ними и операторами рынков; – возможность совмещения деятельности Агрегатора с деятельностью по сбыту электрической энергии на розничном рынке;

№ 3 (67), март, 2015 г.

ВИД ЭФФЕКТА

ЭФФЕКТ

Влияние потребителей электроэнергии на цену рынка

0% (до 10%)

Снижение стоимости приобретаемой электроэнергии за счет СУ

0% (до 10%)

Снижение стоимости покупки электроэнергии и мощности за счет оптимизации суточного профиля электропотребления Снижение стоимости технологического присоединения и оплаты сетевых услуг при включении собственной генерации и накопителя Снижение стоимости покупки электроэнергии за счет снижения уровня непроизводительного электропотребления Снижение потерь в электрических сетях

4% (до 50%) от присоединяемой мощности 4% 0% (1%; 10–15%)

Снижение оплаты штрафов за отклонения

0,5%

Выбор ценовой категории

3–4% ИТОГО: ОТ 12%

– порядок подачи ценовых заявок от субъектов розничных рынков электроэнергии на участие в управлении спросом и предложением; заявок на предоставление СУ; – порядок подачи агрегированных ценовых заявок операторам рынка. Функции агрегатора Агрегатор может быть создан как вариант оптовой энергосбытовой компании, выполняющей следующие функции (функционал Агрегатора покрывается технологиями DR (Demand Response) VPP (Virtual Power Plant): – учет электроэнергии; – прогнозирование профилей электропотребления, рыночных цен на электроэнергию; – формирование агрегированных ценовых заявок операторам рынка; – организация технического аудита энергоустановок субъектов розничного рынка, позволяющего контролировать техническую обоснованность и ответственность заявляемых объемов; – оперативное заключение прямых договоров на поставку электроэнергии; – биллинг. Итак, потребители, способные управлять собственным электропотреблением и участвующие в управлении энергосистемой, могут снижать совокупные расходы на покупку электроэнергии более чем на 15% и поставлять СУ. Э

Энергоэффективность | Минимизация рисков

Критических потерь можно избежать, но… …если не управлять рисками на предприятии, они начнут управлять им Екатерина НАПОЙКИНА, аспирант ФГБОУ ВПО «Казанский государственный энергетический университет»

ля успешного существования в условиях рыночной экономики предпринимателю необходимо правильно оценивать степень возникающих при внедрении технических новшеств рисков и грамотно их минимизировать. Изменение как внешней среды, так и внутренних процессов на предприятии обусловливает необходимость принятия стратегических и тактических управленческих решений. Прогноз и анализ пoтeнциaльныx иcтoчникoв pиcкa в упpaвлeнии производятся с цeлью oпpeдeлeния в будущeм тех oблacтeй внутpи и вне cфepы организации функциoниpoвaния предприятия, которые могут пpивecти к пoтepям, возможно кpитичecкoгo xapaктepa. Этот прогноз должен быть нaпpaвлeн кaк на анализ извecтныx, ранее имeвшиx место coбытий, так и на oблacти, которые не рассматривались ранее кaк пoтeнциaльнo опасные. К известным pиcкaм относятся те, которые часто встречаются и могут быть идeнтифициpoвaны в процессе aнaлизa cтaтиcтичecкoй и буxгaлтepcкoй oтчeтнocти. К предвидимым – те, возможность пoявлeния которых диктуeт опыт. Дaнныe риски могут быть идeнтифициpoвaны на ocнoвe опроса экспертов. К нeпpeдвидeнным – пoтeнциaльныe угpoзы нанесения ущepбa, время появления которых и вepoятныe мacштaбы пocлeдcтвий, cвязaнныx с их вoзмoжнoй реализацией, нельзя спрогнозировать. После определения вoзмoжных последствий oтдeльныx решений нeoбxoдимa выработка глoбaльнoй oцeнки pиcкa намеченной программы действий, пpeдуcмoтpeннoй проектом. В тaкoм cлучae предполагается, что исследуемый проект разработан на ocнoвe нaибoлee вероятного, а потому oжидaeмoгo сценария paзвития внешнего oкpужeния предстоящей пpeдпpинимaтeльcкoй дeятeльнocти. Koмплeкcный глобальный анализ pиcкa такого проекта необходим потому, что одновременная или близкая по вpeмeни реализация нескольких нeблaгoпpиятныx coбытий мoжeт пpивecти к более cepьeзным последствиям, нeжeли сумма убытков, определяемых из pacчeтa, что кaждый раз реализуется только одно из них. Процесс aнaлизa общего pиcкa проекта в цeлoм делится на три этaпa. Ha пepвoм oпpeдeляютcя эталонные уровни ocнoвныx его oцeнoчныx пoкaзaтeлeй – прибыль, чиcтaя дисконтированная стоимость, кoнкуpeнтocпocoбнocть и т.д. Обычно эти знaчeния устанавливаются между oцeнкaми

«oтличнo» и «достаточно хорошо». Этaлoнныe уровни oпpeдeляют те кpитичecкиe знaчeния oцeнoчныx пoкaзaтeлeй проекта, которые должны быть пoддepжaны даже в кpизиcныx cитуaцияx. Пpи оценке пoкaзaтeлeй pиcкa на ocнoвe фopмaлизaции в кaчecтвe индикaтopoв в сфере производства и cбыта используют пoкaзaтeли уровня дивepcификaции производства, то есть дoли вложений нoвыx видов продукции. Чем меньше уровень диверсификации производства, тем меньше вoзмoжнocтeй сохранить этaлoнный уровень прибыли при втopжeнии конкурентов – пoявлeние нового вида продукции для тех же целей, и тем выше oбщий риск пpeдпpинимaтeльcкoгo проекта. В кaчecтвe общего индикaтopa pиcкa в сфере материальнотехнического и научного обеспечения можно использовать пoкaзaтeль «дoля материальных и интеллектуальных ресурсов, пocтaвляeмыx главным пocтaвщикoм». Не все индикaтopы pиcкa непосредственно учacтвуют в глoбaльнoм анализе. В каждом ceгмeнтe они paнжиpуютcя по cтeпeни важности. Далее cлeдуeт этап комплексного aнaлизa, который предусматривает oпpeдeлeниe критических знaчeний отобранного нaбopa главных индикaтopoв pиcкa. Под критическим знaчeниeм конкретного индикaтopa понимают ту вeличину этoгo пoкaзaтeля, повышение (снижение) которой может пpивecти при вoзникнoвeнии кpитичecкoй cитуaции к нeдoпуcтимoму падению одного из oцeнoчныx пoкaзaтeлeй проекта. Taким oбpaзoм, по существу, иcпoльзуeтcя пpинцип, утверждающий, что оценка вeличины пoтepь зaчacтую важнее oцeнки вероятности осуществления неблагоприятной cитуaции, приводящей к этим пoтepям. Так кaк индикaтopы pиcкa связаны в большей или меньшей cтeпeни друг с другом, ocнoвнaя проблема зaключaeтcя во взaимнoй увязке вcex критических знaчeний главных из них. Не менее важным является также учет возможного cинэpгeтичecкoгo эффекта при совместном влиянии различных фaктopoв. Этa зaдaчa решается в нecкoлькo итepaций, включaя каждый раз в рассмотрение все новые ceгмeнты предпринимательской дeятeльнocти. Заключительным этaпoм комплексного aнaлизa pиcкa является cpaвнeниe oпpeдeлeнныx итерационным путем критических знaчeний главных индикaтopoв pиcкa со знaчeниями этих пoкaзaтeлeй, paccчитaнныx по иcxoдным данным проекта. На ocнoвe результатов cpaвнeния делаются выводы, то есть определяется, cлeдуeт ли пpeкpaтить разработку проекта, внecти в него изменения или приступить к его реализации. Э

ЭНЕРГОНАДЗОР

Энергоэффективность | Учет энергоресурсов

Умные системы для розничного рынка Автоматизация учета энергоресурсов с использованием технологии Smart Grid («умные сети») является одним из наиболее популярных направлений энергетики во всем мире.

сновная цель внедрения «умных сетей» – увеличение полезного отпуска электроэнергии при сокращении технологических потерь за счет оптимизации трудовых и временных затрат на сбор данных, обеспечения легитимности и повышения точности поступающей информации о потреблении электроэнергии, сокращения случаев хищения энергоресурсов. И в конечном итоге – повышение эффективности предприятия. На основании нашего одиннадцатилетнего опыта, накопленного за время участия в реализации комплексных проектов по созданию систем учета на розничном рынке электроэнергии в электросетевых компаниях областного и федерального масштабов, можно отметить, что достижимым результатом является увеличение доли полезного отпуска электроэнергии с одновременным сокращением порядка 30% технологических потерь. В качестве архитектурного базиса автоматизированных систем используется стандартная трехуровневая организация функциональных звеньев, зарекомендовавшая себя на оптовом рынке электроэнергии (уровни измерения в точке учета, узлового сбора и обработки данных, поступающих с точек измерения, централизованного сбора, обработки, хранения и предоставления информации конечному пользователю в требуемом формате). Аппаратная и программная части системы имеют достаточно обширный спектр выбора. Выступая интегратором, наша компания зани-

№ 3 (67), март, 2015 г.

мает нейтралитет в области предлагаемых технологий, ориентируясь на устанавливаемые цели создания системы и современный рынок с учетом имеющегося опыта в данной сфере. В отношении возможных к использованию связок, в случае розничного рынка электроэнергии, можно выделить технологии приема и передачи информации по электрическим сетям (PLC-технологию) и посредством использования радиоканала (ZigBee). Во время реализации проекта мы можем использовать оба решения для достижения стабильного сбора данных. Внедрение «умных» автоматизированных систем является достаточно сложным процессом, сталкивающимся, помимо рабочих технических и организационных трудностей, с отсутствием нормативно-технической базы в отношении современного аппаратно-программного комплекса. Особенно остро это проявляется на крупных предприятиях, где приборный парк состоит из нескольких технических решений, при необходимости объединения всего объема подведомственных объектов в единую систему. Структуризация процессов посредством нормативного закрепления в области создания автоматизированных систем учета электроэнергии на розничном рынке с использованием технологий Smart Grid положительно скажется как на развитии данного направления, так и на рабочих условиях реализации проектов в части повышения качественных и экономических показателей для всех участников процесса. Э

Андрей Мансуров, руководитель проектов Группы компаний «РусЭнергоМир» (Новосибирск)

Электрические сети | Энергосбережение

Методы экономии для распределительных электросетей По данным ОАО «Сетевая компания», 62% потерь электроэнергии от их общего количества происходит в распределительных электрических сетях (РЭС) напряжением 0,4-10 кВ. Александр ФЕДОТОВ, ФГБОУ ВПО «Казанский государственный энергетический университет», д.т.н., профессор Азат АХМЕТШИН, ФГБОУ ВПО «КГЭУ», к.т.н., ст. преподаватель Наталья ЧЕРНОВА, ФГБОУ ВПО «КГЭУ», к.т.н., доцент

дним из способов энергосбережения является компенсация реактивной мощности (КРМ). Согласно приказу Минпромэнерго России № 49 от 22 февраля 2007 года на напряжении 0,4 кВ коэффициент реактивной мощности (tgφ) не должен превышать значения 0,35, а на стороне 10 кВ – значения 0,4. Однако в сельских РЭС устройства КРМ в большинстве случаев вообще не устанавливаются. Существенно, что регламентирующие документы задают только верхнюю границу tgφ, не ограничивая его понижение, если это экономически выгодно. Поскольку компенсирующие устройства являются дорогостоящим оборудованием, необходимо оценить целесообразность глубокой КРМ – в диапазоне изменения tgφ от его нормативного значения до нуля. Для этого рассмотрим линию 0,4кВ с нагрузкой Pн+jQн, на конце которой установлено устройство КРМ (конденсаторная установка, рис. 1). В качестве центра питания служат шины низкого напряжения трансформаторной подстанции. Экономический эффект от дополнительной установки КУ рассчитывался при следующих исходных положениях: стоимость устройств КРМ принималась, исходя из данных, размещенных на сайте одного из отечественных поставщиков оборудования, стоимость потерь электроэнергии – 1,5 руб./кВт•ч; число часов использования максимальной нагрузки было принято, согласно ГОСТ Р 54149-2010, равным 3200ч. Погонное сопротивление линии задавалось в соответствии с сечением провода, которое, в свою очередь, координировалось с величиной предельно допустимого тока. Как видно из графиков (рис. 2), минимум достигается в большинстве случаев при значениях tgφ 0,1. При этом полная компенсация реактивной мощности, когда tgφ=0, незначительно увеличивает срок окупаемости и может оказаться целесообразной для повышения уровня напряжения на подстанции. В целом расчеты показывают, что решающим фактором, определяющим экономическую эффективность глубокой КРМ, является удаленность электроприемников от подстанции. При длине в 200 метров срок окупаемости не превышает 6,5 года. Далее (рис. 3) рассмотрен технический эффект от полной КРМ при повышении напряжения на подстанции, уровень напряжения в зависимости от параметров питающей электропередачи

и от значения напряжения U '0,4 до установки устройств КРМ. Напряжение на шинах трансформаторной подстанции (ТП) с низкой стороны до устройств КРМ рассчитывается по формуле 1: ,(1) где UЦП – напряжение в ЦП; PH и QH – активная и реактивная мощность нагрузки; , − суммарные активные и реактивные сопротивления до шин 0,4 кВ, включающие сопротивления линии и трансформатора; U '0,4– приведенное напряжение на шинах с низкой стороны ТП; tgφH– коэффициент реактивной мощности нагрузки. Если на ТП произвести полную компенсацию реактивной мощности, то реактивную составляющую нагрузки из формулы 1 исключаем, и тогда напряжение на шинах с низкой стороны ТП U ''0,4 (приведенное к высокой стороне) рассчитывается по формуле 2: . (2) Связываем между собой напряжения на ТП до и после полной КРМ: . Далее задаем требуемый уровень напряжения U ''0,4 – больший, чем напряжение U '0,4 , т. е. , где − коэффициент, характеризующий требуемый процент повышения напряжения после полной КРМ. После чего определим условия, при которых он может быть достигнут в зависимости от таких факторов, как напряжение на шинах с низкой стороны ТП, активная мощность нагрузки, tgφ нагрузки и суммарное реактивное сопротивление до шины 0,4 кВ, включающее сопротивления линии и трансформатора. Обозначим:

и назовем обобщенным параметром сети, размерность которого – кВ2. Получаем:

Тогда: .

ЭНЕРГОНАДЗОР

Результаты расчетов представлены на рисунке 4. На основе номограмм можно определить уровень напряжения на подстанции после полной КРМ по обобщенным параметрам сети для любых исходных условий. Так, если, например, исходное напряжение на стороне 0,4 кВ ТП равно 0,95 о.е. и = 0,5 кВ2, то напряжение увеличится после полной компенсации реактивной мощности на 1%; если же и = 3,0 кВ2, то напряжение увеличится на 3%, рисунок 4. Результат получился вполне предсказуемым: чем длиннее линия электропередачи (ЛЭП) или же чем выше исходное значение мощности нагрузки PH или ее tgφH , тем значительнее эффект от компенсации реактивной мощности. Использование обобщенных параметров сети применимо не только для одиночных, но и для магистральных электропередач.

Для того чтобы воспользоваться зависимостями, полученными для одиночных линий, необходимо определить значение для каждой ЛЭП: ; . Для определения уровня напряжения в магистральных РЭС предложена следующая методика: Напряжение в ТП №1 при полной КРМ определяется по формуле: , где – коэффициент, характеризующий процент повышения напряжения после КРМ до нуля для ТП №1 и определяющийся для UH1 по рисунку 6. Значение напряжения для последую-

Рис. 1. Схема распределительной сети Рис. 3. Принципиальная схема электропередачи

Рис. 5. Принципиальная схема РЭС 10 кВ

Рис. 2. Зависимости срока окупаемости от глубины КРМ

а – при отдаленности потребителя на 100 м

Рис. 4. Зависимость напряжения при = 10,5 кВ

б – при отдаленности потребителя на 200 м

от значения

в – при отдаленности потребителя на 300 м

Рис. 6. Уровни напряжения на ТП РЭС

а – напряжение до КРМ; б – напряжение после КРМ по результатам расчетов с помощью модели, рисунок 5; в – напряжение, рассчитанное по номограммам, рисунок 4; г – напряжение при использовании устройств ПБВ

№ 3 (67), март, 2015 г.

Электрические сети | Энергосбережение щих ТП определяется аналогичным способом и должно учитывать коэффициент, характеризующий требуемый процент повышения напряжения после полной КРМ предыдущих ТП. Результаты расчетов для модели, рисунок 7, где l1=l2=l3=l4=10 км, показаны на рисунке 6. Полученные значения уровня напряжения с помощью предложенной методики и результаты моделирования в программном продукте Simulink расходятся в пределах 1%. Расчеты показывают, что для протяженной электропередачи, где необходима установка вольтодобавочных трансформаторов (ВДТ), существенное влияние на их количественный состав оказывает уровень КРМ. Численный пример для ЛЭП, соответствующей схеме (рис. 5), представлен на рисунке 7. При выдерживании на ТП нормативного значения tgφ = 0,4 использование четырех комплектов трехфазных ВДТ (рис. 7а), не способствует повышению напряжения до значений, заданных в Справочнике по проектированию электрических сетей (под ред. Д.Л.Файбисовича − 3 изд.), и нормативным требованиям. Если же выполнить полную компенсацию реактивной мощности, то достаточно трех комплектов ВДТ (рис. 7б), два из которых − в двухфазном исполнении. Расчеты показывают экономическую эффективность энергосбережения за счет глубокой

компенсации реактивной мощности при удаленности нагрузок далее 200 метров от питающих подстанций. Отдельной проблемой является оценка экономического эффекта от применения вольтодобавочных трансформаторов (ВДТ) в сетях 0,4–10 кВ. Предполагается, что оценка должна проводиться путем сопоставления затрат на ВДТ со стоимостью реконструкции ЛЭП, вызванной требованиями обеспечения показателей качества электроэнергии. До настоящего времени не определены условия экономической эффективности рассматриваемых технических решений. В связи с этим в работе выполнены соответствующие расчеты и определены области преимущественного применения как ВДТ, так и реконструкции воздушных линий, представленные (рис. 8). Таким образом, можно дать оценку экономической целесообразности установки ВДТ и реконструкции ЛЭП. Например, если длина ЛЭП составляет 1 км для сети 0,4 кВ (рис. 8б), то дешевле установка одного ТВМГ. Если требуется установка двух ТВМГ, то дешевле реконструкция ЛЭП. Это справедливо только в том случае, если рассматриваемые мероприятия соответствуют техническим требованиям обеспечения нормативного уровня напряжения. Э

Рис. 7. Количественный состав ВДТ при tgφ = 0.4 (а) и tgφ = 0 (б)

а (Б)

(А)

Рис. 8. Стоимость реконструкции воздушной линии и стоимость ВДТ, входящих в состав ПАРН напряжением 10 кВ (а) и ВДТ типа ТВМГ напряжением 0,4 кВ (б)

а (А)

б (Б)

ЭНЕРГОНАДЗОР

Электрические сети | Безопасность ЛЭП

Гасители энергии ветра Одним из наиболее опасных явлений для элементов воздушных линий электропередачи является колебание проводов и грозозащитных тросов, подверженных одновременным действиям различных видов статических и динамических нагрузок – обледенению, ветрам.

егативное динамическое воздействие продолжительного обледенения и сильного ветра значительно увеличивает напряженное состояние проводов. Разрушения проводов от колебаний обусловлены усталостью материала и происходят при нагрузках значительно меньших, чем расчетные. Об уровне опасности совместного влияния вибрации и растягивающих статических напряжений обычно судят по значению среднеэксплуатационного тяжения, которое в соответствии с ПУЭ должно быть не более 30% от разрывного усилия. Например, для провода АЖС 70/39 с разрывным усилием 71600 Н оно составит 21480 Н, в то время как для обычного провода типа АС 70/11 не превышало бы 7239 Н, т.е. в три раза меньше. При таких повышенных начальных тяжениях и соответственно напряжениях провода грозозащитные тросы и оптико-волоконные кабели при вибрации работают за пределами пропорциональных деформаций, то есть в упругопластической стадии, при которой их вибростойкость резко снижается. Примерно в таких условиях находятся провода и тросы, эксплуатируемые в северных районах, особенно в районах Крайнего Севера, где длительное действие низких температур вызывает повышенные тяжения, а частые и продолжительные ветры сопровождаются интенсивной вибрацией. При выборе гасителя этих нежелательных процессов необходимо учитывать, что при наименьшем импедансе и соответственно меньшем весе в месте установки при вибрации провода напряжения возникают небольшие. Снижение поглощаемости энергии ветра более легкими гасителями компенсируется их количеством при установке на проводе последовательно в первой полуволне у поддерживающего зажима. Именно с учетом вышеуказанных требований разработаны гасители вибрации с количеством основных частот три и более, которые получили название многочастотных типа ГВП и успешно используются с 1998 года. В 2000 году они были унифицированы, и появились многочастотные унифицированные гасители вибрации типа ГВУ. Они обеспечивают равномерное распределение энергии рассеивания во всех диапазонах рабочих частот проводов и тросов, что позволило снизить количество типоразмеров гасителей до пяти. В России значительное число воздушных линий электропередачи находятся в третьем, четвертом и в особом районах опасности, где они в среднем один раз в два-четыре зимних периода и межсезонья подвергаются образованию сверхрасчетных ледовых отложений.

№ 3 (67), март, 2015 г.

Обычно обледенение сопровождается пляской проводов в виде стоячих волн с наиболее опасным видом колебаний с одной или двумя полуволнами или низкочастотной вибрацией (при отложении изморози цилиндрической формы), гашение которой не обеспечивают даже наиболее эффективные гасители вибрации типа Стокбриджа.

Рамзия КАВЕРИНА, начальник Центра инжиниринга воздушных линий электропередачи ОАО «Фирма ОРГРЭС» (Москва)

Теоретические и экспериментальные исследования доказывают, что эффективные технические решения могут быть найдены при применении комплексных устройств-ограничителей, позволяющих одновременно гасить вибрацию и пляску проводов и снизить величину ледообразования до размеров, не превышающих расчетных значений. Испытания в лабораторных условиях и эксплуатация этих устройств на действующих линиях подтвердили это положение. Так, в 1998 году были разработаны ограничители гололедообразования и колебаний для одиночных типа ОГК и расщепленных проводов типа ГПР. Принцип работы ограничителей заключается в следующем: – защита от сверхрасчетного отложения льда за счет увеличения жесткости провода на кручение при установке грузов на рычаге (к ним относятся маятниковые гасители), при которых хотя и образуется односторонний гололед, но он меньше по массе цилиндрического гололеда; – защита от пляски проводов – за счет неравномерной установки гасителей в пролете, в результате чего лед откладывается в подпролетах разной формы и с разными аэродинамическими характеристиками, а также за счет использования грузов как гасителей пляски маятникового типа; – защита от вибрации – за счет использования в техническом решении ограничителей конструктивных элементов гасителя вибрации (грузов, гибких элементов). Э

Технологии и оборудование | Инструмент для электромонтажника

Автоматизации поддаются, но с трудом Электромонтажникам приходится трудиться в самых разных условиях: в ограниченных пространствах, на большой высоте, при любой погоде. Их работа зачастую связана с повышенной опасностью для здоровья и жизни, поэтому цена ошибки может быть высока. В связи с этим организации, занимающиеся монтажом, эксплуатацией и ремонтом электрических сетей, любой применяемый инструмент оценивают по таким параметрам, как безопасность, эргономичность.

Андрей МАКАРОВ, директор российского подразделения компании RIDGID, к.э.н.

Чистый разрез При монтаже электрических сетей самыми частыми ручными операциями являются резка, разделка и оконцевание проводов и силовых кабелей для передачи и распределения электроэнергии. В зависимости от назначения, они бывают диаметром от считанных миллиметров до метра, с разными типами изоляции, гибкие и жесткие, бронированные и т.п. Очень ответственен, несмотря на кажущуюся простоту, этап резки кабеля. Чтобы дальнейшие стадии подготовки (разделка, зачистка и оконцевание) прошли без затруднений, срез должен быть перпендикулярным оси обрезаемого кабеля и чистым – без замятий и деформаций металлических жил. Так что электромонтажникам, имеющим дело с толстым многожильным кабелем, приходится использовать специальный инструмент, обеспечивающий качественный срез. Наиболее популярны при выполнении этой операции ножницы универсальные секторные кабельные (НУСК). Чаще всего они имеют храповый механизм привода секторного режущего элемента, что позволяет при сравнительно небольших усилиях резать наиболее используемые марки кабелей сечением до 3*400 мм2 с медными жилами или до 200 мм2 – с алюминиевыми, в том числе бронированных или армированных стальной проволокой. Такие механические секторные ножницы к тому же доступны по цене, но при больших объемах работ для монтажников первостепенное значение приобретают эргономика и производительность труда. А они требуют использования обеих рук и могут резать только в одной плоскости. Эти ограничения становятся серьезной проблемой при работе в узких вертикальных шахтах и горизонтальных каналах, колодцах. Кроме того, резка толстого кабеля занимает очень много времени и требует приложения большого усилия – даже при наличии телескопических ручек, обеспечивающих эффект рычага. Для облегчения и ускорения резки кабелей большого сечения используются гидравлические ножницы. Они не требуют приложения такой физической силы, как механические аналоги. Усилие растет плавно, по мере многократного воздействия оператора на ручную или ножную гидравлическую помпу. Такой инстру-

мент может быть не только секторного, но и гильотинного типа, а режущая головка способна поворачиваться на 360°, что удобно для работы в ограниченном пространстве. Своеобразной вершиной в развитии кабелерезов являются гидравлические аппараты с электроприводом. Они питаются от аккумуляторных батарей и обеспечивают максимальное удобство в работе, так как идеально ровный разрез производится в течение нескольких секунд в автоматическом режиме. Сейчас на российском рынке представлено немало электрогидравлических кабелерезов российских, западных и азиатских производителей, различающихся не только ценой, но и качеством. Учитывая, что такой серьезный инструмент приобретается для выполнения ответственных и крупных проектов, едва ли профессиональный электромонтажник станет экономить на качестве и закупать дешевые одноразовые модели неизвестных марок. Для работы в тяжелых условиях первоочередное значение будет иметь не цена, а надежность. Кроме того, любой грамотный специалист обращает внимание и на возможность сервисного обслуживания в конкретном российском регионе. Компромисс между скоростью и компактностью Перед любыми дальнейшими операциями (соединение, оконцевание и т.п.) провод или жила кабеля должны быть зачищены от изоляции и окисла. Эту трудоемкую задачу выполняют с помощью специального инструмента – стриппера. Поскольку при прокладке электрических сетей используется большое разнообразие проводов и кабелей, различающихся по конструкции и типу изоляции, то не существует универсальных решений для их разделки. Для каждого вида кабелей требуется применение особого приема снятия изоляции. На выбор конкретной модели стриппера влияет не только сечение кабеля, но и его конфигурация, а также материал изоляции (ПВХ, полиэтилен, поливинилацетат, тефлон, силикон). Самые простые ручные инструменты для разделки – монтажные ножи для кабеля, КСИ (клещи для снятия изоляции), бокорезы, кусачки и т.п. Но работа с ними не может гарантировать качественный результат. Использование

ЭНЕРГОНАДЗОР

специализированного профессионального инструмента для зачистки и разделки проводов значительно снижает риск повреждения токоведущей жилы, уменьшает время монтажа и обеспечивает стабильное качество операций. Наиболее производительны автоматические стрипперы с электроприводом. Некоторые модели производят одновременно обрезку, зачистку и скручивание жил многожильного провода. Но их вес может достигать десятков килограммов – это настоящие станки, которые неудобны для работы «в поле», на удаленных объектах. Так что электромонтажникам, работающим с толстыми высоковольтными кабелями, всегда приходится искать компромисс между универсальностью, скоростью работы и компактностью инструмента для разделки. Качественный обжим Для соединения жил проводов и кабелей между собой, а также с шинами реле управления, клеммами автоматических выключателей и рубильников используются специальные соединительные гильзы или наконечники. Для быстрого создания по-настоящему качественного соединения с хорошим контактом необходим специальный инструмент – кримпер. С его помощью производится обжим (опрессовка), то есть вдавливание по месту или сплошного обжатия трубчатой части гильзы либо наконечника на токоведущей жиле. Для обжима проводов малого сечения повсеместно используются ручные опрессовочные клещи. Универсальные модели со сменными матрицами способны производить опрессовку проводов и кабелей сечением 10–120 мм 2, а некоторые модификации – до 400 мм2. Развить необходимое усилие помогают длинные ручки инструмента. Причем для качественного обжима необходимо повторить эту операцию не менее двух раз. Как и в случае с кабелерезами, для облегчения этой тяжелой и ответственной операции разработаны гидравлические и электрогидравлические инструменты. Причем последние могут быть весьма компактны и выполнены в виде аккумуляторных пресс-пистолетов, аналогичных тем, что используются для обжимных соединений трубопроводов. Основные преимущества таких аппаратов – независимость от внешних источников электропитания и стабильное качество обжимов. Единственное, чего им не хватает, так это универсальности. Ведь каждый раз монтажникам приходится брать с собой на объект внушительный набор инструментов. Универсальные решения Вполне закономерно желание электромонтажников получить инструмент, который мог бы совмещать одновременно несколько функций и позволял бы последовательно выполнять все самые частые рутинные операции. Для проводов малого сечения (до 6–10 мм2) таких моделей к настоящему времени разработано немало. Если же заходит речь о толстых многожильных кабе-

№ 3 (67), март, 2015 г.

лях, число доступных вариантов стремительно сокращается, а многопрофильное оборудование для операций с ними чаще всего напоминает громоздкие станки. Таким образом, потребность в портативных универсальных решениях для работы с силовыми высоковольтными кабелями весьма велика. Тем не менее в настоящее время на рынке уже присутствуют аккумуляторные электрогидравлические инструменты, которые комплексно выполняют наиболее трудоемкие рутинные операции: резку и обжим кабеля, а также и штамповку отверстий для кабелей в стенках электрических шкафов. Так, оборудование некоторых западных производителей оснащено системой быстрого контакта, QuickChange System™, которая позволяет в считанные секунды заменять головки для выполнения разных операций. Микропроцессор таких приборов следит за правильным завершением каждого цикла, проводит самодиагностику аппарата и сигнализирует, если оборудование эксплуатируется в неподходящих условиях. Инструменты лидирующих производителей способны развивать усилие до 60 кН и резать армированные медные, алюминиевые провода и многожильные кабели диаметром до 50 мм. С помощью круглых или квадратных сменных прессовочных насадок производится обжим медных и алюминиевых наконечников для кабеля сечением до 300 мм2. Устройство описываемых приборов позволяет без изматывающих пошаговых продвижений проделывать круглые отверстия диаметром 63,5 мм, квадратные отверстия 92 х 92 мм и прямоугольные отверстия 46 х 92 мм в мягкой стали толщиной 3 мм. Несмотря на большое разнообразие специализированных инструментов, электромонтажные работы по-прежнему включают преимущественно ручные операции и с трудом поддаются автоматизации. Зачастую именно этот этап становится «узким местом» при реализации крупных строительных проектов. Так что новейшие универсальные инструменты, позволяющие быстро и точно выполнять самые трудоемкие операции путем простой смены насадок, безусловно, привлекают внимание электромонтажных компаний. Э

Технологии и оборудование | Модернизация гидротурбин

ГЭС России требуют грамотного оздоровления В России большая часть оборудования ГЭС смонтирована 30–60 лет назад. Всвязи с этим актуальной задачей является оценка фактического, физического и технологического состояния силовых элементов конструкций их энергетических гидроустановок. Александр БАЙКОВ, директор ДП АО «Волга-СГЭМ» «Камспецэнерго» (Набережные Челны) Александр РУДЕНКО, главный инженер ДП АО «Волга-СГЭМ» «Камспецэнерго» Василий МИШАКИН, заведующий лабораторией Института проблем машиностроения РАН, д.т.н. (Нижний Новгород) Вячеслав КЛЮШНИКОВ, старший научный сотрудник лаборатории Института проблем машиностроения РАН, к.т.н. Светлана СОРОКИНА, доцент Нижегородского государственного технического университета им. Р.Е. Алексеева, к.т.н.

дним из основных элементов гидротурбины является направляющий аппарат (НА) потока воды на входе в рабочее колесо турбины и регулирующий ее расход. Он выполнен в виде системы лопаток, поворачивающихся вокруг своих осей с помощью специального привода. Синхронность поворота лопаток обеспечивается регулирующим кольцом, с которым они связаны шарнирно с помощью рычагов и серег. По существующей методике выявление их поверхностных дефектов производится с помощью магнитопорошкового контроля и цветной дефектоскопии. Он осуществляется в плоскостях пера лопатки и не предусматривает контроль в местах концентрации напряжений, подверженных статическим и динамическим нагрузкам, которые могут приводить к образованию новых и развитию старых дефектов, например дефектов сварки. Но для обеспечения эффективного восстановления лопаток необходимо произвести оценку напряженного состояния и скорости развития существующих дефектов в поле напряжений при усталостном разрушении, их распределения по размерам, ориентации. В работе представлены результаты комплексного исследования дефектности, структурного состояния, механических свойств, химического состава материала лопаток после их длительной эксплуатации. Исследования проводились на 28 эксплуатируемых более 32 лет лопатках Нижнекамской ГЭС, находившихся на восстановлении в АО «Волга-СГЭМ» «Камспецэнерго». Осуществлялись также магнитопорошковый контроль на поверхности изделий и выявление объемных дефектов с помощью акустического метода в районе сварных швов. Схема напряженно-деформированного состояния лопаток и условия эксплуатации таковы, что наряду со статическими нагрузками возникают циклические, которые могут приводить в конечном итоге к усталостному разрушению после длительной эксплуатации. Целью исследования было также выявление характера развития дефектов в процессе длительной эксплуатации. Выборочный контроль химического состава материала проводился на образцах размерами 20 x 30 мм, вырезанных из трех лопаток. Контроль осуществлялся спектрометром DV-6. Получено, что химический состав материала соответствует стали ВСт3сп3 (ГОСТ 380-71) [2]. Для оценки структурного состояния материала лопаток был проведен металлографи-

ческий анализ. Исследования микроструктуры материала проводились на поверхности пера лопаток с помощью портативного комплекса металлографического анализа МИКРОКОН МЕТ (рис.1). Комплекс включает в себя металлографический микроскоп МПМ-2У-КС, цифровую фотокамеру, которая крепится на тубусе микроскопа с помощью фотоадаптера, а также персональный компьютер (или ноутбук) для обработки полученных данных. Дополнительно в состав комплекса входит портативная переносная шлифовально-полировальная машина, позволяющая изготавливать микрошлифы непосредственно на объекте. Микроскоп МПМ-2У-КС может располагаться на горизонтальных поверхностях и крепиться на вертикальных поверхностях контролируемых объектов. Металлографический анализ осуществляется с помощью входящего в комплект оборудования пакета программ MICROKON MET 5.7. Проведенные металлографические исследования показали, что структура материала всех лопаток однородна, состоит из зерен перлита и феррита, соответствует стали ВСт3сп3. Средний диаметр зерна составил 15 мкм. На одной из лопаток размер зерна составил 39 мкм. Повышенное значение размера зерна может отрицательно сказываться на механических свойствах материала. Из двух лопаток в районе выходной кромки был вырезан материал, из которого были изготовлены пропорциональные цилиндрические образцы (4 тип № 5 ГОСТ 1497-84, образцы Гагарина) для проведения механических испытаний на статическое растяжение. Нагружение проводилось на испытательной машине 2667Р-50 со скоростью 0,4 мм/мин при комнатной температуре. Механические свойства испытанных образцов, за исключением условного предела текучести, соответствовали ГОСТу 380–71. Для стали В3Ст3сп предел текучести должен составлять не менее 235 МПа. Значение предела текучести, полученное по результатам механических испытаний, составляет 223–230 МПа. Также была определена твердость материала лопаток. Значительных отклонений твердости не обнаружено. Среднее значение твердости материала лопаток по Бринеллю составляло 132 МПа. Твердость на лопатке с повышенным диаметром зерна минимальна (115-118 МПа). Магнитопорошковая дефектоскопия (МПД) лопаток проводится в соответствии с картой

ЭНЕРГОНАДЗОР

контроля. Однако, как показал предварительный осмотр лопаток, поиск поверхностных дефектов в местах, обозначенных на карте, недостаточен. После проведения дополнительных исследований методом МПД в местах соединения верхней и нижней цапфы с пером на 82% лопаток обнаружены макродефекты в виде непроваров и пор, а также трещины, развившиеся от этих дефектов. Отдельные трещины имеют значительный размер (до 40 мм). В качестве примера на рисунке 6 показано развитие трещин от дефектов сварки. В ряде случаев, развиваясь от корня шва, они достигают поверхности изделия. Трещины развивались, как правило, от дефектов сварки в местах стыка пера лопатки и цапфы. Появление трещин в этих местах связано, по-видимому, с тем, что приложение крутящего момента на цапфу при эксплуатации лопаток приводит к повышенной концентрации напряжений в местах, близких к имеющему дефекты сварки соединению цапфы с пером лопатки. Образование трещин могло происходить от дефектов сварки в результате воздействия кратковременных пиковых нагрузок в присутствии остаточных сварочных напряжений. Необходимо отметить, что трещины развивались в условиях коррозионной среды, что существенно увеличивало скорость их роста. Вскрытие одной из трещин показало, что берега имеют характерные участки. Участок «а» (рис. 2) – начало трещины от концентратора, которым являлся непровар в корне шва. Относительно гладкий участок «б» предположительно образовался при медленном продвижении трещины в процессе усталостного разрушения. Более детальный рельеф (наличие усталостных бороздок) затенен процессом коррозии. Поверхность, соответствующая нестабильному распространению трещины, имеет грубый, волокнистый рельеф. Участок «в» мог сформироваться при достижении локальной концентрацией напряжений величины критического коэффициента интенсивности напряжения К1с (плосконапряженное состояние) или Кс (плоско-деформированное состояние), что вызвало нестабильный характер распространения трещины. Остановку трещины можно объяснить ее выходом из области концентрации напряжений [3]. Участок «г» соответствует долому при приготовлении образца. На основе полученных данных была произведена консервативная оценка критической длины трещины для лопаток направляющего аппарата, выполненных из стали ВСт3сп3. Для расчета использовалось выражение [4]:

Рис. 1. Внешний вид портативного аппаратно-программного комплекса металлографической микроскопии МИКРОКОН МЕТ

Рис. 2. Фотография поверхности излома: а – дефект сварки; б – поверхность, соответствующая стабильному распространению усталостной трещины; в – участок нестабильного распространения трещины; г – участок долома при приготовлении образца

, где а – длина трещины, σ – механическое напряжение. Величина К1с для стали ВСт3сп3 составляет 125 МПа•м1/2 [5]. Для сталей 15 и 20, близких по

№ 3 (67), март, 2015 г.

Технологии и оборудование | Модернизация гидротурбин химическому составу к стали ВСт3сп3, К1с ≈ 80 МПа•м1/2. Исходя из того, что механические напряжения могут достигать 200 МПа [6], критический размер трещины может находиться в диапазоне 100÷240 мм. Ультразвуковая дефектоскопия, проведенная с помощью прибора УИУ-Сканер, показала, что трещины, выявленные МПД, проходят на расстояние 10 мм и более от края пера лопатки вдоль шва вглубь материала. Наиболее дефектные участки сварных швов находятся вблизи торцов пера лопатки. Средняя протяженность дефектов составляет 35 мм на каждые 100 мм длины сварного шва. Большая плотность дефектов увеличивает вероятность их объединения и последующего разрушения изделия, особенно при повышении эксплуатационных нагрузок (наборе мощности гидро-агрегатом). Необходимо отметить, что в процессе длительной эксплуатации развивалась коррози-

Рис. 3. Линейное сканирование

Рис. 4. Секторное сканирование

онная поврежденность. Наряду с отдельными язвами поверхности пера и цапф на некоторых лопатках были обнаружены области, в которых толщина стенок (номинальная толщина 40 мм) пера лопатки уменьшалась. Для отдельных лопаток была выполнена толщинометрия стенок пера лопатки с помощью прибора УИУ-Сканер и получен профиль обратной поверхности пера лопатки. Средняя скорость коррозии стенки пера лопатки с учетом срока эксплуатации 32 года равна 0,14÷0,26 мм/год. Изменение живого сечения в отдельных местах в результате коррозии доходит до 20%, что необходимо учитывать при оценке ресурса изделия. Учитывая характер обнаруженных дефектов, были выборочно проведены дополнительные исследования на 4 лопатках с помощью акустического томографа OmniScan MX-PA1664M. Секторное и линейное сканирование показало, что в местах сварки имеются множественные дефекты. На рисунках 3 и 4 в качестве примера представлены изображения дефектов, выполненных в режиме линейного (рис. 3) и секторного (рис. 4) сканирования сварных соединений пера лопатки и цапфы прибором OmniScan MX-PA1664M. Погрешность измерения размеров дефектов – около 2 мм. Трещины, обнаруженные на торцевой поверхности изделия в области тройного соединения цапфы, заглушки и пера лопатки, имеют длину до 30 мм и распространяются от корня шва к поверхности на расстояние от 10 до 25 мм, в отдельных случаях достигают внешней поверхности недалеко от кромки пера. В сварных швах, соединяющих цапфу с пером лопатки, обнаружены дефекты размерами от 10 до 40 мм, при этом суммарная протяженность дефектов достигает 30% от длины шва. Согласно проекту № 32841-02-09 «Модернизация направляющего аппарата и нижнего подшипникового узла гидротурбины типа ПЛ 20/811 В-1000», для Нижнекамской ГЭС по восстановлению работоспособности лопаток на предприятии ДП АО «Волга-СГЭМ» «Камспецэнерго» с целью повышения эксплуатационной надежности производилось удаление металла с торцов пера лопатки, снятие облицовок верхней и нижней цапфы и замена удаленных частей на пластины из нержавеющей стали 08Х18Н10Т толщиной 20 мм, ввариваемые по контуру торца пера лопатки и цапфы. Восстанавливался геометрический контур паза под уплотнение входной кромки пера лопатки. Восстанавливались торцевые зазоры между лопаткой и кольцами направляющего аппарата путем установки и обварки по периметру колец из нержавеющей стали с последующей механической обработкой лопаток в установочный размер. Для определения эффективности модернизации необходимо было провести определение НДС в районе сварных швов до установки подкрепляющей пластины и после. Методом

ЭНЕРГОНАДЗОР

конечных элементов был выполнен расчет НДС лопатки направляющего аппарата в условиях гидроудара (максимальное давление на лопатку P = 0,27 МПа), а также при приложении максимального крутящего момента 27,5 т•м, создаваемого с помощью сервомоторов. Величина максимального давления на лопатку и максимальный крутящий момент соответствовали данным, используемым при расчете на прочность лопаток направляющего аппарата Нижнекамской ГЭС. В результате установки подкрепляющей пластины и торцевого кольца передача крутящего момента от сервомотора на лопатку осуществляется не только через фланговые и лобовые сварные швы (как в исходном варианте), но и через сварочный шов приварки торцевой пластины и кольца к цапфе по периметру торца пера с двух сторон. Это позволило снизить максимальные нормальные напряжения в районе сварных швов (зона А), возникающих за счет приложения крутящего момента. На рисунке 5 приведено распределение напряжений σ x и σ y вдоль сварного шва до и после модернизации. Расчеты показали, что в варианте без подкрепления нормальное напряжение σx на расстоянии 20 мм от торца лопатки в районе сварных швов составляет 53 МПа, напряжение σy = 6,5 МПа. После установки подкрепляющей пластины и торцевого кольца напряжение σx, способствующее раскрытию трещин, плоскость которых расположена вдоль сварного шва (рис.1), снизилось и составило σx = 40 МПа. Напряжение σy составило 6,4 МПа. При повторных нагрузках, соответствующих пиковым, скорость роста усталостной трещины протяженностью 30 мм в материале при таком снижении напряжений (с 55 МПа до 40 МПа) уменьшается более чем в три раза. Следует отметить, что напряжения σx в середине сварного шва уменьшились приблизительно в два раза (рис. 5а, 5б). Уменьшение напряжений при удалении от места соединения цапфы с пером лопатки после проведения мероприятий по восстановлению лопаток существенно снижает вероятность развития дефектов, расположенных в зоне сварного соединения. Выводы следующие: исследование механических свойств, химического состава материала лопаток, подлежащих восстановлению после их длительной эксплуатации, показало, что химический состав и механические свойства соответствуют ГОСТу. Зафиксировано развитие трещин от дефектов сварки, которое могло происходить в результате воздействия кратковременных пиковых нагрузок в присутствии остаточных сварочных напряжений. Методом ультразвуковой томографии определены размеры и глубина залегания дефектов. Трещины, обнаруженные на торцевой поверхности изделия в области тройного соединения цапфы, заглушки и пера

№ 3 (67), март, 2015 г.

Рис. 5. Распределение напряжений σx и σy вдоль сварного шва: а – в исходной конструкции; б – в модернизированной конструкции

а)

б)

лопатки, имеют длину до 30 мм и распространяются от корня шва к поверхности на расстояние от 10 до 25 мм. В сварных швах, соединяющих цапфу с пером лопатки, обнаружены дефекты размерами от 10 до 40 мм, при этом суммарная протяженность дефектов достигает 30% от длины шва. Большая плотность дефектов сварки увеличивает вероятность их объединения при распространении трещин и полного разрушения изделия, особенно при повышении эксплуатационных нагрузок. Мероприятия по модернизации лопаток направляющего аппарата, проводимые ОАО «Генерирующая компания» силами подрядной организации ДП АО «Волга-СГЭМ» «Камспецэнерго» согласно проекту № 32841-02-09 «Модернизация направляющего аппарата и нижнего подшипникового узла гидротурбины типа ПЛ 20/811 В-1000» для Нижнекамской ГЭС, позволяют повысить эксплуатационную надежность и продлить ресурс лопаток направляющего аппарата и всего гидроагрегата в целом за счет удаления наиболее дефектных участков, близких к торцевой части лопаток, уменьшению нормальных напряжений, способствующих раскрытию трещин, созданию барьера для роста трещин из материала с повышенной вязкостью разрушения. Э Авторы выражают благодарность А.В. Гончару и К.В. Курашкину за выполнение измерений с помощью прибора OmniScan MX-PA1664M

Технологии и оборудование | Универсальные приборы контроля

Легки на подъем и цена не кусается В условиях современного рынка особенно трудно выживать мелким подрядчикам по ремонту и монтажу электрооборудования, зачастую имеющим небольшой штат высококвалифицированного персонала. Выйти на новый уровень рентабельности таким организациям поможет правильный выбор универсального прибора для контроля трансформаторов, электрических машин. Николай ЧЕРНЫШЕВ, заместитель генерального директора по науке ООО «СКБ электротехнического приборостроения», к.т.н. (Иркутск)

дним из самых распространенных и простых методов оценки состояния узлов перечисленного выше электрооборудования является измерение в них электрического сопротивления постоянному току. При контроле трансформаторов проверяют разброс сопротивлений на всех одноименных отводах разных фаз. При измерении обмоток с нулевым выводом отклонение сопротивления одной из фаз более чем на 2% указывает на неисправности. Линейные сопротивления измеряются, когда у обмотки нет нулевого вывода. Рекомендуется выполнить их пересчет в фазные сопротивления по известным формулам. Допустим, получены следующие значения сопротивлений трехфазной обмотки со схемой «звезда» без нулевого вывода: R AB=2,04 Ом; RBC= 2,04 Ом; RCA=2,0 Ом. То есть максимальный разброс по сопротивлениям обмоток не превышает 2%,

следовательно, обмотки считаются исправными. Пересчет в фазные сопротивления дает: RAО=1,0 Ом; RBО= 1,04 Ом; RCО=1,0 Ом. Эти данные, во-первых, локализуют неблагополучную фазу, а во-вторых, обнаруживают увеличенное на 4% ее сопротивление. Кроме этого необходимо сопоставлять измеренные значения сопротивлений с паспортными либо с полученными при пуско-наладочных испытаниях трансформатора. При сопоставлении только новых и предыдущих измерений не видно постепенного увеличения сопротивления обмотки, свидетельствующего о неуклонной деградации каких-то соединений либо элементов в электрической цепи трансформатора. Для проведения грамотного сопоставления необходимо знание температуры измеряемой обмотки – верхних слоев масла трансформатора, а также возможность внесения полученной и паспортной температуры в измери-

Характеристики измерительных приборов (информация взята из открытых источников в Интернете) Стоимость приборов с НДС

Прибор №1 Универсальный 258 597 руб. МИКО-2.3

Прибор №2 Универсальный 396 000 руб. РЕТ-МОМ

Прибор №3 Миллиомметр 144 904 руб. ПФИ-24-10Р

Прибор №4 Микроомметр 105 475 руб. ТС-200

Прибор №5 Килоомметр 59 207 руб. Виток

МИКРООММЕТР Диапазон измерения Диапазон токов Основная погрешность

+ 10-6 – 0,1 Ом 50 – 1000 А ± 0,2%

+ 10-6 – 0,1 Ом 20 – 600 А ± 1%

— – – –

+ 10-6 – 10 Ом 0,25 – 200 А ± 0,25%

— – – –

МИЛЛИОММЕТР Диапазон измерения Диапазон токов Основная погрешность Функции пересчета сопротивлений обмоток

+ 10-4 – 103 Ом 5∙10-4 – 5 А ± 0,2%

+ 10-3 – 2∙102 Ом 10-2 – 12 А ± 1%

— – – –

–

+ 10-4 – 2∙103 Ом 10-3 – 10 А ± 0,2% Только приведение к паспортной температуре

–

КИЛООММЕТР Диапазон измерения Допустимое наведенное напряжение Основная погрешность

+ 100 – 3∙105 Ом 5 кВ ± 0,5%

— – – –

+ 10-3 –105 Ом 0 кВ ± 0,5%

ТЕРМОМЕТР Диапазон измерения Архив прибора Связь с ПК Питание

+ -20 – +120°С 64 измерения RS – 232 сеть, внутрен. и автомоб. аккум-р. -20 – +40°С 2,7 кг.

— – – – сеть

— – – – сеть, внутрен. и автомоб. аккум-р. -20 – +40°С 7 кг.

— – – – сеть

-5 – +35°С 5 кг.

+5 – +40°С 4 кг.

Рабочий диапазон температур Масса

-20 – +50°С 25 кг.

ЭНЕРГОНАДЗОР

тельный прибор. Приведение к паспортной температуре выполнится автоматически, если в приборе имеется такая функция. Также автоматически выполнится расчет относительных отклонений сопротивлений (разброса) между одноименными отводами и пересчет линейных сопротивлений в фазные. Если же указанные функции отсутствуют, то ручной пересчет, учитывая 10–20 отводов обмотки по каждой фазе, займет много времени и не исключает ошибок. Повышенное сопротивление обмотки может быть вызвано окисленными контактами у контактора и (или) у избирателя устройства РПН трансформатора, недоброкачественными контактами в местах присоединения отводов обмотки к переключателю ПБВ, устройству РПН, шпилькам вводов, образовавшихся вследствие постепенного ослабления механического крепления с последующим повышенным нагревом, обгоранием и оплавлением, а также неправильной установкой привода ПБВ и нарушением паяных соединений. Для локализации места дефекта используется измерение сопротивления на отводах обмотки при двух положениях реверсора устройства РПН, разница между сопротивлениями, измеренными на четных и нечетных его ступенях, характер изменения сопротивления при увеличении – уменьшении числа витков обмотки относительно основного положения. При большом сопротивлении обмотки его увеличение из-за плохих контактов внутри трансформатора может оказаться незамеченным при значительной погрешности прибора. Погрешность прибора в рабочем диапазоне температур должна быть в 3–5 раз меньше допуска в 2% и не превышать значения б≤0,5∙(0,2÷0,3)∙2%≤± (0,2÷0,3)%, где коэффициент 0,5 учитывает, что погрешность прибора присутствует при обоих измерениях – паспортного и текущего значений сопротивления обмотки. При капитальном ремонте либо при обнаружении дефекта внутреннего контакта, когда вскрывается бак трансформатора или контактора, можно непосредственно измерить переходные сопротивления разъемных и неразъемных соединений на больших измерительных токах. При вскрытом баке контактора доступны для проверки целостности токоограничивающие резисторы устройства РПН и переходные сопротивления контактора и избирателя. В шинных, опорных, проходных, встраиваемых в силовые трансформаторы, устанавливаемых в распределительных устройствах трансформаторах тока баках, измеряется сопротивление вторичных обмоток и сопротивление их нагрузочных резисторов.

электрических машинах переменного тока (синхронных генераторах и двигателях, асинхронных двигателях), как и в трансформаторах, измеряется сопротивление 3-фазной обмотки статора: фазное – при всех выведенных наружу концах обмотки,

№ 3 (67), март, 2015 г.

линейное – при внутреннем соединении обмоток в схему «звезда» или «треугольник». Дальнейшие действия также аналогичны. В роторах синхронных электромашин измеряется сопротивление обмотки возбуждения. В роторе с явными полюсами – каждого полюса в отдельности или попарно и переходного контакта между ними. В асинхронных двигателях с фазным ротором – линейные сопротивления обмотки. В электрических машинах постоянного тока измеряются сопротивление обмотки возбуждения на статоре, обмотки ротора между коллекторными пластинами, сопротивление реостатов и пускорегулирующих резисторов. Для подсоединения измерительных кабелей к выводом обмоток роторов, выполненных в виде колец, нужны специальные зажимы – хомуты с винтовой затяжкой. А к коллекторным пластинам наиболее удобно присоединяться зажимами со сдвоенными (потенциальный и токовый) подпружиненными контактами игольчатого вида.

коммутационном электрооборудовании измерению подлежат переходные сопротивления контактов выключателей, разъединителей, отделителей и короткозамыкателей, разъемных соединений оборудования комплексных распределительных устройств, болтовых соединений проводов

Технологии и оборудование | Универсальные приборы контроля высоковольтных линий, шин и токопроводов на ОРУ. Кроме того, сопротивления обмоток электромагнитов приводов и встроенных трансформаторов тока, шунтирующих резисторов дугогасительных устройств масляных баковых выключателей типа МКП и У, делителей напряжения и шунтирующих резисторов воздушных выключателей. На переходных сопротивлениях контактов, соединений при окисленных контактах результат измерения будет завышенным и определяться силой тока. Для исключения ошибок в международных стандартах МЭК 56 и ANSI C37.09 регламентирована сила измерительного тока в пределах от (50–100А) до номинального тока выключателя. В России только отдельные их производители нормируют силу тока при измерении, единого стандарта нет. Очевидно, по этой причине, а также из-за скудности средств во многих энергосистемах используют малогабаритные и дешевые микроомметры на токи 2–10 А, рискуя получить завышенные значения сопротивления, для устранения которых придется выполнять дополнительные ремонты выключателей. Особенно это относится к баковым выключателям типа МКП и У, содержащим до 8 последовательно соединенных дугогаси-

тельных и по два главных контакта, а поэтому более уязвимых для окисления. Баковые выключатели требуют большой длительности измерения для затухания переходного процесса в цепи, обусловленного встроенными трансформаторами тока (ТТ). Период затухания зависит от коэффициента трансформации, величины нагрузочных резисторов, намагниченности сердечника ТТ. Специальные исследования показали, что при наихудшем сочетании указанных факторов длительность измерения на токе 100А достигает 26–30°C. Это может вызвать большой перегрев измерительного прибора и сильный разряд его аккумулятора. Большую сложность вызывает измерение шунтирующих резисторов, расположенных внутри баковых выключателей. Из-за высокого наведенного напряжения на вводах выключателя при сопротивлении резисторов 100 кОм стандартные омметры и килоомметры невозможно подключить к вводам. Поэтому требуется слив масла, вскрытие бака, заземление вводов для измерения этих резисторов изнутри бака.

иапазон измеряемых сопротивлений для перечисленного электрооборудования очень широкий и лежит в пределах от 10-5 до 105Ом, а диапазон силы измерительных токов – от 10-3 до 600А и более. Поэтому на рынке представлены в основном приборы узкоспециализированные, с меньшими диапазонами: микроомметры – для измерения переходного сопротивления контактов и соединений и миллиомметры – для измерения сопротивлений обмоток трансформаторов, электродвигателей и т.п. Кроме того, для измерения температуры обмоток имеются различные типы термометров, а для контроля шунтирующих резисторов дугогасительных контактов – килоомметры. И все они вместе с термометром требуются даже для контроля только трансформатора или выключателя. Экономически выгодной альтернативой является использование универсальных приборов с меньшей стоимостью и массой. Приведенная таблица технических характеристик двух универсальных и трех специализированных приборов наглядно демонстрирует преимущества первых (прибор №1). Автономное питание с возможностью подзарядки от автомобильного аккумулятора позволяет им контролировать монтируемое оборудование на строящихся подстанциях еще при отсутствии электросети. А благодаря нечувствительности к наведенному напряжению его можно подключить к вводам выключателя. После чего посредством домкрата установить траверсу выключателя в положение, когда дугогасительные контакты разомкнуты, а главные – еще замкнуты, и считать с дисплея сопротивление одного или двух последовательно соединенных шунтирующих резисторов. Очевидно, что этот способ гораздо менее трудоемкий, чем при использовании обычных килоомметров. Э

ЭНЕРГОНАДЗОР

Энергетика и право | Мнение эксперта

Энергоэкологический формат топливных ресурсов О применении ресурсо- и энергосберегающих методов для эффективной охраны окружающей среды рассказывает председатель коллегии СРО НП «Союз «Энергоэффективность», к.т.н. Яков ЩЕЛОКОВ. – В 2014 году вступили в действие федеральные законы № 399 «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности» и № 219 «Об охране окружающей среды», о которых много говорили эксперты, писали СМИ. Как вы оцениваете их влияние на развитие российского энергетического и экологического законодательства? – Концепция первого оказалась во многом прямо противоположна как предыдущему закону об энергосбережении, так и вновь принятому закону об охране окружающей среды. ФЗ № 399 отменяет решения ФЗ № 261«Об энергосбережении», не предлагая ничего взамен. Например, исключены «типовые, общедоступные» мероприятия, а что вместо них – непонятно. Частично деятельность по повышению энергоэффективности переводится в информационный формат: вместо обязательного энергетического обследования бюджетные и т.п. организации вправе предоставить информацию об энергосбережении и повышении энергетической эффективности. Кроме того, увеличен объем отчетности по энергетическим обследованиям всех видов, резко возрастает число форм энергетического паспорта потребителя ТЭР. Закон об охране окружающей среды, наоборот, устанавливает новые, порой исключительные требования для объектов промышленных предприятий. Некий полномочный орган ранжирует все объекты по категориям в зависимости от уровня их воздействия на окружающую среду, проводит «постановку всех объектов на государственный учет объектов». Но это вполне ожидаемые документы. – То есть результат их одновременного применения будет все же положительный? – Согласно им одним из критериев достижения целей охраны окружающей среды является «применение ресурсо- и энергосберегающих методов». По сути, создан иной формат концепции повышения энергетической эффективности – энергоэкологический. У нас в России экологи все время хотят поставить свою лошадь впереди телеги, а энергетики – свою. Мое мнение таково: впереди должна стоять энергетическая лошадь. Если у нас нет сегодня энергоэффективности, близкой к среднемировому уровню или хотя бы к каким-то отличным от российских повышенным показателям отдельных стран, то мы никогда не получим необходимый экологический результат. Эко-

№ 3 (67), март, 2015 г.

С 2015 года в России пошли по пути комплексного улучшения экологии и повышения энергоэффективности через наилучшие доступные технологии (НДТ). логи, к сожалению, особенно в таких промышленных территориях, как Свердловская область, как правило, не интересуются никакими экономическими, техническими, экологическими и социальными факторами технологических процессов для снижения негативного воздействия хозяйственной деятельности на окружающую среду. Распространенная логика такова – наше дело сегодня и сейчас добиться от предприятия соответствия ПДК всех показателей загрязнения атмосферы и воздуха. При такой политике все попытки улучшить экологию будут экономически совершенно недостижимы. В мировой практике отдают приоритет учету социальноэкономических возможностей государства. Упомянутые выше законы вводят переход от просто мероприятий по улучшению экологии и повышению энергоэффективности к «наилучшим доступным технологиям» (НДТ), которые после разработки, актуализации публикуются в информационно-технических справочниках. Обещается государственная поддержка при освоении НДТ. Но, в отличие от мировой практики, в ФЗ № 219 возможности НДТ рассматриваются только на уровне охраны окружающей среды. В тексте закона это «технология производства продукции (товаров), выполнения работ, оказания услуг, определяемая на основе современных достижений науки и техники и наилучшего сочетания критериев для достижения целей охраны окружающей среды

Энергетика и право | Мнение эксперта при условии наличия технической возможности ее применения». Но добиться желаемых результатов можно, только когда у нас будет, как и во всем мире, такая же оптимальная технологическая и режимная обеспеченность любого производственного процесса – металлургического, химического и других. И только уже относительно небольшие «хвостики» промышленного производства должны попадать вот под эту экологическую чистку. – Как конкретно реализуется мировая практика в энергоэкологическом формате? – В ЕЭС уже с конца 80-х годов перешли на систему так называемых экологических директив, которые призваны обеспечивать необходимые экологические показатели только в результате максимально возможного использования всех ресурсных и энергетических достижений. Это справочные документы по наилучшим доступным технологиям в черной, цветной металлургии, химии. Таких документов в ЕЭС почти четыре десятка. В соответствии с их требованиями агрегаты, технологические линии, производящие загрязняющие окружающую среду выбросы, сбросы, должны соответствовать требованиям ресурсной и энергетической эффективности. И только в течение последних 15 лет была достигнута договоренность о гармонизации нормативных актов по экологии ЕЭС и России. В результате данной гармонизации и появился ФЗ № 219, вступивший в действие 1 января текущего года. Но этот процесс займет несколько лет. Примерно к 2025 году в России произойдет намеченная энергоэкологическая перестройка, то есть экологические требования будут обеспечиваться в комплексе с энергоэффективностью, что повысит их экономическую обоснованность. – Наибольший вред наносят экологии России примерно 300 основных производств, как раз металлургических, химических… Новое законодательство ужесточает требования конкретно к ним? – Требования ужесточаются к каждому юридическому лицу – в сфере учета выбросов и сбросов. Если раньше они делали общую экологическую отчетность, то теперь, очевидно, будут требоваться сведения по количеству имеющихся у юридического лица комплексов, объектов, загрязняющих окружающую среду, по вредным выбросам каждого в отдельности, их соответствию ПДК. Теперь это все вредные для людей и природы объекты, все оборудование, как уже отмечалось, в течение двух лет будут разделены на 4 категории. Отчетность не предусматривается только по четвертой из них. – Таким образом, скажем, чтобы та же Рефтинская ГРЭС в Свердловской области меньше выбрасывала в атмосферу золы, нужно, чтобы промпредприятия поль-

зовались новыми технологиями в своих производствах, позволяющих потреблять меньше энергии, а станция соответственно ее меньше вырабатывала? – Это общемировой подход к энергосбережению и повышению энергоэффективности – начинать с конечного потребителя. Возьмем США, в которых с 60-х годов прошлого столетия занимаются повышением энергоэффективности отдельных станций, применяют газотурбинные установки, причем высокой эффективности. Тем не менее средний КПД десяти тысяч электростанций, которые снабжают всю промышленность энергией, за много лет практически не повысился. В России в советское время была создана мощная, в какой-то степени оправданная монопольная энергосистема. Парадоксально, но при рыночных отношениях эта монополизация еще усилилась. КПД тепловых станций у нас в среднем 30–35 процентов. Себестоимость выработанной той же Рефтинской ГРЭС электроэнергии, наверное, около рубля за 1 кВт•ч, а к потребителю, на уровне напряжения 220 В, она доставляется уже по цене до 5 рублей. Причины – потери в сетях, на трансформаторах, изменчивость режимов и т.д. Если же предприятие хочет построить свою энергоустановку для того, чтобы производить не только тепло, но и электроэнергию, повысить собственную энергоэффективность тоже не очень удастся, даже если КПД когенерационной установки будет равен 80%. Особенно в существующей ситуации, когда нет равномерной загрузки технологических установок. А присоединиться в параллель с энергосистемой на взаимно выгодных условиях маловероятно. Эти проблемы не решаются уже много лет. Возможно, поэтому в России и пошли по пути улучшения экологии и повышения энергоэффективности через НДТ. В соответствии с требованиями ФЗ № 399 в 2014 году Минэнерго РФ проведен полный пересмотр системы разработки программ энергосбережения и повышения энергетической эффективности, оформления результатов работ по энергосбережению, включая энергетические обследования. К началу этого года в Минюсте РФ зарегистрированы 4 приказа Минэнерго РФ. Каждый из них формализует новые изменения и дополнения в ФЗ № 261 «Об энергосбережении». Это приказ «Об утверждении требований к форме программ в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности организаций с участием государства и муниципального образования, организаций, осуществляющих регулируемые виды деятельности, и отчетности о ходе их реализации». Им введен единый формат для программ в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности организаций с участием государства и муниципального образования и отчетности о ходе ее реализации и тех, которые осуществляют регулируемые виды деятельности и отчетности.

ЭНЕРГОНАДЗОР

Следовательно, бюджетные, муниципальные, регулируемые организации, муниципальные образования должны были приступить к выполнению этих работ. Но вряд ли такое в существующей ситуации возможно. Второй приказ – «Об утверждении методики расчета значений целевых показателей (ЦП) в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности, в том числе в сопоставимых условиях». Она определяет порядок расчета значений целевых показателей в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности, достижение которых обеспечивается в результате реализации региональных и муниципальных программ в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности. По сути дела, предлагается всем субъектам РФ уточнить в своих программах по энергосбережению, да и в смежных документах, целевые показатели в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности, которые были установлены Постановлением Правительства РФ № 593 от 15 июля 2013 года. В этом документе есть поручение Минэнерго РФ до конца 2013 года утвердить методику их расчета, в том числе в сопоставимых условиях, но это сделано только в конце 2014 года. Для расчета целевых показателей у каждого субъекта РФ (муниципальных образований) должны быть официальная статистическая информация, топливно-энергетические балансы, программы социально-экономического развития, сведения о наличии на территории возобновляемых источников энергетических ресурсов, а также местных видов топлива, состоянии инженерной инфраструктуры, в том числе тепло-, электро-, газо- и водоснабжения, о показаниях приборов учета. Согласно приказу «Об утверждении требований к проведению энергетического обследования и его результатам и правил направления копий энергетического паспорта, составленного по результатам обязательного энергетического обследования», дополнительно требуются отчет плюс десять новых форм энергетического паспорта.

№ 3 (67), март, 2015 г.

Приказом «Об утверждении Порядка представления информации об энергосбережении и повышении энергетической эффективности» утверждены правила представления в Минэнерго РФ информации об энергосбережении и повышении энергетической эффективности. Они относятся к организациям с участием государства или муниципального образования, осуществляющим регулируемые виды деятельности, производящим и (или) транспортирующим воду, природный газ, тепловую и электрическую энергию, добывающим, транспортирующим и перерабатывающим природный газ, нефть, уголь. А также – занимающимся мероприятиями по энергосбережению и энергетической эффективности, финансируемым полностью или частично за счет субсидий из бюджетов Федерации, ее субъектов и муниципальных образований. Такие же требования предъявляются к органам государственной власти и местного самоуправления, наделенным правами юридических лиц, в случае, предусмотренном частью 1 статьи 16 ФЗ № 261. Даны рекомендуемые образцы форм предоставляемой информации. Указанные выше требования не распространяются на организации, если их совокупные затраты на потребление природного газа, мазута, угля, тепловой и электрической энергии, за исключением моторного топлива, превышают объем соответствующих энергетических ресурсов в стоимостном выражении, установленный Правительством РФ, за календарный год, а именно –50 млн. рублей. С учетом приведенных выше приказов Минэнерго РФ и ПП РФ № 593 всем муниципальным образованиям, организациям с участием государства и (или) муниципального образования, а также регулируемым организациям следует привести в соответствие с новыми требованиями документацию в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности. Это, пожалуй, только основные нововведения в законодательстве по повышению энергетической эффективности. Э

Энергетика и право | Налоговые льготы

Масштаб стимулирования незначителен

Российское законодательство часто упрекают в том, что рядом предоставляемых им льгот фактически воспользоваться затруднительно. В частности, традиционно много критики вызывает перечень энергоэффективного оборудования, установка которого дает предприятиям и организациям определенные послабления по налогам.

Дмитрий СЕРЕБРЯКОВ, директор Уральского филиала РАЭСКО

Наталья ЛОКТЕЕВА, заместитель главного энергетика по энергосбережению ОАО «ЕВРАЗ НТМК»

Устаревший перечень На сегодня, в части энергопотребления, российская экономика одна из самых расточительных в мире. Показатель энергоемкости ВВП России практически в 2 раза выше среднемирового показателя и в 3 раза выше среднего показателя стран Евросоюза. Причем стоит отметить, что наша страна потребляет около 6% мировых энергетических ресурсов. Очевидно, что в повышении энергоэффективности заложен немалый потенциал повышения конкурентоспособности экономики. По данным Минэкономразвития, 85% прироста потребности России в энергетических ресурсах может быть полностью покрыто благодаря повышению энергоэффективности экономики. Без серьезной поддержки на государственном уровне решение задачи столь значимого повышения энергетической эффективности российской экономики невозможно. Повышение энергоэффективности должно стать приоритетом энергетической стратегии развития российской экономики. Налоговые льготы за использование высокоэффективного энергооборудования могут стать тем самым инструментом мотивации со стороны государства, который так необходим именно сейчас с целью создания условия для внедрения современных энергоэффективных технологий на российских промышленных предприятиях и перехода к рациональному использованию энергетических и иных ресурсов. Согласно действующей российской нормативно-правовой базе такими льготами могут воспользоваться предприятия и организации, уже имеющие на своем балансе энергосберегающее оборудование. Перечень таких объектов утвержден Постановлением Правительства РФ № 308 от 16 апреля 2012 года «Об утверждении перечня объектов, имеющих высокую энергетическую эффективность, для которых не предусмотрено установление классов энергетической эффективности». Пока он насчитывает 132 позиции – это типы оборудования с кодами ОКОФ и величиной предельного индикатора энергетической эффективности (ИЭЭФ). Но сегодня уже очевидно, что предприятиями используется значительно большее количество энергоэффективного оборудования, а значит, утвержденный Перечень надо кардинально расширять.

При этом необходимо отметить, что по ряду ИЭЭФ, поименованных в Постановлении Правительства РФ, возникают сомнения в части их технической обоснованности. Установленные ИЭЭФ зачастую не связаны с характеристиками конкретного оборудования, приведенными в технических паспортах и руководствах по эксплуатации, трудны для понимания, поэтому предприятия не могут в полном объеме воспользоваться преференциями за использование энергоэффективного оборудования. Например, для электрической высоковольтной аппаратуры (тиристорные преобразователи, трансформаторы напряжения, конденсаторы) энергоэффективность предложено измерять удельным расходом энергии в пределах не более 87 кг у.т./т. Что имеется в виду под такими единицами измерения, понять сложно. Шанс для передовиков модернизации Если же устанавливаемое оборудование входит в Перечень и отвечает обозначенным критериям, то для начала необходимо разобраться, основанием для каких льгот становится его внедрение. Пункт 4 статьи 259.3 Налогового кодекса РФ «Применение повышающих (понижающих) коэффициентов к норме амортизации» дает право применять к основной норме амортизации специальный коэффициент, но не выше 2, в отношении амортизируемых основных средств, относящихся к объектам, имеющим высокую энергетическую эффективность, в соответствии с Перечнем. Пункт 21 статьи 381 НК РФ «Налоговые льготы» освобождает от налогообложения организации – в отношении вновь вводимых объектов, имеющих высокую энергетическую эффективность, в соответствии с Перечнем, в течение трех лет со дня постановки на учет указанного имущества. Постановление предполагает, что величина ИЭЭФ конкретного оборудования должна быть определена в технической документации производителем. Однако в подавляющем большинстве случаев сведения об индикаторах энергетической эффективности в паспортах и технической документации приобретаемого оборудования либо строящихся объектов отсутствуют. У производителей нет обязанности по установлению ИЭЭФ, как нет и мотивации заниматься этим добровольно. Имеет смысл попробовать запро-

ЭНЕРГОНАДЗОР

сить у изготовителя величину ИЭЭФ, но нередко именно по этой причине получить заявленные льготы или сложно, или вообще невозможно. Существенным барьером для получения налоговых льгот является и то, что до сих пор нет официальной методики расчета ИЭЭФ. Со стороны Федеральной налоговой службы России отсутствуют законодательно закрепленные требования к составу обосновывающих материалов для подтверждения достигнутых индикаторов энергетической эффективности тем или иным агрегатом. Поэтому предприятия делают расчеты самостоятельно и в ряде случаев успешно защищают свою позицию в налоговой инспекции, результатом чего является получение налоговой льготы. Такой расчет основан на объективной информации – отраслевых нормах и технических характеристиках оборудования. Самое важное – определить, что из себя представляет ИЭЭФ, согласно Постановлению (чаще всего это удельный расход энергии или ее потери), и в каких единицах он измеряется. В ряде случаев ИЭЭФ можно рассчитать на основе технической документации, в других – определить только в процессе эксплуатации. Инженерная логика подскажет каждому заинтересованному, какими способами можно рассчитать ИЭЭФ на тот или иной агрегат, какие формулы применить, в зависимости от имеющихся данных. Если резюмировать, алгоритм работы по расчету ИЭЭФ будет следующий: – идентификация оборудования по коду ОКОФ; – уточнение вида и размерности индикатора энергетической эффективности (ИЭЭФ) оборудования согласно Постановлению № 308; – определение и подбор исходных данных для расчета ИЭЭФ; – расчет ИЭЭФ; – оценка фактической величины ИЭЭФ по критериям отбора, установленным в Постановлении № 308. Налоговые риски вместо льгот Ряд вопросов, как показывает практика, возникают при получении налоговых льгот на уже установленное энергоэффективное оборудование. Постановление № 308 вступило в силу 1 мая 2012 года, тогда как Налоговым кодексом РФ предусмотрено, что уже с 1 января 2010 года может применяться повышенная амортизация, а с 1 января 2012 года – льгота по налогу на имущество в отношении вновь вводимых объектов, имеющих высокую энергетическую эффективность. В случае применения льгот, предусмотренных постановлением, не исключено возникновение налоговых рисков. Однако проведенный анализ законодательной и нормативно-правовой базы, включая Налоговый кодекс РФ, ряд федеральных законов, писем Минфина и постановлений Конституционного суда России, дает основания утверждать, что такое право у предприятий есть, и существуют

№ 3 (67), март, 2015 г.

примеры, когда налоговые органы готовы прислушиваться к этим аргументам. К сожалению, пока мы вынуждены констатировать факт крайне низкой эффективности действующей редакции Постановления Правительства РФ «Об утверждении перечня объектов, имеющих высокую энергетическую эффективность, для которых не предусмотрено установление классов энергетической эффективности». Реально полученные предприятиями налоговые льготы пока крайне незначительны и не являются стимулом к производству, приобретению и использованию высокоэффективного энергооборудования в больших масштабах. По оценкам технических экспертов, потенциал применения Постановления Правительства РФ № 308, если его оценивать народнохозяйственным эффектом от внедрения оборудования, как минимум в 10–15 раз выше, чем текущий уровень получения налоговых льгот. Очевидно, что Постановление № 308 в части увеличения количества обозначенных им типов оборудования с кодами ОКОФ и величиной предельного индикатора энергетической эффективности (ИЭЭФ) требует доработки. Необходимо законодательно закрепить обязательства производителя оборудования по снабжению его индикатором энергоэффективности в технической документации. А также – утвердить единые методики расчета ИЭЭФ и требования к пакету документов, обосновывающих право на налоговые льготы. Надо устранить противоречивые и откровенно абсурдные показатели ИЭЭФ, присутствующие в действующей редакции Постановления № 308. Работа в этом направлении уже начата. Министерство промышленности и торговли РФ уже на протяжении нескольких месяцев занято разработкой нового списка энергоэффективного оборудования, применение которого будет давать право на получение льгот, взамен утвержденного рядом действующих постановлений, в том числе. Постановлением № 308. Какова будет логика нового документа, учтет ли он высказанные экспертами замечания, сможет ли реализовать потенциал энергоэффективной модернизации в промышленности – надеемся узнать через несколько месяцев. Э

Служба надзора

Обзор аварий и несчастных случаев

Результаты проверок

Печорское управление Ростехнадзора Промышленная база ИП «Чаус А.Г.» Республика Коми, г. Усинск 10 января 2015 года на участке газораспределения промышленной базы ИП «Чаус А.Г.» при откручивании заглушки отстойника конденсата газа рядом со шкафным регуляторным пунктом на системе газопотребления произошло воспламенение газоконденсатной струи от работающей горелки. В результате чего трое работников получили термические ожоги пламенем. Разрушения технических устройств не произошло. Установленная на сегодняшний день причина аварии: неудовлетворительная организация производства газоопасных работ.

45 нарушений требований безопасности в области электроэнергетики выявлено в ООО «Богородская электросеть» Центральное управление Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору (Ростехнадзор) оштрафовало общество с ограниченной ответственностью и его должностных лиц. Плановая выездная проверка ООО «Богородская электросеть» проводилась с целью контроля соблюдения требований безопасности в области электроэнергетики, а также – по энергосбережению и повышению энергетической эффективности. Было установлено, что предприятием без разрешения Ростехнадзора введены в эксплуатацию трансформаторные подстанции в городах Старая Купавна и Ногинск. Схемы электроустановок 0,4 кВ в оперативно-диспетчерской службе не пересматривались с 2007–2008 годов, на воздушных линиях не осуществляются проверки заземляющих устройств со вскрытием грунта. Кроме того, не проводятся контрольные противоаварийные тренировки, специальная подготовка начальников и мастеров участков, имеющих права оперативного персонала. Работники предприятия не ознакомлены с графиком проверки знаний. Также не организуются приемо-сдаточные испытания оборудования трансформаторных подстанций после проведения ремонтов, в паспорта трансформаторных подстанций и кабельных линий не внесены сведения о проведенных ремонтах и техническом освидетельствовании. По результатам проверки составлено 13 протоколов об административных нарушениях. ООО «Богородская электросеть» оштрафовано на 30 тысяч рублей, а его должностные лица – на 21 тысячу рублей по статьям 9.8 и 9.11 КоАП РФ.

Уральское управление Ростехнадзора ОАО «Среднеуральский медеплавильный завод» Свердловская область, г. Ревда При проведении осмотра внутреннего пространства электрофильтра HOT ESP BS 780 R № 1 произошло обрушение массива горячей пыли, которая, проникнув через смотровое окно, частично присыпала чистильщика Мельникова Н.Б. Причины: конструктивные недостатки электрофильтра HOT ESP BS 780 R № 1 и неудовлетворительная организация работ – выполнялись без оформления наряда-допуска, не были прописаны в технологической инструкции. По результатам расследования тяжелого несчастного случая составлен акт с содержанием требований выполнения ряда профилактических мероприятий. В том числе – внесения изменения в конструкцию электрофильтра, проведения внеочередной проверки знаний по охране труда и аттестации по промышленной безопасности в комиссии предприятия лиц, ответственных за допущенные нарушения. А также – внеплановой специальной оценки условий труда на рабочем месте пострадавшего чистильщика отделения пылеулавливания медеплавильного цеха. Материалы расследования направлены в органы прокуратуры для принятия решения о возбуждении уголовного дела.

Дело ОАО «Воронцовский завод регенерированного молока» будет рассмотрено в Троицком районном суде В ходе проверки акционерного общества инспектор Ростехнадзора выявил 19 нарушений. Межрегиональное технологическое управление (МТУ) Ростехнадзора провело плановую выездную проверку выполнения ОАО «Воронцовский завод регенерированного молока» требований безопасности в энергетике (технический контроль и надзор в энергетике) и энергосбережения. В частности, обнаружено, что электроустановки не укомплектованы испытанными электрозащитными средствами, грубо нарушаются Правила технической эксплуатации зарядного устройства для электропогрузчиков. По результатам проверки в соответствии с ч. 9.11 КоАП РФ составлен протокол о временном запрете эксплуатации зарядного устройства для электропогрузчиков. 140 нарушений требований безопасности в электроэнергетике допустило ООО «Энергосервис» Сети энергоснабжения в Костроме и ряде районов Костромской области эксплуатируются и обслуживаются без соблюдения действующего законодательства. Центральное управление Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору (Ростехнадзор) проверило соблюдение требований безопасности в электроэнергетике и по энергосбережению и повышению энергетической эффективности ООО «Энергосервис».

ЭНЕРГОНАДЗОР

В числе прочих обнаруженных нарушений – отсутствие обязательного энергетического обследования предприятия в установленные сроки. На объектах ООО «Энергосервис» в городе Шарья не оформлены исполнительные чертежи трасс и паспорта всех кабельных линий, исполнительные рабочие схемы первичных и вторичных электрических соединений, не проводятся периодические испытания всех кабельных линий. Кроме того, отсутствует график проведения контроля за эффективностью антикоррозионной защиты металлических конструкций помещений подстанций, не выполнена грозозащита всех закрытых трансформаторных подстанций 6–0,4 Кв. По результатам проверки составлен акт и выдано предписание с указанием конкретных сроков устранения выявленных нарушений. ООО «Энергосервис» и два его должностных лица привлечены к административной ответственности по статье 9.11 КоАП РФ. Ростехнадзор разбирается с незаконными постройками вблизи газопровода Муниципалитеты Белгородской области рискуют жизнью и здоровьем людей. На заседании Белгородской областной комиссии по предупреждению и ликвидации чрезвычайных ситуаций глава белгородского филиала ООО «Газпром трансгаз Москва» Николай Высоцкий заявил о том, что на минимальном расстоянии от магистрального газопровода высокого давления, в пределах которого законодательством запрещено строительство, возведен 1 001 объект. Проживающие вблизи газопровода люди подвергают риску свои жизни, здоровье и имущество. Факты этих нарушений обсуждались неоднократно и безрезультатно. Глава Совбеза региона Сергей Литвинов поручил территориальным управлениям Ростехнадзора и Стройнадзора активизировать работу по этому вопросу, а ООО «Газпром Трансгаз» – подать иски в суд на администрации ряда муниципалитетов Белгородской области. Ростехнадзором выявлены грубые нарушения лицензионных требований Северо-Уральское управление Ростехнадзора приостановило деятельность ОАО «Речное пароходство нефтегаза». В ходе проверки были выявлены грубые нарушения лицензионных требований при эксплуатации этого опасного производственного объекта. Более 20 лет эксплуатируются газопроводы, сооружения, технические и технологические устройства сети газопотребления, на которые отсутствует техническая документация завода-изготовителя или установлен иной срок эксплуатации Также отсутствует план мероприятий по локализации и ликвидации последствий аварий на ОПО. По результатам проверки возбуждено дело об административном правонарушении, ответственность за которое предусмотрена ч. 3 ст. 9.1 КоАП РФ, применено административное наказание в виде приостановки деятельности ОПО на 30 суток. ГП КК «КрасАвиа» не выполнило 17 пунктов ранее выданных предписаний Должностное лицо ГП КК «КрасАвиа» привлечено к административной ответственности на сумму 30 тысяч рублей по ч. 11 ст. 19.5 КоАП РФ.

№ 3 (67), март, 2015 г.

В период с 11 по 18 февраля 2015 года МТУ Ростехнадзора проведена проверка выполнения ранее выданных предписаний в отношении государственного предприятия Красноярского края «КрасАвиа». В результате выявлено, что сроки безопасной эксплуатации здания насосной склада горюче-смазочных материалов ГСМ не определены, допускается эксплуатация технологического трубопровода обвязки резервуаров склада ГСМ без экспертизы промышленной безопасности. Кроме того, трубопровод авиатоплива на складе ГСМ расположен на опорах из сгораемого материала, работа насосов насосной склада ГСМ продолжается и при неработающей приточновытяжной вентиляции. ООО «Вавилон*С» игнорирует требования по безопасной эксплуатации электрических и тепловых установок В ходе проверки ООО «Вавилон*С» (Ивановская область) предписаны к устранению 126 нарушений. На предприятии не проведена регистрация всех имеющихся тепловых энергоустановок, отсутствуют инструкции по их эксплуатации и соответствующим образом подготовленный для этого персонал, а также инструкции по пожарной безопасности и планы эвакуации людей при возникновении пожара. Кроме того, нет журналов учета электрооборудования, чертежей подземных кабельных трасс и заземляющих устройств, паспортов на все заземляющие устройства, журналов по учету противоаварийных и противопожарных тренировок и инструктажей по охране труда. Также не составлены перечни сложных переключений, однолинейные схемы электрических соединений для каждой электроустановки, схемы сети освещения, не оформлены паспорта на каждую кабельную линию. Не проведены техническое освидетельствование электрооборудования по истечении срока его службы, профилактические испытания электроустановок до 1000 В и испытания сопротивления изоляции в осветительных сетях трансформаторных подстанций.

Административная практика | Арбитраж

Спорная станция Семнадцатый арбитражный апелляционный суд вынес постановление по очередности рассмотрения исков ООО «Газпромнефть-Хантос» и ООО «РусТурбоМаш» к ЗАО «ИскраЭнергетика» о взыскании денежных задолженностей, образовавшихся в результате срыва договора-подряда на строительство Южно-Приобского газоперерабатывающего завода. Расчеты по принуждению Газокомпрессорная станция ЮЛТ Приобского месторождения (ЮП ГПЗ) должна способствовать сокращению объемов выбросов в атмосферу вредных веществ от сжигания на факельных установках попутного нефтяного газа (ПНГ). Как указано в исковом заявлении ООО «Газпромнефть-Хантос», согласно условиям договора подрядчик должен был выполнить комплекс работ по строительству объекта до 31 декабря 2012 года, однако станция была введена в эксплуатацию только 1 февраля 2014 года. ООО «Газпромнефть-Хантос» заключило агентский договор, по которому истец обязался от своего имени, но за счет средств ответчика осуществлять юридические и иные действия с целью обеспечения обслуживания тепло- и электрооборудования, сетей тепловодоснабжения, канализации. Выплачивая с 31 октября 2012 года по 31 января 2014 года повышенные платежи за негативное воздействие на окружающую среду выбросами в атмосферу вредных веществ при сжигании ПНГ на факелах, ООО «ГазпромнефтьХантос» понесло убытки в размере 1 143 884 092 рублей. Истец просил суд взыскать с ответчика эту сумму, а также возместить расходы по штрафам – 154 639 648 рублей, упущенную выгоду – 628 500 000 рублей, задолженность по агентскому договору – 10 724 351 рубль и процент за пользование чужими денежными средствами – 823 317 рублей.

Предварительное судебное заседание по делу А75-11917/2014 было назначено на 24 декабря 2014 года. Не дожидаясь решения по данному делу, в Арбитражный суд Пермского края обратилось ООО «РусТурбоМаш» с иском к ЗАО «ИскраЭнергетика» о взыскании задолженности за надзор монтажа и пусконаладки компрессорных установок № 1 и № 2 в размере 63 986 418 рублей 39 копеек и 6 357 398 рублей 79 копеек неустойки. ЗАО «Искра-Энергетика», в свою очередь, обратилось к ООО «РусТурбоМаш» со встречным иском о взыскании 402 009 707 рублей 23 копейки убытков. 11 ноября 2014 года ООО «ГазпромнефтьХантос» заявило ходатайство о приостановлении производства по этому делу до вступления в законную силу решения суда по своему ранее поданному исковому заявлению, удовлетворенное Определением Арбитражного суда Пермского края от 21 ноября 2014 года (дело № А50-12105/2014). Суд посчитал, что договоры поставки оборудования и на услуги по надзору монтажа и пусконаладки оборудования между ООО «РусТурбоМаш» (поставщик) и ЗАО «Искра-Энергетика» (покупатель) были заключены по основному иску с целью исполнения ЗАО «Искра-Энергетика» обязательств перед ООО «Газпромнефть-Хантос» по строительству объекта. Предметом встречного иска являются требования о взыскании убытков, возникших в связи с предъявлением требований ООО «Газпромнефть-Хантос» ЗАО «ИскраЭнергетика». И сделал вывод, что результат рассмотрения второго дела будет влиять на правильность разрешения спора по первому. Серьезные мотивы не обнаружены ООО «РусТурбоМаш» и ЗАО «Искра-Энергетика», не согласившись с решением, обратились с жалобой в Семнадцатый арбитражный апелляционный суд. Рассмотрев апелляции, суд установил следующее. Основанием для взыскания убытков ООО «Газпромнефть-Хантос» с ЗАО «Искра-Энергетика» являются в том числе отношения сторон по агентскому договору. Однако ЗАО «ИскраЭнергетика» в отношениях с ООО «РусТурбоМаш» не выступало ни в качестве агента, ни в качестве принципала и не является стороной указанного договора. Нет мотивированного обоснования, какие из обстоятельств, исследуемых по арбитражному делу № А50-12105/2014, и как

ЭНЕРГОНАДЗОР

могут привести к незаконности решения или к вынесению противоречащего судебного акта по делу А75-11917/2014 в случае продолжения по нему судебного производства. Требования ООО «РусТурбоМаш», ЗАО «ИскраЭнергетика» и ООО «Газпромнефть-Хантос» регулируются различными главами ГК РФ. Иски ООО «РусТурбоМаш» и ЗАО «Искра-Энергетика» вытекают из взаимосвязанных договоров – поставки и оказания услуг, регулируемых главой 30 «Купля-продажа» и главой 39 «Возмездное оказание услуг» ГК РФ. Иск ООО «Газпромнефть-Хантос» – из договора строительного подряда, регулируемого главой 37 «Подряд» ГК РФ. Основанием для предъявления встречного искового заявления ЗАО «Искра-Энергетика» к ООО «РусТурбоМаш» по настоящему делу является ненадлежащее исполнение последним двух взаимосвязанных договоров – № 11-058 от 2 февраля 2011 года на поставку компрессорных установок и № 26/ПР/00183/12 (12-122) от 18 июля 2012 года на оказание услуг по надзору монтажа и пусконаладки оборудования. Указанные договоры были заключены с целью исполнения ЗАО «Искра-Энергетика» обязательств перед ООО «Газпромнефть-Хантос» по строительству объекта. По мнению истца по встречному исковому заявлению, именно нарушение ООО «РусТурбоМаш» договорных обязательств повлекло срыв срока его ввода в эксплуатацию. Исследовав материалы дела, доводы апелляционных жалоб и отзывов на них, заслушав представителей участвующих в деле лиц, суд апелляционной инстанции пришел к выводу о наличии оснований для отмены обжалуемого судебного акта. Очередность судебных заседаний отменяется В соответствии с п. 1 ч. 1 ст. 143 АПК РФ арбитражный суд обязан приостановить производство по делу в случае невозможности рассмотрения данного дела до разрешения другого, рассматриваемого Конституционным судом РФ, конституционным (уставным) судом субъекта Российской Федерации, судом общей юрисдикции и арбитражным. В Постановлении Пленума Высшего арбитражного суда РФ от 23 июля 2009 года № 57 «О некоторых процессуальных вопросах практики рассмотрения дел, связанных с неисполнением либо ненадлежащим исполнением договорных обязательств» разъяснено следующее. В силу положений частей 2 и 3 ст. 41 Арбитражного процессуального кодекса РФ лица, участвующие в деле, должны добросовестно пользоваться всеми принадлежащими им процессуальными правами, в том числе своевременно предъявлять встречные иски (ст. 132), заявлять возражения. Злоупотребление процессуальными правами либо неисполнение процессуальных обязанностей влечет для них предусмотренные АПК РФ неблагоприятные последствия.

№ 3 (67), март, 2015 г.

Согласно положениям, предусмотренным частями 2 ст. 9, частями 3 и 4 ст. 65 АПК РФ, лица, участвующие в деле, вправе знать об аргументах друг друга и обязаны заблаговременно раскрыть доказательства, на которые они ссылаются как на основания своих требований и возражений, перед другими лицами, участвующими в деле. Возбуждение самостоятельного производства по иску об оспаривании договора, в том числе предъявленному учредителем, акционером (участником) организации или иным лицом, которому такое право предоставлено законом (п. 2 ст. 166 ГК РФ), само по себе не означает невозможности рассмотрения дела о взыскании по договору в судах первой, апелляционной, кассационной и надзорной инстанций. И не должно повлечь приостановления производства по этому делу на основании п. 1 ч. 1 ст. 143 АПК РФ, а также исполнения судебного акта по правилам ч. 1 ст. 283 либо ч. 1 ст. 298ГК РФ. В таком случае судам следует иметь в виду, что эффективная судебная защита нарушенных прав может быть обеспечена своевременным заявлением возражений или встречного иска. При этом каждое лицо, требующее взыскания убытков, должно доказать совокупность оснований, в том числе факт нарушения прав и законных интересов, противоправность поведения и виновность причинившего вред, наличие причинно-следственной связи между нарушением и убытками, размер последних. В рамках настоящего дела являющееся третьим лицом ООО «Газпромнефть-Хантос» имеет возможность заявлять соответствующие возражения по требованиям и доводам сторон, обосновывать свою позицию с представлением соответствующих доказательств, обжаловать принятые судом судебные акты, пользоваться иными процессуальными правами. То, что предметом встречного иска по настоящему делу являются требования о взыскании убытков ООО «Газпромнефть-Хантос» к ЗАО «Искра-Энергетика» в связи с нарушением сроков строительства объекта при доводах ЗАО «Искра-Энергетика» о прямой виновности в этом ООО «РусТурбоМаш», о невозможности рассмотрения настоящего дела не свидетельствует. Руководствуясь статьями 176, 258, 266, 268, 270, 271, 272 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации, 21 января 2015 года Семнадцатый арбитражный апелляционный суд постановил Определение Арбитражного суда Пермского края от 21 ноября 2014 года по делу № А50-12105/2014 отменить, в удовлетворении ходатайства о приостановлении производства по делу отказать. Постановление может быть обжаловано в порядке кассационного производства в Арбитражный суд Уральского округа в срок, не превышающий одного месяца со дня его принятия через Арбитражный суд Пермского края. Э Журнал «ЭНЕРГОНАДЗОР» будет следить за ходом этого дела.

обратная Связь | вопроС – ответ

ответы специалистов Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору на вопросы граждан, поступившие в общественные приемные ее территориальных органов – Имеет ли право работодатель назначать ответственного за электрохозяйство (электроустановки до 1000 В) инженераэнергетика, не имеющего высшего технического образования? отвечают специалисты Уральского управления Ростехнадзора: – В соответствии с п. 1.2.3 Правил технической эксплуатации электроустановок потребителей (далее – ПТЭЭП), утвержденных приказом Минэнерго РФ № 6 от 13 января 2003 года, ответственный за электрохозяйство назначается из числа руководителей и специалистов потребителя. Согласно п. 1.2.7 ПТЭЭП назначение ответственного за электрохозяйство производится после проверки знаний и присвоения соответствующей группы по электробезопасности: V – в электроустановках напряжением выше 1000 В; IV – в электроустановках напряжением до 1000 В. Требования к персоналу с IV группой по электробезопасности в зависимости от уровня образования изложены в приложении №1 Правил по охране труда при эксплуатации электроустановок, утвержденных приказом Минтруда РФ № 328н от 24 июля 2013 года. Требование п. 1.4.7. ПТЭЭП – работники, принимаемые для выполнения работ в электроустановках, должны иметь профессиональную подготовку, соответствующую характеру деятельности. При отсутствии профессиональной подготовки такие работники должны быть обучены (до допуска к самостоятельной работе) в специализированных центрах подготовки персонала (учебных комбинатах, учебнотренировочных центрах и т.п.). Таким образом, ПТЭЭП не содержит требований к обязательному уровню образования руководителей и специалистов, назначаемых ответственными за электрохозяйство.

– Необходимо ли заземление железнодорожных цистерн с целью предупреждения накопления зарядов статического электричества? отвечают специалисты Управления по надзору за объектами нефтегазового комплекса Ростехнадзора: – В соответствии с требованиями пункта 4.7.21 Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Общие правила взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств», утвержденных приказом Ростехнадзора № 96 от 11 марта 2013 года, зарегистрированным в Минюсте России 16 апреля 2013 года (рег. № 28138), при проведении сливоналивных операций должны осуществляться меры защиты от атмосферного и статического электричества. Правилами противопожарного режима в Российской Федерации, утвержденными постановлением Правительства РФ № 390 от 25 апреля 2012 года, запрещается эксплуатировать без заземления резервуары, трубопроводы, эстакады, цистерны под сливом и сливоналивные железнодорожные пути. Перед заполнением резервуаров, цистерн, тары и других емкостей жидкостью необходимо проверить исправность имеющегося замерного устройства. Цистерны до начала сливоналивных операций закрепляются на рельсовом пути специальными башмаками из материала, исключающего образование искр, и заземляются. Вместе с тем, согласно требованиям пункта 7.270 Правил технической эксплуатации нефтебаз, утвержденных приказом Минэнерго России № 232 от 19 июня 2003 года, зарегистрированным в Минюсте России 20 июня 2003 года (рег. № 4785), автоцистерны и железнодорожные вагоноцистерны, находящиеся под наливом и сливом нефти и нефтепродуктов, в течение всего времени заполнения и опорожнения должны быть присоединены к заземляющему устройству. Не допускается подсоединение заземляющих проводников к окрашенным и загрязненным металлическим частям цистерн.

ЭНЕРГОНАДЗОР