Fg53safdegdnfb1fg2bs1fgnb5

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

№ 12 (76), декабрь, 2015 год

Александр ОРЛОВ, главный энергетик металлургического завода им. А.К. Серова:

Внедряемые на производстве мероприятия по энергосбережению должны способствовать сокращению энергозатрат. с. 18

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» ежемесячное издание

Шеф-редактор Группы изданий «ТехНАДЗОР» Екатерина Владимировна Черемных И.о. главного редактора Роман Олегович Кариаев Обозреватели Ольга Паластрова, Любовь Перевалова Выпускающий редактор Татьяна Рубцова Дизайн и верстка Павел Щербаков Корректор Лилия Коробко Редакционный совет Рогалев Николай Дмитриевич, ректор Национального исследовательского университета «Московский энергетический институт», д.т.н., профессор Илюшин Павел Владимирович, заместитель генерального директора – главный инспектор ЗАО «Техническая инспекция ЕЭС», руководитель подкомитета С6 РНК СИГРЭ, руководитель подкомитета ПК-5 ТК 016 «Электроэнергетика» Росстандарта, к.т.н. Серебряков Дмитрий Владиславович, исполнительный директор СРО НП «Союз «Энергоэффективность» Щелоков Яков Митрофанович, заслуженный изобретатель РСФСР, заслуженный энергетик РСФСР, к.т.н., доцент Руководители проектов Ирина Морозова, Анастасия Мосеева, Ирина Беляева Коммерческая служба Ольга Абдуллина, Татьяна Кадникова, Елена Малышева, Екатерина Радионик, Ольга Ряпосова, Екатерина Шляпникова, Елена Брацлавская 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 Учредитель и издатель ООО «Издательский дом «Информ-Медиа» 620012 Екатеринбург, ул. Машиностроителей, 19, оф. 229 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 77-63384 от 16 октября 2015 г. выдано Федеральной службой по надзору в сфере связи, информационных техно­логий и массовых коммуникаций. Подписано в печать 18 декабря 2015 года. Выход из печати 21 декабря 2015 года. Отпечатано в ООО «Астер-Ек+» г. Екатеринбург, ул. Черкасская, 10 ф Тел. +7 (343) 310-19-00 Заказ № 28893 от 18 декабря 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

18+

Содержание Стратегия отрасли

Факты, события, комментарии........................................................... 2 Анатолий ГОЛОМОЛЗИН: Мы стремимся отходить от затратного метода при принятии тарифных решений...............4 О работе Методического совета по тарифному регулированию

Ростехнадзор информирует

2016: особое внимание системам безопасности................................. 6 О задачах Ростехнадзора на предстоящий год

Готовность к ОЗП 2015/16

Материалы о готовности электро- и теплоснабжающих организаций к ОЗП 2015/2016............................................................... 7

Календарь

Энергия бурной воды.......................................................................... 14

Один из старейших проектных институтов современной России «Гидропроект» отметил 85-летие

Опора сибирской гидроэнергетики.................................................. 16 АО «Организатор строительства Богучанской ГЭС» рассказывает о своем опыте развития энергетических мощностей Нижнего Приангарья

Клуб главных энергетиков

Экономия зависит от эффективности.............................................. 18 Металлургический завод им. А.К. Серова признан самым энергоэффективным предприятием Урала и Сибири

Энергоэффективная Россия

Энергосбережение на службе регионов........................................... 20 Передовой опыт во внедрении энергосберегающих технологий в регионах АИРР как инструмент снижения энергоемкости ВР

Умные сети

Мировой опыт...................................................................................... 22 Опыт реализации технологии Smart Grid в области распределительных сетей

Электроэнергия любит учет.............................................................. 23 Интеллектуальные измерения с компанией «Энергомера»

Охрана труда

Эксплуатация тепловых установок.................................................. 24 С 9 января 2016 года вступают в силу государственные нормативные требования по охране труда при эксплуатации тепловых установок

Безопасность ГТС

Научная аналитика............................................................................. 26 Об обеспечении требуемого уровня безопасности и надежности ГТС

Требования к владельцам ГТС.......................................................... 28 Об обеспечении требуемого уровня безопасности и надежности ГТС

Экспертное сообщество

В рамках рубрики «Экспертное сообщество» журнал «ЭНЕРГОНАДЗОР» публикует статьи в области промышленной безопасности сотрудников экспертных организаций, осуществляющих деятельность в области ПБ...... 31

Служба надзора

Аварии и несчастные случаи. Результаты проверок..................... 52

Энергетика и право

Обзор законодательства..................................................................... 54

Обратная связь

Вопрос–ответ........................................................................................ 56

Стратегия отрасли | Факты, события, комментарии Ввод энергоэффективных мощностей

Атом завтрашнего дня На Белоярской АЭС заработал «реактор будущего». Четвертый энергоблок станции с реактором БН-800 был запущен в работу и выработал первую электроэнергию в энергосистему Урала. Тепловая мощность реактора была поднята до уровня 25% от номинальной, турбина К-800-130/3000 выведена на частоту вращения 3 000 оборотов в минуту. После этого генератор нового энергоблока был синхронизирован с энергосистемой, а тепловая мощность реактора увеличена до 35% от номинальной, сообщает пресс-служба Белоярской АЭС. Предполагается, что выработка электроэнергии новейшим энергоблоком БН-800 в энергосистему Урала уже в декабре текущего года может составить порядка 30 млн. кВт•ч.

Министр энергетики Российской Федерации Александр Новак принял участие в церемонии открытия двух энергоблоков ПГУ-420 на ТЭЦ-20 ПАО «Мосэнерго» и Серовской ГРЭС ПАО «ОГК-2», сообщается на сайте ведомства. Команду на запуск объектов по сеансу видеосвязи дал Президент Российской Федерации Владимир Путин. В своем докладе главе государства Александр Новак отметил, что российская электроэнергетика продолжает активное развитие. «На протяжении последних 5 лет российскими энергетиками реализуется программа строительства высокоэффективных генерирующих объектов, которая призвана переломить

негативную динамику старения основных фондов. Общий объем генерирующих мощностей, который планируется ввести в эксплуатацию в срок до 2017 года, составляет свыше 29 ГВт», – рассказал министр. По словам Александра Новака, всего в 2015 году будет введено 4,5 ГВт энергоэффективных мощностей, среди которых и новые установки ОГК-2 в Москве и Свердловской области. «Для нас очень важно, что новые энергоблоки позволят не только сократить расход удельного топлива на 8,6%, но и снизить нагрузку на экологию за счет сокращения выбросов вредных веществ на 21,5%. Это поможет сделать чище воздух в Москве и не допустить загрязнения рек», – подчеркнул глава Минэнерго России.

Ростехнадзор расширит полномочия На заседании Правительства РФ был одобрен разработанный Ростехнадзором проект постановления «О внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации и признании утратившим силу подпункта 5.5.3 Положения о Федеральном агентстве водных ресурсов». Проект постановления на заседании Правительства России представил руководитель Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору Алексей Алёшин. В целях сосредоточения в рамках одного федерального органа исполнительной власти полномочий по

2

формированию и реализации государственной политики в области безопасности гидротехнических сооружений и ведению Российского регистра ГТС проект постановления предусматривает передачу от Росводресурсов полномочий по государственной регистрации и учету гидротехнических сооружений, а также по ведению Российского регистра гидротехнических сооружений Ростехнадзору. Принятие постановления позволит более чем в два раза сократить сроки соответствующей административной процедуры и одновременно оптимизировать информационные ресурсы федеральных органов исполнительной власти.

Старость не радость Эксперты российского Минэнерго констатируют «старение» технического оборудования объектов электроэнергетики. По результатам мониторинга технического состояния действующих объектов электроэнергетики в целом по отрасли отмечается некоторое снижение темпов роста среднего срока службы генерирующего оборудования по отношению к темпам естественного старения. В настоящее время наибольший средний срок службы имеют котлоагрегаты – 42 года. Самые «возрастные» котлоагрегаты эксплуатируются на Конаковской, Черепетской, Южноуральской, Верхнетагильской ГРЭС и ТЭЦ-9 Мосэнерго. Средний срок службы по турбоагрегатам – 33,4 года, при этом 59 ТЭС установленной мощностью более 100 МВт его превышают (Иркутская ТЭЦ-10 – 53,3; Назаровская ГРЭС – 50,4; Конаковская ГРЭС – 47,5; Черепетская ГРЭС – 47,0).

ЭНЕРГОНАДЗОР

Защита для объектов ТЭК Российские IT-компании работают над защитным программным обеспечением для объектов энергетики. Группа компаний «Системы и Технологии» и ОАО «ИнфоТеКС» заключили соглашение о сотрудничестве в области разработки систем защиты IT-инфраструктуры энергетики, жизнеобеспечения городов, объектов промышленности и ЖКХ в России. «Решения группы компаний охватывают более 60 процентов рынка электроэнергетики России. Средства безопасности и защиты энергообъектов от внешних воздействий и вмешательств в работу систем управления энергетикой, ее устойчивость в критических ситуациях – важнейшая задача, решаемая государством. Сегодня принято решение о старте совместного проекта, целью которого является создание готовых систем, гарантированно защищающих любые технологические объекты, использующие российское и импортное ПО. Это позволит либо «достроить», либо заложить в базе готовых решений защиту энергообъектов от внешних воздействий и сохранить устойчивость их работы», – отметил председатель совета директоров ГК «Системы и Технологии» Вячеслав Долгих.

Изменения в закон о теплоснабжении одобрены Госдумой Государственная Дума Российской Федерации приняла в первом чтении разработанный Федеральной службой по экологическому, технологическому и атомному надзору (Ростехнадзор) законопроект «О внесении изменений в Федеральный закон «О теплоснабжении». Документ направлен на устранение пробелов в нормативно-правовом регулировании и приведение Федерального закона от 27 июля 2010 года № 190-ФЗ «О теплоснабжении» в соответствие с ТК РФ (статья 367) и КоАП РФ (статья 23.30), в соответствии с которыми органы государственного энергетического надзора уполномочены на осуществление контроля и надзора за безопасностью тепловых установок и сетей (за исключением бытовых установок и сетей). Наличие необходимых нормативноправовых оснований позволит полноценно планировать и осуществлять контрольно-надзорную деятельность в отношении теплоснабжающих, тепло-

сетевых организаций и потребителей тепловой энергии. Законопроект предлагает дополнение Федерального закона от 27 июля 2010 года № 190-ФЗ «О теплоснабжении» положениями, устанавливающими: – полномочия федерального органа исполнительной власти, осуществляющего федеральный государственный энергетический надзор в сфере теплоснабжения по проведению проверок теплоснабжающих и теплосетевых организаций. Плановые проверки потребителей тепловой энергии законопроектом не предусматриваются; – полномочия федеральных органов в сфере теплоснабжения по разработке требований безопасности в сфере теплоснабжения, не относящихся к продукции или связанных с требованиями к продукции, процессам эксплуатации; – обязанность теплоснабжающих, теплосетевых организаций и потребителей тепловой энергии соблюдать требования безопасности в сфере теплоснабжения.

Нужно больше угля Минэнерго предлагает компенсировать проценты по кредитам для развития угольной отрасли. Для повышения инвестиций в угольную отрасль предлагается предоставлять частичную компенсацию процентных ставок (в размере 2/3 ключевой ставки Банка России) по инвестиционным кредитам на цели модернизации, развития производства и повышения безопасности ведения горных работ с ежегодным лимитом средств не менее 500 млн. рублей. Об этом говорится в сообщении министерства со ссылкой на директора департамента угольной и торфяной промышленности Минэнерго Сергея Мочальникова. Он отметил, что последние десять лет отрасль успешно развивается: идет формирование новых центров угледобычи на востоке страны, обновляются и наращиваются мощности в традиционных районах угледобычи, и прежде всего в Кузбассе, вводятся новые разрезы и обогатительные фабрики. По словам директора департамента, обеспечивается устойчивый рост объемов производства и реализации угольной продукции.

№ 12 (76), декабрь, 2015 г.

С каждого по возможностям Тарифы на электроэнергию будут пересмотрены в пользу промышленных предприятий. В Минэнерго подготовили проект, который предусматривает введение дифференцированных тарифов в зависимости от объемов потребления. Вскоре он будет внесен на рассмотрение в Госдуму. Население должно платить за электричество больше, чем предприятия, но в России дело обстоит наоборот. Об этом заявил замглавы Минэнерго РФ

Вячеслав Кравченко в интервью «Русской службе новостей». «По экономике должно быть наоборот, поскольку себестоимость доставки энергии населению выше, чем промышленным предприятиям. Во всем мире тарифы для промышленности ниже, чтобы стимулировать ее развитие», – пояснил свою точку зрения чиновник. По его словам, из-за высоких тарифов промышленные предприятия придумывают схемы ухода и минимизации издержек, а некоторые отказываются развивать производство.

3

Стратегия отрасли | Тарифное регулирование

Анатолий ГОЛОМОЛЗИН: Мы стремимся отходить от затратного метода при принятии тарифных решений… Президент России Владимир Путин в июле 2015 года подписал указ об упразднении ФСТ и передаче ее функций ФАС. Решение было принято по предложению главы Правительства РФ Дмитрия Медведева, по словам которого это позволит оптимизировать количество органов власти, исполняющих близкие функции.

Т

еперь антимонопольная служба устанавливает тарифы и осуществляет контроль по вопросам, связанным с определением и применением цен (тарифов) в том числе в электроэнергетике, газовой отрасли, сфере транспортировки нефти и нефтепродуктов и т.п. Руководителем новой объединенной структуры стал глава ФАС Игорь Артемьев. В целях реализации новых функций в октябре текущего года при ФАС России создан Методический совет по тарифному регулированию. Его председателем назначен заместитель руководителя ФАС России Анатолий Голомолзин. Об этом сообщается на сайте ведомства. Совет займется рассмотрением поручений президиума коллегии ФАС и коллегиального органа ведомства по вопросам тарифного

4

регулирования, отраслевых проектов методических рекомендаций, а также предложений советов руководителей территориальных органов ФАС в федеральных округах по вопросам тарифов. В задачи совета входит подготовка предложений по выработке основных направлений государственной тарифной политики регулируемых отраслевых товарных рынков. Он также будет давать свои предложения по повышению гибкости тарифной политики и дерегулированию тарифов с учетом условий развития конкуренции. Для реализации возложенных задач новое структурное подразделение будет вправе приглашать на свои заседания руководителей территориальных органов ФАС России, членов общественно-консультативного совета и экспертных советов, созданных при ФАС, а

ЭНЕРГОНАДЗОР

Календарь | День энергетика также представителей федеральных органов исполнительной власти, органов исполнительной власти субъектов РФ, экспертов, представителей советов руководителей, регулируемых организаций, потребителей товаров регулируемых организаций, общественных объединений, предпринимательских союзов, научных организаций и иных заинтересованных лиц. Совет сможет взаимодействовать с предпринимательскими союзами, некоммерческими организациями, общественными объединениями и научными организациями. «Таким образом, ФАС намерена обеспечить взаимодействие между всеми заинтересованными лицами, продолжая при этом использовать принципы открытости, публичности, коллегиальности, баланса интересов потребителей, субъектов естественных монополий и общественно значимых интересов при реализации государственной политики в сфере государственного регулирования субъектов естественной монополии», – подчеркнул Анатолий Голомолзин.

В

ыступая на I Всероссийской научнопрактической конференции «Антимонопольная политика: наука, практика, образование» и рассказывая об особенностях принятия тарифных решений ФАС России, Анатолий Голомолзин отметил: «У нас есть все предпосылки и необходимый опыт для эффективного выполнения всех задач, связанных с возложенной на ФАС функцией по регулированию тарифов. По состоянию на начало декабря 2015 года проведено уже 14 заседаний Правления по более чем 50 вопросам тарифного регулирования». В рамках совета решаются вопросы о том, как будет оцениваться эффективность исполнения функции по тарифному регулированию за 2015 год и план на 2016 год, каким образом центральный аппарат ФАС будет взаимодействовать с территориальными управлениями, создаются рабочие группы по направлениям и отраслевым рынкам. «Наша работа направлена на достижение баланса интересов между производителями услуг и потребителями. Мы стремимся отходить от затратного метода при принятии тарифных решений и намерены реализовать систему долгосрочного регулирования тарифов естественных монополий», – заявил докладчик. Он отметил все самые актуальные вопросы в тарифном регулировании в разных сферах: связи, природного газа, аэропортовых услуг. Рассказал о недавно созданном биржевом комитете, а также об инициативах ФАС по дерегулированию тарифов. В завершение своего доклада Анатолий Голомолзин подчеркнул: «Мы должны достичь высокой эффективности нашей работы, чтобы обеспечить устойчивый рост экономики». Э Источник: www.fas.gov.ru

№ 12 (76), декабрь, 2015 г.

Александр НОВАК, министр энергетики РФ: Дорогие друзья! Поздравляю вас с профессиональным праздником – Днем энергетика! История этого праздника берет свое начало со дня утверждения плана ГОЭЛРО, предопределившего успешное развитие электроэнергетической отрасли. В этом году мы празднуем 95-ю годовщину его принятия. Ветераны отрасли, в сложнейших условиях в течение 15 лет построившие выдающиеся инженерные объекты, с нуля создавшие собственное производство энергетического оборудования, обеспечившие фронт и тыл энергией в годы Великой Отечественной войны, – заслуживают нашего вечного уважения и благодарности, низкий вам поклон! Успехи тех лет стали основой формирования ЕЭС России, развития нашей промышленности. Сегодня отрасль также способна решать большие задачи: с опережением срока запущена в эксплуатацию первая очередь энергомоста в Крым, связавшего полуостров с ЕЭС России и обеспечившего стабильное энергоснабжение для 2 миллионов наших соотечественников. В рейтинге Всемирного банка по показателю доступности энергоинфраструктуры мы продвинулись более чем на 100 позиций и вошли в 30 лучших стран мира. Эти и другие успехи доказывают: наша электроэнергетика и сегодня остается конкурентоспособной. Искренне поздравляю всех работников отрасли с Днем энергетика! Желаю вам новых успехов и благополучия!

Алексей АЛЁШИН, руководитель Ростехнадзора: Уважаемые друзья! Поздравляю вас с профессиональным праздником – Днем энергетика! Сегодня электроэнергетика России не только выполняет свою основную миссию – ежедневно и ежечасно несет свет и тепло миллионам потребителей, – но и становится локомотивом развития всей экономики страны. Эта работа крайне важна как для развития страны, так и для обеспечения повседневного комфорта людей. Каждый год не только открывает перед нами новые возможности, но и создает новые трудности в работе, которые мы совместно с успехом решаем. Не стал исключением и уходящий 2015 год. Мы с вами хорошо знаем, через какие сложности прошла энергетика России. Но их мы выдержали с честью. Уверен, что залогом их решения являются высокий профессионализм, ответственность и преданность делу российских энергетиков. Спасибо вам за хорошую работу! Желаю вам в этот праздничный день здоровья и благополучия, дальнейших успехов в труде, стабильной и безаварийной работы!

5

Ростехнадзор информирует

2016: особое внимание системам безопасности В Федеральной службе по экологическому, технологическому и атомному надзору состоялось заседание коллегии под председательством руководителя ведомства Алексея АЛЁШИНА.

Р

уководитель Ростехнадзора выступил с докладом «О задачах Ростехнадзора, вытекающих из ежегодного Послания Президента Российской Федерации Федеральному собранию Российской Федерации» от 3 декабря 2015 года. С докладами также выступили статс-секретарь – заместитель руководителя Ростехнадзора Александр Рыбас, начальник управления обеспечения организационноконтрольной и лицензионно-разрешительной деятельности Константин Давыдов, начальник управления государственного энергетического надзора Дмитрий Фролов. Особое внимание в докладе Алексея Алёшина было уделено антитеррористической безопасности поднадзорных объектов. «Руководителям территориальных управлений Ростехнадзора совместно с заинтересованными федеральными органами исполнительной власти, органами исполнительной власти субъектов Российской Федерации и органами местного самоуправления необходимо обеспечить участие в организации мониторинга состояния антитеррористической защищенности критически важных опасных производственных объектов и гидротехнических сооружений», – отметил руководитель ведомства.

По словам руководителя Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору Алексея Алёшина, нужно еще раз проанализировать полномочия и функции Ростехнадзора на предмет выявления избыточных и дублирующих функций.

6

По словам Алёшина, нужно еще раз проанализировать полномочия и функции Ростехнадзора на предмет выявления избыточных и дублирующих функций. Научно-техническому совету, Общественному совету Ростехнадзора совместно с отраслевыми управлениями ведомства необходимо выработать предложения по внедрению в практику контрольно-надзорных органов рискориентированных способов надзора. Говоря о международном сотрудничестве, Алёшин отметил важность создания площадки, на которой органы регулирования могли бы обмениваться опытом. «В этом году у нас прошел семинар в рамках БРИКС, который показал заинтересованность наших иностранных партнеров в таких мероприятиях. Необходимо продолжать работу по направлению международного сотрудничества в рамках компетенции Ростехнадзора», – подчеркнул он. Кроме того, была затронута тема Крыма. Руководитель Ростехнадзора подчеркнул, что обеспечению энергетической безопасности Крымского федерального округа должно быть оказано особое внимание. «Органам местного самоуправления необходимо оказать методологическую помощь, если она им понадобится», – отметил он. Участники коллегии обсудили план дальнейших мероприятий, вытекающих из Послания Президента РФ Федеральному собранию Российской Федерации. Затем начальник управления государственного энергетического надзора Дмитрий Фролов выступил с докладом «Обеспечение бесперебойного энергоснабжения Республики Крым и города федерального значения Севастополь в рамках реализации федеральной целевой программы «Социально-экономическое развитие Республики Крым и г. Севастополь до 2020 года», утвержденной Постановлением Правительства Российской Федерации от 11 августа 2014 года № 790». Участники заседания заслушали доклад статс-секретаря – заместителя руководителя Ростехнадзора Александра Рыбаса «О проведении квалификационного экзамена по аттестации экспертов в области промышленной безопасности в соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации от 28 мая 2015 года № 509». Также на обсуждение были вынесены проект плана работы коллегии Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору на 2016 год и другие документы. Э

ЭНЕРГОНАДЗОР

Готовность к ОЗП 2015/2016

Проверка холодом Российские энергетики в целом к ОЗП готовы

П

о информации «Российской газеты», в начале декабря 2015 года в Кабинете министров РФ прошло совещание об итогах подготовки предприятий жилищно-коммунального хозяйства и субъектов электроэнергетики к работе в зимний период 2015/2016. «Есть, конечно, и отдельные проблемы. Есть тепловые электростанции, которые пока отстают от норматива, – это ТЭЦ в Тверской области, а также Назаровская ГРЭС. В ряде регионов существует риск повышенной нагрузки на энергосистемы – это Дагестан, Якутия, Иркутская область и по известным причинам Крымский федеральный округ», – заявил премьер-министр Дмитрий Медведев, открывая совещание. Кроме этого опасение вызывают долги предприятий жилищно-коммунального хозяйства за электроэнергию и топливо. Просроченная задолженность на 1 сентября составляет почти 130 млрд. рублей. При этом, признал глава Минэнерго Александр Новак, в ходе предстоящего осеннезимнего периода прогноз потребления электроэнергии выше, чем в прошлом году, примерно на 1,3%. Это, подчеркнул министр, «связано, в том числе, с более холодной зимой, которая ожидается, – примерно на три градуса ниже средней температуры, чем в предыдущие два года». Еще одна проблема связана не с долгами, а с ремонтами. Правда, большей частью она уже решена, отрапортовал глава Минэнерго. Так, по генерирующему оборудованию ремонты выполнены на 95,2%. По ремонту и расчистке линий электропередачи планы выполнены на 100%. При этом, сообщил Александр Новак, «результаты ремонтных кампаний последних трех лет позволили снизить уровень аварийности по объектам электроэнергетики, наблюдается устойчивая тенденция к снижению по электросетевым компаниям. За 10 месяцев этого года произошло снижение аварийности в сетях на 14% в целом по стране. Снижение аварийности по генерации составило 5%. Запасы топлива составляют и накоплены в среднем более чем в 1,3 раза выше нормативных запасов топлива, и опять же мы это соблюдаем уже в течение последних нескольких лет». Однако остается еще один момент, на который практически невозможно повлиять – погода. Так, по прогнозам синоптиков этой осенью и зимой ожидается сложная гидрологическая обстановка. В результате запасы гидроресурсов водохранилищ Кангарского каскада гидроэлектростанций на 64% ниже средних многолетних значений, в водохранилищах Енисейского каскада – ниже на 8%, в Цимлянском водохранилище – ниже на 91%.

№ 12 (76), декабрь, 2015 г.

При этом с одной серьезной проблемой успели разобраться до наступления холодов – заработал энергомост в Крым. После запуска первой цепи энергомоста из Краснодарского края в Крымский федеральный округ количество подключенных к энергоснабжению потребителей в Крыму увеличилось почти на 400 тыс. человек. Строительство первой очереди энергомоста завершится вводом в эксплуатацию кабельно-воздушной линии 220 кВ Тамань–Кафа, после чего максимально допустимый переток мощности из ЕЭС России в ЭС Крыма достигнет 400 МВт. При этом, по сведениям вице-премьера Правительства Крыма Михаила Шеремета, максимальная потребность Крыма в электроэнергии – 1,2 тыс. МВт в сутки. И только около 30% от необходимой мощности покрывает собственная генерация тепловых, солнечных и ветряных электростанций полуострова.

7

Готовность к ОЗП 2015/2016

Анализ нарушений В 2015 году в соответствии с годовым графиком, утверждаемым Минэнерго России, предусмотрены проверки 97 объектов. План на 2016 год предусматривает проверки 81 предприятия.

П

о информации Минэнерго РФ, цель выездных проверок, которые осуществляются комиссиями министерства при участии специалистов ЗАО «Техническая инспекция ЕЭС», – оценка фактического технического состояния оборудования объектов, определение готовности предприятий к работе в осенне-зимний период 2015/2016. Проверки проводятся по типовой программе, предусматривающей визуальное обследование объекта, анализ документации по ремонту и техобслуживанию оборудования на соответствие отраслевым НТД. Только по итогам октября на проверенных электростанциях было выявлено 1 065 отклонений от НТД. Существенные нарушения, влияющие на надежность функционирования оборудования, зафиксированы на четырех генерирующих объектах. В отчетах комиссий Минэнерго России отмечается ненадлежащее выполнение годовых планов ремонта оборудования: работы выполняются в объемах, ниже регламентных, и с нарушением утвержденных графиков. Кроме того, из ремонта в эксплуатацию принимается оборудование с техническими характеристиками, не восстановленными до нормативных значений. Например, в результате выездной проверки одной из электростанций выявлена турбина, техническое состояние проточной части которой не соответствует требованиям завода-изготовителя. Следовательно, существует риск отказа данной единицы оборудования в период ОЗП. К снижению располагаемой мощности электростанции также может привести эксплуатация основного оборудования с безосновательно отключенными технологическими защитами. Такие отклонения от НТД выявлены на двух проверенных объектах. На одной из электростанций комиссия Минэнерго России отметила отсутствие сигнализаций и блокировок системы пылеприготовления. Данное требование предусмотрено Инструкцией по обеспечению взрывобезопасности топливоподач и установок для приготовления и сжигания пылевидного топлива, на обязательность выполнения которой в полном объеме обращено внимание субъектов электроэнергетики в информационном письме заместителя министра энергетики России по итогам расследования причин аварии на Западно-Сибирской ТЭЦ в 2014 году. Кроме того, в ходе проверок генерирующего оборудования зафиксировано значительное количество оборудования, зданий и сооружений, не прошедших техническое освидетельствование. Поэтому невозможно определить их фактическое техническое состояние и объективно оценить риски снижения надежности работы объектов в осенне-зимний период. В этот же период также были произведены проверки четырех предприятий электросетевого комплекса. Всего выявлено 463 отклонения от НТД. Как и на электростанциях, на территории подстанций инспектируемых предприятий выявлено заметное количество оборудования, зданий и сооружений, не прошедших техническое освидетельствование. На всех проверенных объектах нарушаются требования по содержанию трасс ВЛ, эксплуатируются опоры с наклоном от вертикали сверх допустимых значений. На одном из проверенных предприятий более 90% трансформаторов эксплуатируются за пределами срока службы, то есть более 25 лет. При этом в течение последних пяти лет капитальные ремонты данного вида оборудования не производились, а перспективные планы ремонта оборудования подстанций на следующие пять лет не сформированы. Перечисленные нарушения правил эксплуатации и технического обслуживания в совокупности могут негативно повлиять на непрерывность электроснабжения потребителей. Э

8

Е

сли говорить о вводе новых мощностей в 2015 году, то еще в мае было отмечено, что реализация планов на 2015–2018 годы в объеме свыше 27 гигаватт (ГВт) потребует более 4 трлн. руб. инвестиций. Об этом, в частности, говорилось в основных параметрах социально-экономического развития на 2016 год и на плановый период 2017–2018 годов, которые подготовили в Минэкономразвития. Из них на генерацию и сетевое хозяйство будет приходиться около 69 и 31% соответственно. При этом, по оценкам Минэнерго, в 2015 году ожидается ввод более 4,6 ГВт новых генерирующих мощностей. За 10 месяцев текущего года уже обеспечен ввод 2 ГВт генерирующих мощностей, наиболее крупные из которых энергоблок № 3 Березовской ГРЭС (800 МВт), энергоблок № 9 Черепетской ГРЭС (225 МВт), ПГУ-1 Нижнетуринской ГРЭС (227 МВт), ПГУ-1 ТЭЦ-12 Мосэнерго (211,6 МВт). В то же время подтвержденные точными цифрами итоги года в электроэнергетике еще впереди. Сейчас эксперты, опираясь на информацию за первую половину 2015 года, говорят о том, что одной из черт первых 6 месяцев, например, было то, что производство электроэнергии росло быстрее спроса. Главным фактором роста производства стало резкое увеличение экспорта по причине девальвации рубля и роста поставок на Украину и в Республику Крым. В структуре генерации наилучшую динамику производства продемонстрировали атомные электростанции, установившие рекорд как по объему производства, так и по темпам его роста. Вместе с тем, из-за маловодья рек произошло резкое снижение производства на ГЭС. Которое, в свою очередь, привело к аномальному повышению цен на оптовом рынке электроэнергии в Сибирской ценовой зоне. Вместе с тем, из-за увеличения доли АЭС в общем объеме производства цены в европейской зоне снизились. В то же время стоит напомнить, что на 2015 год Минэнерго выделяло несколько основных задач. Среди них корректировка Энергостратегии-2030 с продлением ее до 2035 года, реализация дорожной карты «Внедрение целевой модели рынка тепловой энергии», создание и ввод в эксплуатацию ГИС ТЭК, разработка проекта закона по введению налога на финансовый результат в нефтяной отрасли, содействие импортозамещению в промышленности и ТЭК. Один из основных документов отрасли – как раз стратегия. Минэнерго представило обновленный вариант в октябре 2015 года. Ключевым фактором Энергостратегии-2035 в результате определили повышение энергоэффективности и задействование потенциала энергосбережения. В целевом сценарии энергоемкость российской экономики должна уменьшиться к 2035 году в 1,6 раза, а электроемкость ВВП снизиться в 1,4 раза. В результате при почти двойном росте ВВП потребление первичной энергии увеличится только на 17%, а спрос на электроэнергию – на 36%. Э

ЭНЕРГОНАДЗОР

лидеры энергетичеСкого комПлекСа

Свет – в каждый дом Акционерное общество «НЭСК-электросети» является одной из лидирующих сетевых компаний на территории Краснодарского края по объему оказываемых услуг по передаче электрической энергии. 25 филиалов Общества обеспечивают электроэнергией около 2 миллионов потребителей.

Н

а протяжении 8 лет компания успешно осуществляет свою деятельность на территории Кубани, доставляя электроэнергию по электрическим сетям 0,4, 6–10 кВ в каждый дом, каждому потребителю. Эффективную и надежную работу АО «НЭСКэлектросети» обеспечивают его сотрудники. Слаженность и высокая производительность труда позволяют Обществу поддерживать свой имидж на высоком уровне. Как и в любой электросетевой организации, в АО «НЭСК-электросети» ежегодно проводится ряд мероприятий, направленных на подготовку электросетевого комплекса к работе в периоды летних и зимних максимумов нагрузок, при этом особое внимание уделяется, конечно, осенне-зимнему периоду. В 2015 году компания, как и всегда, использовала современные материалы и оборудование. Персонал АО «НЭСК-электросети» проводил работы по капитальному ремонту кабельных линий 6 и 10 кВ, замене ответвлений к жилым домам, ремонту строительной части трансформаторных подстанций и в других направлениях. Так, с начала года отремонтировано 98,4 км кабельных линий электропередачи напряжением 6 и 10 кВ, заменено 3 342 ответвления общей протяженностью 77 км, произведен ремонт 813 трансформаторных подстанций и распределительных пунктов. Выполнение данных работ позволило уменьшить число технологических нарушений в сетях. Для предотвращения нагрева контактных соединений проводилось тепловизионное обследование на ТП и ВЛ. С начала текущего года проведено около 2 тысяч тепловизионных обследований электрооборудования. Подготовка к прохождению ОЗП – ответственная работа, в которую входит не только стопроцентная реализация ремонтной программы, но и выполнение ряда организационных мероприятий. Оперативный и оперативно-ремонтный персонал филиалов по состоянию на 1 сентября 2015 года был полностью укомплектован необходимыми материалами, оборудованием, зимней спецодеждой, спецобувью и средствами защиты. Помимо этого в каждом филиале сформирован аварийный запас электрооборудования и материалов, проверена работа средств связи и оповещений. Во всех филиалах предприятия проведены противоаварийные тренировки, посвященные особенностям предотвращения внештатных ситуаций в условиях низких температур наружного воздуха. Также в полную готовность приведены автотранспорт и специальные меха-

№ 12 (76), декабрь, 2015 г.

низмы для работы в зимнее время. Кроме того, комиссией Северо-Кавказского управления Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору осуществлена проверка готовности АО «НЭСК-электросети» к работе в осенне-зимний период 2015/2016, по результатам которой установлено, что Общество готово к прохождению ОЗП. По итогам проверки АО «НЭСК-электросети» был выдан паспорт готовности. Большую роль при проведении необходимых мероприятий для ОЗП 2015/2016 сыграло не только состояние оборудования, но и квалификация персонала энергокомпании, его умение четко и последовательно решать поставленные задачи. Подводя итоги этой деятельности, можно высоко оценить работу филиалов по устранению возникающих в электросетях аварийных ситуаций и с уверенностью констатировать, что АО «НЭСК-электросети» благополучно преодолело все проблемы уходящего года. И каждый раз надо было бороться, работать в круглосуточном режиме. Именно так и трудились специалисты компании, стремясь, насколько это возможно, быстро и эффективно восстановить энергоснабжение городов и районов Краснодарского края. Трудности, возникавшие в течение 2015 года, и то, как они были преодолены, позволяют судить о высокой степени профессионализма работников Общества. Ведь главное – извлекать правильные выводы из сложившейся ситуации и, несмотря ни на что, выполнять свой долг перед жителями Краснодарского края – нести свет в каждый дом. Р

АО «НЭСК-электросети» 350049 Краснодар, ул. Северная, 247 Тел. + 7 (861) 216-82-81 Факс + 7 (861) 216-83-00 E-mail: nesk-elseti@nesk.ru www.nesk-elseti.ru

Вручение паспорта готовности филиалам. Слева: главный инженер – технический директор АО «НЭСК-электросети» Б.К. Сарсебаев, справа – главный инженер филиала АО «НЭСК-электросети» «Тихорецкэлектросеть» В.А. Купин

9

лидеры энергетичеСкого комПлекСа

К зиме готовы Итоги работы по подготовке объектов к эксплуатации в сезон пиковых нагрузок ООО «Газпром трансгаз Сургут» готово к работе в условиях осенне-зимнего периода 2015/2016 и связанных с этим сезоном пиковых нагрузок газопотребления – такое решение было принято на очередном заседании Совета руководителей дочернего общества. Каждый из филиалов предприятия получил соответствующий паспорт готовности.

П

одготовка объектов и оборудования к работе в условиях зимнего периода – одно из основных направлений в годовом цикле работ газотранспортного предприятия, и в ООО «Газпром трансгаз Сургут» этому вопросу традиционно уделяется особое внимание. В дочернем обществе ежегодно разрабатываются мероприятия по подготовке объектов к эксплуатации в осенне-зимний период. Данная процедура регламентирована стандартом организации (СТО) и условно состоит из трех основных этапов – разработки плана мероприятий, их выполнения и проведения комиссионной проверки готовности объектов. В 2015 году план включал в себя 192 мероприятия, которые охватили все основные производственные службы. Перед проведением комиссионных проверок все филиалы Общества отчитались в выполнении всех мероприятий плана. В процессе подготовки объектов к

10

работе в осенне-зимний период проведены один зимний и четыре летних комплекса плановопредупредительных ремонтных работ на линейной части и компрессорных станциях. В ходе остановочных комплексов было сделано следующее: • выполнены планово-предупредительные ремонты в 37 компрессорных цехах; • заменено 86 дефектных единиц трубопроводной арматуры Ду 50–1000 мм на КС; • заменено 30 дефектных единиц трубопроводной арматуры Ду 150–1400 мм на линейной части; • устранены все опасные дефектные участки на линейной части трубопровода; • по результатам внутритрубной дефектоскопии заменены новыми наиболее опасные участки газопровода. Кроме этого в рамках капитального ремонта линейной части проведены работы по переизоляции участков магистрального газопровода «Уренгой – Сургут – Челябинск», выполнен капитальный ремонт двух ГРС на юге Тюменской области. В процессе капитального ремонта компрессорных станций произведены 48 ремонтов ГПА, а также комплексный ремонт трубопроводов технологической обвязки компрессорных цехов КС-9 «Тобольская» и КС-10 «Ярковская». Выполнен капитальный ремонт трех котельных, заменены тепловые сети на КС-5, отремонтирован ряд зданий и сооружений. Все эти работы проведены качественно и в установленный срок. В соответствии с планом работ продолжается ремонт двух воздушных переходов магистрального газопровода «Заполярное – Уренгой» – 105 и 138 км, а также капитальный ремонт газопровода-отвода «Нижневартовский

ЭНЕРГОНАДЗОР

ГПЗ – Сургутская ГРЭС-1» (Сургутское ЛПУ) и на участке магистрали «Уренгой – Челябинск» 1236–1262 км (Тобольское ЛПУ). Все участки будут введены в эксплуатацию в установленные сроки. Успешное выполнение программы капитального ремонта объектов линейной части системы магистральных газопроводов, эксплуатируемых дочерним обществом, за последние годы позволило добиться ощутимых результатов и значительно повысить надежность магистрали в целом. Все имевшиеся дефекты, возникающие по причине коррозионного растрескивания под напряжением, на сегодняшний день заменены, и участков трассы, где по причине изношенности приходилось применять режим пониженного давления, уже не осталось. Хорошо подготовиться к зиме газовикам помогли и заранее сформированные запасы материалов и оборудования. В рамках работы по формированию единого аварийного запаса предприятие сумело неплохо укомплектоваться трубами, запорной арматурой, всевозможными расходными материалами, спецодеждой и средствами индивидуальной защиты работников. Готовность объектов к эксплуатации в осеннезимний период 2015/2016 была подтверждена четырьмя выездными комиссиями, которые проверили все филиалы общества. В результате проверки их представители указали на незначительные несоответствия при работе в особых условиях эксплуатации и установили кратчайший срок их исправления. Все филиалы получили паспорта готовности к эксплуатации в осенне-зимний период. Р Подготовлено Дмитрием КАРЕЛИНЫМ Фото Вадима ПИХНОВСКОГО

ООО «Газпром трансгаз Сургут» – 100%-е дочернее предприятие ПАО «Газпром», эксплуатирующее свыше 6,5 тысячи км магистральных газопроводов от Заполярного НГКМ до границ Омской и Курганской областей. В составе Общества 26 филиалов, в том числе 14 линейных производственных управлений магистральных газопроводов, в которых действуют 38 компрессорных цехов, 273 ГПА. Коллектив насчитывает около 9 тысяч человек. Ежегодный объем транспортируемого предприятием газа – более 210 миллиардов кубометров. Общество сертифицировано по системам: ISO 9001, ГОСТ Р ИСО 9001, СТО Газпром 9001, ISO 14001:2004, ГОСТ Р ИСО 14001-2007, OHSAS 18001:2007 и ГОСТ Р 54934-2012.

ООО «Газпром трансгаз Сургут» 628406 ХМАО–Югра, г. Сургут, ул. Университетская, 1 Тел. + 7 (3462) 75-00-09 Факс + 7 (3462) 28-37-68 E-mail: telegraf@surgut. gazprom.ru www.surgut-tr.gazprom.ru

№ 12 (76), декабрь, 2015 г.

11

энергооПора

Учим энергетиков Негосударственное частное образовательное учреждение Дополнительного профессионального образования «Учебный центр «Межрегиональной распределительной сетевой компании Урала», созданное как специализированное предприятие для профессионального обучения рабочих и специалистов «Свердловэнерго», уже 41 год оказывает образовательные услуги в сфере электроэнергетики.

«Н

аш учебный центр – это многофункциональное учреждение дополнительного профессионального образования с богатыми учебно-методическим и материально-техническим комплексами, реализующее более двухсот образовательных программ, – рассказывает Светлана ЗАВРАЖНОВА, директор Учебного центра «МРСК Урала».

Учебный центр «МРСК Урала» 620017 Екатеринбург, ул. Электриков, 17 Тел. + 7 (343) 359-14-18 359-14-45 Факс + 7 (343) 359-14-62 E-mail: uc@uc.mrsk-ural.ru Челябинский филиал 454002 Челябинск, ул. Российская, 23б Тел. + 7 (351) 267-81-77 267-81-71 Факс + 7 (351) 26781-60 E-mail: che@uc.mrsk-ural.ru www.uc-mrsk-ural.ru

– Светлана Казимировна, какова основная задача Учебного центра «МРСК Урала»?

– Я вижу ее в том, чтобы поддерживать в работоспособном состоянии электроэнергетическую отрасль через совокупность практических и теоретических подходов в зависимости от профессиональных задач и уровня ответственности слушателей. Динамику изменений содержания образования и условий профессиональной подготовки персонала в Учебном центре «МРСК Урала» и его филиале в городе Челябинске обусловливает современное развитие электросетевого комплекса, сопровождаемое внедрением оборудования и технологий нового поколения.

– Что собой представляет специализированная материальная база Учебного центра?

– Она включает в себя 22 лаборатории, 10 компьютерных классов, 6 полигонов, оснащенных по принципам дуального образования, а также учебные кабинеты и мастерские. Лаборатории предоставляют возможность обучения и совершенствования профессиональных компетенций на действующем оборудовании, используемом в энергосистеме. Тренажеры в натуральную величину позволяют отрабатывать практические навыки выполнения работ и формировать психологию безопасного поведения на рабочем

месте. Программные комплексы используются для обучения и контроля знаний. Мощная учебно-тренировочная база – только одна из составляющих успешного образовательного процесса. В числе остальных важных аспектов – сильный преподавательский состав из практиков и представителей научной среды, умение подстроиться под заказчика, расширение и актуализация учебных программ.

– Как часто требуется актуализировать учебные программы или расширять их спектр?

– Любая учебная программа обновляется в соответствии с требованиями нормативных документов. К примеру, сейчас вводятся национальные профессиональные стандарты, устанавливающие требования к квалификации, необходимой работнику для осуществления определенного вида профессиональной деятельности. Это влечет за собой актуализацию существующих программ обучения. В организациях, всерьез относящихся к своему развитию, обучение персонала ведется на постоянной основе: при внедрении нового оборудования или бизнес-процесса у предприятия нередко возникает потребность обучить персонал по индивидуальной программе для приобретения новых профессиональных компетенций. Именно возникающей спецификой продиктован оперативный подход в разработке учебных программ дополнительного образования и профессионального обучения.

– Что пожелаете коллегам в связи с Днем энергетика и наступающим Новым годом?

– Я желаю всем счастья, любви и стабильности. Пусть Новый год принесет удачу, благополучие и процветание. Р

12

ЭНЕРГОНАДЗОР

ЭНЕРГООПОРА

Реконструкция электростанций Некоторые аспекты проведения конкурсных процедур

К

омпания «УРАЛТЕХМАРКЕТ» работает в сфере промышленной автоматизации с 1992 года. Начиная с 2009 года опыт компании оказался востребован в энергетике: на тепловых электростанциях ОАО «Фортум», ПАО «Энел Россия», ПАО «Т Плюс» и крупных отопительных котельных Уральского региона. С момента создания компании мы выполнили значительный объем работ по реконструкции и техническому перевооружению систем контроля и управления теплотехническим оборудованием ТЭЦ на базе надежных современных программно-технических комплексов (ПТК). При этом технологическое оборудование (в частности, системы газопотребления и сжигания угля) приводилось в соответствие с действующими правилами промышленной безопасности. Нами накоплен большой положительный опыт совместной работы с оперативным персоналом электростанций и инженерными службами Заказчиков, что способствует повышению технического уровня наших специалистов и специалистов электростанций. Участие в многочисленных конкурсах на право предоставления услуг позволило менеджменту ЗАО «УРАЛТЕХМАРКЕТ» сформировать свой взгляд на организацию конкурсов и принятие комиссиями окончательных решений, который считаем целесообразным изложить ниже: Конкурсные заявки формируются по двум вариантам: Вариант 1: в 2009–2012 годах на работы по реконструкции стоимостью от 10 млн. руб., как правило, проводились конкурсы на весь пакет работ – от обследования и проектирования до наладки и ввода в эксплуатацию. Выбранная на конкурсе организация выполняла все работы «под ключ» с функциями генподрядчика, привлекая при необходимости на субподряд фирмы по согласованию с заказчиком. Вариант 2: с 2012 года практикуются конкурсы, главным образом, на отдельные виды работ: разработка проектно-сметной документации, поставка оборудования по разработанным в проекте спецификациям, монтаж и наладка оборудования со сдачей объекта в эксплуатацию поэтапно. При этом, как правило, на каждый этап приглашаются разные подрядчики. На первом этапе (проектирование) конкурс очень часто выигрывает демпингующая фирма, которая в действительности не в состоянии разработать проект надлежащего качества. В результате организации, выходящие на монтаж и наладку, вынуждены изменять совместно с заказчиком проектные решения и поставку, включая замену оборудования, заложенного в проекте. Нормальной реализации проекта в данном случае мешает и то, что заказчик закладывает

№ 12 (76), декабрь, 2015 г.

в бюджет стоимость, определенную сметной документацией без учета временного фактора увеличения цен (так, проекты, выполненные в 2013 году, реализуются в 2015 году). В итоге приходится осуществлять вынужденное, процедурно крайне сложное увеличение бюджета, заключение дополнительного соглашения, срыв сроков и т.п. Кроме того, заказчик вынужден сам координировать работу нескольких организаций, работающих на каждом этапе по отдельному договору, для чего у заказчика зачастую отсутствуют соответствующие специалисты. При этом, из-за нестыковок этапов работ, возникают материальные и временные потери. Опыт работы ЗАО «УРАЛТЕХМАРКЕТ» по участию в конкурсных процедурах, накопленный на указанных выше объектах, позволяет сделать однозначные выводы: • проекты, выполненные по договорам, заключенным по «варианту 1» (подрядчик выполняет работу «под ключ»), реализуются более качественно и с соблюдением договорных сроков, нежели проекты по «варианту 2»; • на стадии проведения конкурсных процедур по «варианту 1» эффективнее исключаются демпингующие фирмы; • организовать работу заказчика с генподрядчиком, выбранным по «варианту 1», значительно проще, чем с несколькими подрядчиками, выбранными по «варианту 2». К сожалению, практика показывает: • при принятии решения по выбору подрядчика достаточно часто игнорируется мнение технических служб заказчика, что в конечном счете приводит к ухудшению качества проектных решений и затруднению их реализации; • попытки заказчика выбрать подрядчика только по принципу «дешевле» не только не приводят к удешевлению, но и серьезно усложняют весь процесс реализации, а в ряде случаев вызывают необходимость даже проведения повторного конкурса и смены подрядчика в процессе работы; • не работает также декларированная некоторыми заказчикам формула о предпочтительной работе с подрядчиками, уже доказавшими свои профессиональный уровень, и вместо них появляются «дешевые» подрядчики; • очень много времени уходит на организацию конкурсных процедур, что сокращает фактическое время на реализацию проекта и, как следствие, проблемы со сроками завершения работ. И в заключение – для нас очень важно мнение других потенциальных заказчиков и подрядчиков по этой актуальной теме, поэтому приглашаем их высказаться на страницах этого издания. Р

Александр ГРАМОТЕЕВ, генеральный директор ЗАО «УРАЛТЕХМАРКЕТ»

Владислав НИШНЕВИЧ, главный инженер проекта ЗАО «УРАЛТЕХМАРКЕТ», заслуженный работник ЕЭС и Минэнерго России

ЗАО «УРАЛТЕХМАРКЕТ» 620149 Екатеринбург, ул. Серафимы Дерябиной, 24 Тел./факсы +7 (343) 380-51-41, 380-51-42 (43, 44, 45) E-mail: info@uraltm.ru www.uraltm.ru

13

Календарь | АО «Гидропроект» – 85 лет

Энергия бурной воды Проектно-изыскательский и научно-исследовательский Институт «Гидропроект» им. С.Я. Жука – один из старейших проектных институтов современной России, занимающихся проектированием гидроэнергетических и водохозяйственных сооружений – отметил свое 85-летие.

С

АО «Институт Гидропроект» 125993 Москва, Волоколамское шоссе, 2 Тел. +7 (495) 727-36-05 E-mail: hydro@hydroproject.ru www.mhp.rushydro.ru

14

вою историю организация ведет с 30-х годов ХХ века, периода старта бурного развития индустриализации и электрификации отечественного народного хозяйства. В тот период в стране начался настоящий бум развития энергетики, активное строительство гидравлических и тепловых электростанций, что закономерно привело к консолидации отечественных специалистов в профильных проектностроительных организациях. В те годы в развитии энергетики на территории России принимали активное участие и гражданские институты, и ведомства внутренних дел, ведущие практически параллельную деятельность. В частности, в 1930 году на основе Народного Комиссариата тяжелой промышленности образовался «Институт Гидроэнергопроект» (ГИДЭП), а в системе НКВД появился прообраз организации, в процессе своего развития ставшей «Институтом Гидропроект». ГИДЭПу были поручены функции изучения речного гидропотенциала на всей территории страны и разработки схем его использования. В то время как Институт «Гидропроект» занялся разработкой и строительством конкретных объектов, осуществлял проектно-изыскательские и научно-исследовательские работы по каналу Москва–Волга и Верхне-Волжским гидроэлектростанциям.

В 1962 году организации были объединены. Сегодня «Институт Гидропроект» выполняет полный комплекс изыскательских и проектных работ на всех стадиях – от разработки схем энергетического и водохозяйственного использования рек до завершения строительства и пуска объектов в коммерческую эксплуатацию. Ведомство заслуженно входит в число ведущих мировых проектных организаций в сфере гидроэнергетики. В настоящее время Институт ведет успешную деятельность не только на территории России, но и за ее пределами. Сооружения, созданные по проектам Института, эффективно и надежно эксплуатируются и в РФ, и во многих зарубежных странах. На территории России, стран Балтии и СНГ Институтом «Гидропроект» спроектировано свыше 250 ГЭС суммарной мощностью более 65 000 МВт и годовой выработкой около 230 млрд. кВт•ч электроэнергии, а в 51 стране мира – свыше 50 ГЭС суммарной мощностью более 26 000 МВт. Кроме того, Институт выполнил проектирование ряда судоходных каналов, в том числе канала им. Москвы, Волго-Донского судоходного канала имени В. Ленина, а также единственной приливной электростанции России Кислогубской ПЭС. Осенью 2015 года АО «Институт Гидропроект» отметил свой 85-летний юбилей. За годы работы организация провела успешное проектирование более 400 гидротехнических объектов и подтвердила свой профессионализм и высокую компетенцию не только в России, но и на международном уровне. В частности, в портфолио организации входят крупнейший в Европе каскад Волжских ГЭС, Асуанская высотная плотина в Египте, ГЭС Тери в Индии, гидроузел Хоабинь во Вьетнаме, ГЭС Капанда в Республике Ангола и многие другие. Из современных проектов Института необходимо отметить одну из крупнейших гидроэлектростанций в России – Богучанскую ГЭС.

– Для нас 85-летний юбилей – это яркое подтверждение успеха, надежной и стабильной работы. За эти годы было создано большое количество проектов гидроэлектростанций, крупных каналов и гидроузлов комплексного назначения, многие из которых являются уникальными по своим параметрам и инженернотехническим решениям. Накопленный годами уникальный опыт, неоспоримый авторитет и умение идти в ногу со временем позволяют нам решать сложнейшие задачи и занимать лидирующее положение в области проектирования гидротехнических сооружений, – говорит главный инженер, первый заместитель генерального директора Евгений Беллендир. Р

ЭНЕРГОНАДЗОР

Leica Captivate

Реклама

Инженерные изыскания в 3D

ǴȕȉȕȌ ȖȕȑȕȒȌȔȏȌ șȇȜȌȕȓȌșȗȕȉ /HLFD 9LYD ȏ 1RYD ȖȕȒȌȉȢȜ ȑȕȔșȗȕȒȒȌȗȕȉ /HLFD &6 ȏ ȖȒȇȔȟȌșȕȉ /HLFD &6 F ȗȌȉȕȒȥȝȏȕȔȔȢȓ ȖȕȒȌȉȢȓ ȖȗȕȊȗȇȓȓȔȢȓ ȕȈȌȘȖȌȞȌȔȏȌȓ /HLFD &DSWLYDWH ȖȗȌȉȗȇȠȇȥș ȘȒȕȍȔȢȐ ȔȇȈȕȗ ȖȗȕȘșȗȇȔȘșȉȌȔȔȢȜ ȋȇȔȔȢȜ ȉ ȖȗȕȘșȢȌ ȏ ȚȋȕȈȔȢȌ ȋȒȦ

ȗȇȈȕșȢ ' ȓȕȋȌȒȏ ǯȘȖȕȒȣȎȚȦ ȖȕȔȦșȔȢȌ ȖȗȏȑȒȇȋȔȢȌ ȖȗȕȊȗȇȓȓȢ ȏ ȘȌȔȘȕȗȔȢȌ șȌȜȔȕȒȕȊȏȏ ȉȘȌ șȏȖȢ ȏȎȓȌȗȌȔȏȐ ȏ ȖȗȕȌȑșȔȢȌ ȋȇȔȔȢȌ ȓȕȍȔȕ ȖȗȕȘȓȇșȗȏȉȇșȣ ȉ șȗȌȜ ȖȒȕȘȑȕȘșȦȜ ǶȕȒȌȉȕȌ Ƕǵ /HLFD &DSWLYDWH ȓȕȍȌș ȖȗȏȓȌȔȦșȣȘȦ ȉ ȗȇȎȒȏȞȔȢȜ ȘțȌȗȇȜ ȏ ȕșȗȇȘȒȦȜ ȉȔȌ ȎȇȉȏȘȏȓȕȘșȏ ȕș șȕȊȕ Ș ȑȇȑȏȓ ȏȔȘșȗȚȓȌȔșȕȓ ǩȢ ȗȇȈȕșȇȌșȌ *166 - ȖȗȏȌȓȔȏȑȕȓ șȇȜȌȕȓȌșȗȕȓ ȏȒȏ ȏ șȌȓ ȏ ȋȗȚȊȏȓ

Ȋ dzȕȘȑȉȇ ȚȒ ǶȇȉȒȇ DZȕȗȞȇȊȏȔȇ ȋ

ZZZ QDYJHRFRP UX

dzȌȔȦȌȓ ȖȗȇȉȏȒȇ ǶȕȒȌȉȢȌ ȗȇȈȕșȢ ȉ ' ǮȇȑȇȍȏșȌ ȋȌȓȕȔȘșȗȇȝȏȥ ȏȒȏ ȖȏȒȕș ȖȗȕȌȑș Ț ȉȇȟȌȊȕ ȋȏȒȌȗȇ

Календарь | АО «Гидропроект» – 85 лет

Опора сибирской гидроэнергетики АО «Организатор строительства Богучанской ГЭС» рассказывает о своем опыте развития энергетических мощностей Нижнего Приангарья.

Б

огучанская ГЭС (БоГЭС), расположенная на реке Ангара, является одним из самых масштабных энергетических проектов современной России. Согласно информации экспертов АО «Организатор строительства Богучанской ГЭС», государственный план энергетического использования реки был разработан еще в 1953 году. АО «Организатор строительства Богучанской ГЭС» поздравляет руководство и коллектив АО Институт «Гидропроект» со знаменательной датой – 85-летием Института и желает профессиональных успехов, новых, ярких достижений и продуктивного сотрудничества с надежными партнерами. Ваш вклад в российскую энергетику сложно переоценить.

16

Позже, в 1964 году, постановлением государственной Экспертной комиссии Госплана СССР были одобрены мощности ГЭС, в 1965–1968 годах разработан первый этап проектного задания, а в 1969 году – открыт титул на проектноизыскательные работы. Занялось им акционерное общество «Проектно-изыскательский и научно-исследовательский институт «Гидропроект» им. С.Я. Жука», которое разработало проект ГЭС, прошедший экспертизу в 1979 году. Возглавлял работу над ним главный инженер проекта Е.Блонд. Старт строительства Богучанской ГЭС совпал с окончанием работы над другим крупным энергетическим сооружением – «Усть-Ильимской ГЭС», также разработанной экспертами института «Гидропроект», возглавляемого тогда Л.Михайловым. Главным инженером научного учреждения в те годы был Н.Малышев. Тогда об энергетической и какой-либо другой инфраструктуре в месте последующего появления БоГЭС не могло быть и речи, освоение этих диких мест и подготовка к строительству ГЭС начались еще в 1975 году, параллельно работе над ее проектом. Первым шагом стало строительство автодороги Седаново – Богучанская ГЭС, линии электропередачи напряжением в 220В и пионерной базы. Позже, под нужды приехавших на Ангару строителей будущей ГЭС, началось строительство города, получившего затем имя Кодинск. Возглавлял работы начальник группы рабочего проектирования В. Цыбаков. Результатом его труда стало то, что уже в 1980 году был уложен первый куб бетона в основание будущей Богучанской ГЭС. Сам Цыбаков в то время осуществлял авторский надзор за строительством. Богучанская ГЭС перешла в стадию планового строительства. Однако уже в скором времени, в начале 80-х годов, в Советском Союзе началась «перестройка», интерес к строительству таких крупных энергетических объектов упал, начались сложности с финансированием. Тем не менее и заказчики строительства, и подрядчики единым фронтом выступали за то, чтобы работы продолжались – заморозка строительства ГЭС повлекла бы за собой куда большие убытки. В результате возведение электростанции продолжилось, хотя темпы ощутимо упали. Так продолжалось до 2006 года. В тот же год стартовал проект Богучанского алюминиевого завода (БоАЗ). Вместе с БоГЭС предприятие вошло в Богучанское энергометаллургическое объединение (БЭМО) –

ЭНЕРГОНАДЗОР

совместный проект компании РУСАЛ и «РусГидро». Сегодня БЭМО является ключевым элементом Программы комплексного развития Нижнего Приангарья. Реализация проекта, по планам его авторов, позволит создать энергетическую базу, необходимую для успешного развития промышленности в этом регионе. В частности, БоАЗ, чей старт ожидается в начале 2016 года, должен выйти на проектную мощность в 600 тыс. тонн первичного алюминия в год. Когда проект БЭМО был утвержден, контроль за проведением работ на электростанции взяло на себя АО «Организатор строительства Богучанской ГЭС» (ОС), созданное с привлечением специалистов, имеющих богатейший многолетний опыт строительства и реконструкции энергетических объектов, плотно сотрудничающее с прародителем электростанции – НИИ «Гидропроект». Сегодня АО «Организатор строительства Богучанской ГЭС» является одной из крупнейших инжиниринговых компаний Сибири. Ее специализация – комплексное управление проектами строительства промышленных, энергетических и гражданских объектов любого масштаба «под ключ» на принципах EPCM-подряда с использованием современных технологий планирования и управления. В сферу профессиональной компетенции общества входят: разработка ТЭО проектов, организация разработки и проверка проектной и рабочей документации, проведение конкурс-

№ 12 (76), декабрь, 2015 г.

ных процедур по выбору подрядчиков на проектирование, поставку оборудования и СМР, управление поставками: контрактация, закупки оборудования и материалов, сопровождение грузов, логистика, приемка, управление строительными, монтажными и пусконаладочными работами: организация работ на стройплощадке, технический надзор за производством работ, контроль охраны труда. Являясь организацией, ответственной за качество проведения работ на Богучанской ГЭС, компания очень серьезное внимание уделяет эффективному взаимодействию с авторами проекта гидроэлектростанции – АО «Институт Гидропроект». С 2006 года ведется продуктивная работа с главным инженером проекта А.Волынчиковым, заместителем главного инженера института А. Галкиным, Е. Скосаревым, А. Моисеевой, С. Константиновым и другими экспертами. Совместными усилиями инженеры ОС и АО «Институт Гидропроект» провели на Богучанской ГЭС широкий комплекс работ по установке и пуску современного технологического оборудования, в частности – насосов, шкафовреле, гидромеханизмов. Одной из внедренных новаций стал поверхностный водосброс с шероховатой поверхностью, рыбоохранные мероприятия. В силу специфики решаемых ОС сегодня задач – эффективное взаимодействие с экспертами АО «Институт Гидропроект» становится одной из главных опор успеха деятельности организации. Р

АО «Организатор строительства Богучанской ГЭС» 663491, Красноярский край, г. Кодинск, Объединенная база № 1, 1 Тел. 8 (39143) 7-13-40, Факс 8 (39143) 7-13-39 Email: secref@boges.gidroogk.ru www.osboges.ru

17

Клуб главных энергетиков

Экономия зависит от эффективности Металлургический завод им. А.К. Серова признан самым энергоэффективным предприятием Урала и Сибири Высокую оценку работе металлургического завода дали эксперты ежегодной премии «Итоги года Урала и Сибири-2015». По многим показателям металлургический завод показал отличные результаты. И это не случайно. Завод модернизируется, на предприятии реализуются программы по энергосбережению, выстраивается система энергоменеджмента. Об итогах уходящего года и реализации энергетической политики на металлургическом заводе в интервью с главным энергетиком Александром ОРЛОВЫМ. ресурсов, их прямых потерь, выявление вторичных энергетических ресурсов и принятие мер по их максимальному использованию, изыскание и внедрение энергосберегающих технологий. Это повседневное дело каждого подразделения, цеха, участка, бригады, каждого руководителя, инженера, каждого трудящегося.

Орлов Александр Вячеславович родился 29 января 1956 года в Брянской области. Образование – высшее, УГТУ-УПИ. С 2006 года главный энергетик ОАО «Металлургический завод им. А.К. Серова».

– Александр Вячеславович, что в вашем понимании значит энергоэффективное производство?

– Современное производство должно, прежде всего, быть энергоэффективным. Энергия должна использоваться рационально, а внедряемые мероприятия по энергосбережению способствовать сокращению энергозатрат. Это касается ликвидации нерационального и неэкономичного расхода топливно-энергетических

В номинации «Энергоэффективное производство» экспертами оценивался общий объем потребления энергоресурсов, доля энергозатрат в структуре себестоимости основных видов продукции, внедрение энергосберегающих технологий, программа энергосбережения, ее реализация и другое.

18

– Металлургический завод добился хороших показателей по энергоэффективности и экономии топливно-энергетических ресурсов. Благодаря чему?

– Мы заинтересованы в устойчивом развитии нашего предприятия, в том числе за счет рационального использования энергоресурсов и повышения энергетической эффективности производства. С 2002 года ежегодно разрабатываются мероприятия по экономии топливно-энергетических ресурсов, а с 2012 года реализуются трехгодовые «Программы по энергосбережению и повышению энергетической эффективности» и «Программы по развитию и модернизации систем технического учета». Специалисты предприятия совместно с ООО «УГМК-Холдинг» принимают активное участие в реализации проекта внедрения системы энергоменеджмента. В рамках всех предприятий УГМК-Холдинга была разработана программа по энергосбережению на 2012–2014 годы, которая была реализована на металлургическом заводе с хорошими результатами. Характерной чертой Программы по энергосбережению и повышению энергетической эффективности 2012–2014 годов и 2015–2017 годов является включение мероприятий технологического характера, беззатратных или малозатратных, но дающих значительный эффект в повышении энергетической эффективности. Так, внедрение комплекса мероприятий по децентрализации компрессорного воздуха позволило снизить потребление компрессорного воздуха на 13%. За счет оптимизации теплогидравлического режима тепловых сетей снижено потребление тепловой энергии на 7%. При затратах на реализацию программы по энергосбережению 2012–2014 годов в 36 миллио-

ЭНЕРГОНАДЗОР

нов 800 тысяч рублей экономический эффект составил 63 миллиона 600 тысяч рублей.

– Как в 2015 году происходило управление энергосбережением? Какой эффект получили?

– На 2015–2017 годы составлена и действует следующая программа по энергосбережению. В уходящем году наиболее эффективные мероприятия были реализованы в доменном цехе – это снижение содержания кремния в передельном жидком чугуне на 0,01%. В электросталеплавильном цехе – снижение расхода природного газа за счет снижения удельного расхода изложниц, проведена оптимизация работы стенда горизонтальной сушки ковшей. В калибровочном цехе было реализовано мероприятие по оптимизации расходов тепловой энергии в паре. Подводя итоги работы за 2015 год, можно сказать, что при затратах в 7 миллионов 385 тысяч рублей ожидаемый эффект составит около 11 миллионов рублей. Окупаемость реализации мероприятий составила меньше года.

– И это на фоне того, что тарифы на энергоресурсы возрастают? Как же удается достичь снижения энергозатрат?

– Внедряемые технические и организационные мероприятия, контроль и анализ потребления энергоносителей позволили снизить долю энергозатрат в структуре себестоимости основных видов продукции. При росте стоимости природного газа за десять лет (2004–2014 годов) на 329% и стоимости электроэнергии на 297%, доля энергозатрат в себестоимости продукции снизилась на 42%. В настоящее время предприятие приобретает на внешнем рынке электроэнергию, природный газ, уголь и кокс. Все остальные энергоносители: питьевая и техническая вода, ГВС, тепловая энергия, пар, компрессорный воздух, продукты разделения воздуха – производятся на предприятии. Необходимо отметить, что для снижения затрат на энергоресурсы подразделения предприятия занимаются оптимизацией работы энергосистем, энергетического оборудования, а также рационализацией потребления указанных энергоресурсов. Так, за пять лет выработка собственной электроэнергии увеличена на 14%. В соответствии с программой по энергосбережению и повышению энергетической эффективности на 2016 год планируется снизить объемы покупных энергоресурсов в 2016 году – электроэнергии на 1 290 тыс. кВт•ч, природного газа на 1 116 тыс. м3.

– В доменном цехе завершился капитальный ремонт и модернизация доменной печи № 5. Это главный инвестпроект нынешнего года. Как это повлияет в дальнейшем на экономию топливно-энергетических ресурсов?

– Завод не только капитально отремонтировал печь, но и ввел в эксплуатацию автоматическое управление доменной печи № 5. Это однозначно приведет к снижению потребления энергоресур-

№ 12 (76), декабрь, 2015 г.

сов, в частности, кокса, природного газа. Ремонт напрямую связан с эффективным использованием энергоресурсов на предприятии.

– В целях снижения негативного воздействия на окружающую среду было запланировано в том числе сокращение потребления теплоэнергоресурсов.

– Работа по энергосбережению пересекается с работой по уменьшению негативного воздействия на атмосферу. Так, в рамках реализации программы 2012–2014 годов было израсходовано на 2 млн. м3 меньше природного газа, потребление тепловой энергии сокращено на 2 352 Гкал, уменьшено потребление электроэнергии на 9 101 тыс. кВт•ч, на 2 702 тонны снизили потребление кокса.

– Как персонал металлургического завода вовлечен в систему энергосбережения и энергоменеджмента?

– Сотрудники метзавода ежегодно проходят обучение. В 2015 году обучение по энергосбережению и энергоменеджменту прошли 25 человек в Техническом университете УГМК. На программу было затрачено порядка 300 тысяч рублей. В целях рационального использования энергоресурсов на предприятии существует система планирования и анализа потребления топливноэнергетических ресурсов. Разработано Положение о проведении в основных подразделениях завода приемки-сдачи смены, на которых рассматриваются вопросы охраны труда, производства, рационального использования материалов и энергоресурсов. Ежедневно всеми подразделениями предприятия планируется потребление электроэнергии на следующие сутки. В качестве мотивации за энергосбережение на предприятии действуют Положение о премировании за экономию топлива и электрической энергии и Положение о мотивации к реализации мероприятий по энергосбережению. Э

19

Энергоэффективная Россия | Опыт

Энергосбережение на службе регионов Передовой опыт во внедрении энергосберегающих технологий в регионах АИРР как инструмент снижения энергоемкости ВРП

З

Антон ЧУКЛИН, заместитель исполнительного директора Ассоциации инновационных регионов России

20

а период с 1991 по 2011 год эффективность использования энергии в России возросла почти на 40%. В случае реализации инерционного сценария (без активизации государственной политики в сфере энергосбережения) прогнозируется снижение энергоемкости экономики на 22% в течение периода 2010–2020 годов. Важными направлениями политики регионов АИРР (а это 14 регионов с высоким уровнем развития промышленности и науки) являются обеспечение эффективного использования энергетических ресурсов в соответствии с региональными факторами экономического и социального развития, а также принятие мер, направленных на рациональное использование энергии промышленными предприятиями, организациями, транспортными и строительными компаниями. Реализации данных проектов даже в столь развитых регионах, как регионы АИРР, препятствует ряд следующих факторов: • Недостаток высококвалифицированных специалистов в области энергосберегающих технологий.

• Недостаточная развитость системы стимулирования внедрения энергосберегающих технологий.

• Необходимость модернизации законодательной базы в области энергоэффективности и ресурсосбережения (преодоление законодательных, административных барьеров).

• Невысокая инвестиционная привлекательность проектов в области энергосбережения.

• Устаревшая техническая база. Систематизируя и усредняя все основные цели ФЦП регионов по повышению энергоэффективности, можно выделить ряд ключевых задач, которые должны решаться: • Переход к новым техническим решениям, технологическим процессам, основанным на внедрении наилучших доступных и инновационных технологий.

• Оптимизация управленческих форм в области энергосбережения.

• Внедрение энергосберегающих технологий, которые приведут к снижению издержек и повышению конкурентоспособности продукции, поспособствуют повышению устойчивости топливно-энергетического комплекса и улучшению экологической ситуации.

• Снижение затрат на введение дополнительных мощностей.

• Снятие барьеров экономического развития за счет снижения технологических ограничений.

Лидером по снижению энергоемкости валового регионального продукта является Республика Мордовия, далее следуют Самарская и Ульяновская области. Практика ведения интерактивных каталогов, которые помогают связывать продавцов и потребителей услуг, является довольно распространенной, но на данный момент, особенно в сфере энергоэффективности, нужно не только обеспечить такую связь, но и простимулировать участников сообщества к взаимодействию. В Липецкой области реализуется программа субсидирования субъектов малого и среднего предпринимательства и их инфраструктуры, а также предоставляются налоговые льготы организациям, осуществляющим инвестиционные проекты в области энергосбережения. Аналогичная политика субсидирования функционирует в Иркутской области, в которой на конец 2013 года более двух третей территории не было охвачено централизованным электроснабжением. В связи с этим в регионе ведется работа по ремонту и модернизации существующих и введению в эксплуатацию новых мощностей. Согласно исследованиям, предоставление энергосервисных услуг в формате частно-государственного партнерства является ключевым способом реализации мер по повышению эффективности в России. В качестве примера можно привести механизмы ЧГП, присутствующие в Ульяновской области и Татарстане. Согласно законодательству Ульяновской области, ЧГП в регионе используется для реализации двух видов задач: 1. Реализация высокоэффективных и быстроокупающихся мероприятий по энергосбережению и повышению энергетической эффективности, не требующих значительных финансовых затрат и позволяющих быстро достигнуть временного улучшения отдельных показателей энергетической эффективности.

2. Комплексное внедрение энергосберегающих технологий в экономике и социальной сфере области, предполагающее реализацию высокозатратных мероприятий по энергосбережению и повышению энергетической эффективности, направленных на достижение значительного улучшения показателей энергетической эффективности в долгосрочной перспективе. В Татарстане для реализации задач частногосударственного партнерства действует Центр энергосберегающих технологий при Кабинете министров Республики Татарстан, отвечающий за содействие реализации программы повышения энергоэффективности.

ЭНЕРГОНАДЗОР

При содействии Центра им. А.Н.Туполева создан «Центр управления энергоэффективностью предприятий» (ЦУЭП). ЦУЭП на основе стандарта ISO 50001-2011 решает комплексные задачи в области энергоэффективности предприятий, включая обследование, разработку пакета локальных нормативных актов, оснащение системами коммерческого и технического учета, внедрение средств планирования закупок энергетических ресурсов и управления энергоэффективностью, обучение команды специалистов. В рамках центра созданы и оснащены оборудованием две научно-учебных лаборатории: • Научно-учебная лаборатория полунатурного моделирования функционирования предприятия, управления энергопотреблением и обеспечения энергоэффективности.

• Научно-учебная лаборатория устройств диагностики состояния энергопотребляющего оборудования промышленных предприятий.

• Центром проведены энергетические обследования крупнейших промышленных предприятий Республики Татарстан. В ряде предприятий были внедрены программно-аппаратные комплексы и проведено обучение сотрудников. Для реализации всей совокупности мер по повышению энергоэффективности в большинстве регионов АИРР существуют специализированные центры. Например, Государственное автономное учреждение Республики Башкортостан «Республиканский научный центр энергосбережения и энергоэффективных технологий», информационно-аналитический ресурс «Энергоэффективный Пермский край», ГБУ «Региональный центр энергоэффективности» Калужской области. Наряду с поддержкой региональных ФЦП по повышению энергоэффективности регионов, данные центры ведут активную популяризационную и пропагандистскую деятельность. Как известно, альтернативная энергия составляет всего 3% в доле мирового производства электроэнергии (тепловая энергетика занимает 67%, ГЭС – 16%, атом – 14%). Основными видами ВИЭ являются: • Солнечная и приливная энергия – 4%.

• Ветряная энергия – 41%.

• Геотермальная энергия – 9%.

• Биоэнергетика – 46%. В ряде наших регионов активно развивается возобновляемая энергетика, и почти все ее виды (от ветро- и солнечной энергии до биотоплива) используются в регионах АИРР. В частности, в Красноярском крае и Томской области разработаны меры по повышению доли ВИЭ в общем объеме энергоресурсов. На территории Красноярского края показатель доли использования возобновляемых источников энергии в общем объеме энергетических ресурсов к 2016 году должен достигнуть 9,44%. Наиболее перспективные направления развития ВИЭ для края – это утилизация бытовых отходов, а также отходов агропромышленного и лесопромышленного комплексов и переработка торфа.

№ 12 (76), декабрь, 2015 г.

В 2012 году в Красноярске было принято решение о создании биоэнергетического кластера, для чего есть производственная, организационная и научная составляющие. Красноярский край находится на втором месте по объему солнечной инсоляции, у региона серьезный потенциал для развития солнечной энергетики. На территории Томской области функционирует Геоинформационная система «Возобновляемые источники энергии в Томской области». Анализ возобновляемого сырья для альтернативных источников энергии позволяет сделать вывод, что существенным является потенциал торфа и отходов деревоперерабатывающего производства. Регионы, входящие в состав АИРР, не только активно развивают на своей территории программы по повышению энергоэффективности ВРП, но и занимаются разработкой собственной энергоэффективной продукции. В Мордовии (регион является на данный момент лидером по снижению энергоемкости ВРП), помимо комплексного решения всех задач по повышению энергоэффективности, активно развивается инновационный территориальный кластер «Энергоэффективная светотехника и интеллектуальные системы управления освещением». Кластер занимается разработкой и производством инновационных энергоэффективных осветительных приборов для различных применений. Совокупный объем отгруженной организациями-участниками кластера инновационной продукции в 2013–2015 годах составит 10 153,8 млн. рублей. В Алтайском крае с 2011 года действует кластер энергомашиностроения и энергоэффективных технологий (АЛТЭК). Участниками кластера являются 30 производственных и инфраструктурных предприятий края, предлагающих услуги по консалтингу, занимающихся научной и популяризационной деятельностью, а также поставляющих энергоэффективное оборудование для нужд края и на экспорт. Э

21

Умные сети

Электроэнергия учет любит Интеллектуальные измерения с компанией «Энергомера» – верное решение

Д

авно прошли времена, когда автоматизированные системы коммерческого учета электроэнергии (АСКУЭ) в коммунальном секторе были недостаточно надежны и относительно дорогие. Современные АСКУЭ, в том числе и производства АО «Энергомера», успешно преодолели эти «детские» болезни и предоставляют пользователям возможность дистанционного учета потребленных ресурсов, а также некоторые дополнительные сервисы.

АО «Электротехнические заводы «Энергомера» 355029 г. Ставрополь, ул. Ленина, 415 Тел. +7 (800) 200-75-27 E-mail: concern@energomera.ru www.energomera.ru

22

Основы интеллектуальных измерений Какие же требования выдвигает Smart Metering к современным АСКУЭ? В первую очередь, помимо дистанционного снятия показаний приборов, эти системы должны: • обеспечивать удаленное управление нагрузкой потребителей; • осуществлять инициативную передачу приборам учета информации о значимых событиях на верхний уровень системы; • максимально защищать от вмешательства в работу счетчика с инициативной сигнализацией о фактах фиксации таких воздействий; • осуществлять анализ состояния сетей, качества поставляемой энергии; • предоставлять потребителям и поставщикам энергоресурсов возможность дистанционной оплаты, контроля платежного баланса (личные кабинеты, онлайн-сервисы и т.п.); • предоставлять поставщикам возможность выявления в реальном масштабе времени неучтенного потребления и сверхнормативных потерь; • обеспечивать формирование профилей нагрузки и контроль максимумов потребления и др.

Система интеллектуального учета энергоресурсов для коммунального сектора производства ТМ «Энергомера» в полной мере отвечает этим и ряду других дополнительных требований.

Smart Metering ТМ «Энергомера» Необходимо отметить, что система Smart Metering ТМ «Энергомера» позволяет собирать данные с приборов учета газа, тепла, воды сторонних производителей. Эта функция обеспечивается при наличии в указанных приборах импульсного выхода потребленного ресурса. Система построена по принципу «включил и работай» (Plug and Play), вместе с тем, при реализации системы, будь то многоквартирный дом или несколько домов, коттеджный поселок или садовое товарищество, специалисты компании «Энергомера» окажут необходимую помощь в подборе приборов учета, дадут необходимые пояснения по подключению и наладке. Элементы умного учета Для нижнего «учетного» уровня АСКУЭ в компании «Энергомера» разработана необходимая линейка приборов учета, обеспечивающая выполнение функционала Smart Metering, в том числе однофазные счетчики электроэнергии CE 102M; CE 201; CE 208, а также трехфазные счетчики электроэнергии CE 301; CE 303; CE 308 и CE 304. Успешное внедрение Компания «Энергомера» является признанным лидером в области внедрения АСКУЭ, в том числе и систем Smart Metering. Так, в 2014 году было завершено более 10 крупных проектов АСКУЭ с более чем 50 тыс. точек учета. Это, в частности, внедренные проекты в Министерстве топлива, энергетики и ЖКХ РСО – Алания, ПАО «МРСК Северного Кавказа», ПАО «МРСК Сибири», ПАО «МРСК Урала», АО «Самараэнерго» и др. По итогам работы систем получены положительные отзывы, в которых отмечается экономический эффект за счет снижения различного рода потерь и выявления бездоговорного потребления, снижение эксплуатационных расходов за счет автоматизации учета и др. В первом полугодии 2015 года были завершены работы по внедрению АСКУЭ в Филиале ПАО «МРСК Сибири» – «Кузбассэнерго РЭС», филиале ПАО «МРСК Урала» – «Челябэнерго» МЭС, филиале ПАО «МРСК Юга» – «Кубаньэнерго» др. На 4-й квартал 2015 года компания ведет работы по внедрению АСКУЭ на базе систем Smart Metering в филиале ПАО «МРСК Центра и Приволжья» – «Тулэнерго», АО «Янтарьэнеро», АО «Омскэлектро» и др. с общим количеством точек учета 100 тыс. Предлагаемые решения обеспечивают эффективный учет электроэнергии в жилом секторе при оптимальных затратах, ведь главной задачей сотрудников предприятия остается удовлетворение сегодняшних и будущих потребностей клиентов продукции «Энергомера». Подробную информацию об АСКУЭ ТМ «Энергомера» можно найти на официальном сайте. Р

ЭНЕРГОНАДЗОР

Мировой опыт Технологии в области распределительных сетей

Т

ермин Smart Grid находится на слуху уже достаточно продолжительное время, но даже сейчас он понимается многими компаниями и экспертами по-разному. По нашему мнению, Smart Grid – это набор технологий, решений и оборудования, который позволяет наиболее эффективно управлять как электрическими сетями, так и бизнес-процессами энергоснабжающей компании. При этом реализация этого подхода может быть различной в зависимости от нужд и задач заказчика. Это связано с различным характером проблем, которые являются актуальными в каждой из стран. Например, для европейских электрических компаний характерно использование большого количества возобновляемых источников электроэнергии, таких как солнечная энергия, ветер и биомасса. Для Китая же большой проблемой является растущий уровень потребления в городах, связанный с все увеличивающейся урбанизацией. Россия характеризуется высоким уровнем потерь в электрической сети, а также устаревающей инфраструктурой. В зависимости от решаемых проблем и стоящих перед компанией задач, энергокомпании используют различные технологии. Например, для североамериканских сетей характерен подход, обращающий большее количество внимания на потребителя – устанавливаются «умные» счетчики, энергокомпании мотивируют пользователей быть активными и регулировать собственное потребление, используя технологию demand response – управление спросом. В европейских сетях основным драйвером применения инновационных технологий является интеграция возобновляемых источников, которая требует регулирования на стороне низкого напряжения, а также способности сетей работать в режиме двунаправленного потока электроэнергии. В России же термин Smart Grid в первую очередь связывают с автоматизацией и управлением электрической сетью, а также с интеллектуальной системой учета, хотя постепенно его начинают относить и к интеграции возобновляемых источников. В условиях наличия высокой потребности в замене значительно изношенного оборудования в российских электрических сетях компаниям-собственникам открывается перспективная возможность провести модернизацию инфраструктуры совместно с применением технологий Smart Grid. Среди факторов, стимулирующих использование современного оборудования и технологий, стоит отметить существенную экономию на эксплуатационных расходах и безболезненную интеграцию в распределительные сети

№ 12 (76), декабрь, 2015 г.

развивающихся возобновляемых источников энергии. В рамках проведения модернизации необходимо оценить техническую и экономическую обоснованность рассматриваемых мероприятий. Однако стоит отметить, что, только используя комплексный подход, можно выбрать и максимально эффективно применить подходящие технологии, обосновав их как с технической, так и с экономической точки зрения. При этом составляется долгосрочный план развития сети, включающий в себя создание математической модели, выявляются ее узкие места, анализируется функционирование систем РЗА, диспетчеризации и управления отключениями, а также создается несколько сценариев развития изучаемой сети. Так, в таблице ниже показан пример оценки эффективности возможных мероприятий модернизации городской электрической сети. Кроме того, немаловажным фактором является то, что в таком проекте происходит оценка электрической сети с момента создания проектной документации до ввода данной сети в эксплуатацию и дальнейшего ее функционирования, что является гарантией защиты инвестиций компании. Как показывает наш опыт, именно такой комплексный подход с созданием плана долгосрочного развития электрических сетей является залогом получения экономической выгоды от внедрения решений Smart Grid. Э

Елена НИКИТИНА, ведущий инженер департамента «Управление электроэнергией» ООО «Сименс»

проблемы мироВых электрических сетей

 Устаревшая инфраструктура  Коммерческие потери  Интеграция возобновляемых источников  Урбанизация и рост нагрузки  Распределенная генерация

23

2.3. С условиями работ ознакомлен и наряд-допуск получил. Производитель работ

_______________ "__" _____________________ 20__ г. (подпись)

2.4. Подготовку рабочего места проверил. Разрешаю приступить к производству работ.

Охрана труда | Новые правила Руководитель работ

_______________ "__" _____________________ 20__ г. (подпись)

Эксплуатация тепловых установок

3. Оформление ежедневного допуска на производство работ 3.1. Оформление начала производства работ Начало работ (число, месяц, время)

Подпись производителя работ

Оформление окончания работ

Подпись допускающего

Окончание работ (число, месяц, время)

Подпись производителя работ

Подпись допускающего

С 9 января 2016 года вступают в силу государственные нормативные требования по охране труда при эксплуатации тепловых установок.

3.2. Работы завершены, рабочие места убраны, работники с места производства работ выведены. риказом Минтруда России от 17

П

ав-

под давлением, и не распространяются на тепловые энергоустановки тепловых электростанций, Правила по охране труда при эксморских и речных плавучих средств, подвижПроизводитель работ ___________ "__" _____________________ 20__ г. плуатации ного состава железнодорожного и автомобиль(подпись) тепловых энергоустановок. Правила обязательны для исполнения работодателяминого транспорта. Руководитель работ ___________ "__" _____________________ 20__ г. юридическими лицами независимо от их оргаДокументом утверждены: (подпись) низационно-правовой формы и физическими • требования охраны труда при организаПримечание. лицами (за исключением лиц,наряд-допуск, не ции проведения работ (производственных проНаряд-допуск оформляется в двух экземплярах: первый хранится у физических работника, выдавшего второй - у руководителя работ. являющихся индивидуальными предприницессов); мателями), осуществляющими эксплуатацию • требования охраны труда, предъявляемые к тепловых установок, в том числе работающих производственным помещениям (производственным площадкам) и организации рабочих мест; Приложение N • 2 требования охраны труда при осуществлек Правилам по охране труда нии производственных процессов и эксплуатапри эксплуатации тепловых энергоустановок, утвержденным ции тепловых энергоустановок. Приказ зарегистрирован Минюстом России 5 октября 2015 года, рег. № 39138, приказом Министерства труда При эксплуатации тепловых энергоустановок официально опубликован на Официальном интернет-портале правовой и социальной защиты Российской Федерации (далее – ТЭ) работодатель обязан обеспечить: информации (www.pravo.gov.ru) 7 октября 2015 года. Приказ Минтруда России от 17.08.2015 N 551н от 17 августа 2015 г. N 551н • содержание ТЭ в исправном состоянии и Документ предоставлен КонсультантПлюс "Об утверждении Правил по охране труда при эксплуатации Дата сохранения: 23.12.2015 Рекомендуемый образец тепловых энергоустан... Рекомендуемый образец их эксплуатацию в соответствии с требованиями Правил и технической документации Приказ Минтруда России от 17.08.2015 N 551н АКТ-ДОПУСК ДЛЯ по ПРОИЗВОДСТВА РАБОТ НА ТЕРРИТОРИИ ОРГАНИЗАЦИИ Документ предоставлен КонсультантПлюс организации-изготовителя; "Об утверждении Правил охране труда при эксплуатации Дата сохранения: 23.12.2015 тепловых энергоустан...

• обучение работников по охране труда и про"__" ___________ 20__ г. верку знаний требований охраны труда; КонсультантПлюс ___________________________________________________________________________ Страница 12 из 13 www.consultant.ru надежная правовая поддержка • контроль за соблюдением работниками тре(наименование организации) "__" ___________ 20__ г. бований утвержденных правил и инструкций Мы, нижеподписавшиеся, представитель организации _________________________, ___________________________________________________________________________ по охране труда. (должность, фамилия (наименование организации) и инициалы) Установлено также, что контроль за выполпредставитель подрядчика _________________________________________________, Мы, нижеподписавшиеся, представитель организации _________________________, нением требований правил осуществляют долж(должность, фамилия и инициалы) (должность, фамилия составили настоящий акт о нижеследующем. ностные лица Роструда и Государственных и инициалы) представитель подрядчика _________________________________________________, инспекций труда в субъектах РФ. Организация предоставляет участок (территорию), (должность, фамилияограниченный и инициалы) координатами _ Наряд-допуск закрыт

2015 года № 551н утверждены в ___ час. __ мин.густа "__" _____________________ 20__ г.

___________________________________________________________________________ составили настоящий акт о нижеследующем. (наименование осей, отметок и номер чертежа)

Организация предоставляет (территорию), ограниченный координатами _ для производства на нем участок ___________________________________________________ ___________________________________________________________________________ (наименование работ) (наименование осей, отметок и номер чертежа) срок: под руководством представителя подрядчика на следующий для производства на нем ___________________________________________________ (наименование работ) начало "__" ________________ 20__ г. окончание "__" _______________ 20__ г. под руководством представителя подрядчика на следующий срок:

До начала производства работ необходимо выполнить следующие 20__ мероприятия, начало "__" ________________ 20__ г. окончание "__" _______________ г. обеспечивающие безопасность производства работ:

До начала производства работ необходимо выполнить следующие мероприятия, обеспечивающие безопасность производства работ: Наименование мероприятия Срок выполнения Исполнитель Наименование мероприятия

Срок выполнения

Исполнитель

По завершении выполнения работ необходимо выполнить следующие мероприятия:

По завершении выполнения работ необходимо выполнить следующие мероприятия:

Наименование мероприятия

Наименование мероприятия

Срок выполнения

Срок выполнения

Исполнитель

Исполнитель

Представитель организации ______________________________________

Представитель организации ______________________________________ (подпись) (подпись)

Представительподрядчика подрядчика _______________________________________ Представитель _______________________________________ (подпись) (подпись) Примечание. Примечание. При производства работ после истечения срока срока действия настоящего акта-допуска Принеобходимости необходимости производства работ после истечения действия настоящего акта-допуска составляется на на новый срок. составляетсяакт-допуск акт-допуск новый срок.

24

ЭНЕРГОНАДЗОР

Приказ Минтруда России от 17.08.2015 N 551н "Об утверждении по 17.08.2015 охране труда при эксплуатации Приказ Минтруда Правил России от N 551н тепловых энергоустан... "Об утверждении Правил по охране труда при эксплуатации тепловых энергоустан...

В приложениях к приказу утверждены рекомендуемые образцы наряда-допуска на производство работ повышенной опасности и актдопуск для производства работ на территории организации. Правила устанавливают государственные нормативные требования охраны труда при эксплуатации следующих тепловых энергоустановок, в том числе работающих под давлением: 1) производственные, производственно-отопительные и отопительные котельные с абсолютным давлением пара не более 4,0 МПа и с температурой воды не более 200 °C, использующие все виды органического топлива, а также нетрадиционные возобновляемые энергетические ресурсы; 2) паровые и водяные тепловые сети всех назначений, включая насосные станции, системы сбора и возврата конденсата и другие сетевые сооружения; 3) системы теплопотребления всех назначений (технологические, отопительные, вентиляционные, горячего водоснабжения, кондиционирования воздуха), теплопотребляющие агрегаты, тепловые сети потребителей, тепловые пункты, другие сооружения аналогичного назначения; 4) центральные и индивидуальные тепловые пункты, насосные станции всех назначений; 5) теплообменные аппараты всех назначений; 6) резервуары для хранения топлива, химических реагентов и горячей воды. Правила не распространяются на тепловые энергоустановки: 1) тепловых электростанций; 2) морских и речных судов и плавучих средств; 3) подвижного состава железнодорожного и автомобильного транспорта. Э

Документ предоставлен КонсультантПлюс

Дата сохранения: 23.12.2015 Документ предоставлен КонсультантПлюс

Дата сохранения: 23.12.2015

Рекомендуемый образец Рекомендуемый образец Рекомендуемый образец НАРЯД-ДОПУСК НА ПРОИЗВОДСТВО НАРЯД-ДОПУСК РАБОТ ПОВЫШЕННОЙ ОПАСНОСТИ НА ПРОИЗВОДСТВО РАБОТ ПОВЫШЕННОЙ ОПАСНОСТИ ___________________________________________________________________________ (наименование организации) ___________________________________________________________________________ (наименование организации) 1. Наряд 1. Наряд 1.1. Производителю работ __________________________________________________ (должность, наименование подразделения, фамилия 1.1. Производителю работ __________________________________________________ и инициалы) (должность, наименование подразделения, фамилия с бригадой в составе ___ человек поручается и произвести инициалы) следующие работы: __ ___________________________________________________________________________ с бригадой в составе ___ человек поручается произвести следующие работы: __ (содержание, характеристика, место производства и объем работ) ___________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ (содержание, характеристика, место производства и объем работ) __________________________________________________________________________. ___________________________________________________________________________ 1.2. При подготовке и производстве работ обеспечить следующие меры __________________________________________________________________________. безопасности: 1.2. При подготовке и производстве работ обеспечить следующие меры ___________________________________________________________________________ безопасности: ___________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ 1.3. Начать работы: в ___ час. __ мин. "__" _____________________ 20__ г. ___________________________________________________________________________ 1.4. работы: в 1.3. Окончить Начать работы: в ___ ___ час. час. __ __ мин. мин. "__" "__" _____________________ _____________________ 20__ 20__ г. г.

1.5. выдал руководитель работ 1.4. Наряд Окончить работы: в ___ час. __ _______________________________________ мин. "__" _____________________ 20__ г. ___________________________________________________________________________ 1.5. Наряд выдал руководитель работ _______________________________________ (наименование должности, фамилия и инициалы, подпись) ___________________________________________________________________________ 1.6. С условиями работы ознакомлены. (наименование должности, фамилия и инициалы, подпись) 1.6. С условиями работы ознакомлены. Производитель работ ___________ "__" _______ 20__ г. ______________________ (подпись) "__" _______ 20__ г. ______________________ (фамилия и инициалы) Производитель работ ___________ (подпись) (фамилия и инициалы) Допускающий ___________ "__" _______ 20__ г. ______________________ (подпись) "__" _______ 20__ г. ______________________ (фамилия и инициалы) Допускающий ___________ (подпись) (фамилия и инициалы) 2. Допуск 2. Допуск 2.1. Инструктаж по охране труда в объеме инструкций _______________________ ___________________________________________________________________________ 2.1. Инструктаж по охране труда в объеме инструкций _______________________ ___________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ (указать наименования или номера инструкций, по которым проведен ___________________________________________________________________________ инструктаж) (указать наименования или номера инструкций, по которым проведен проведен бригаде в составе ___ человек, в том числе: инструктаж) проведен бригаде в составе ___ человек, в том числе: N Фамилия, инициалы Профессия Подпись лица, Подпись лица, пп получившего проводившего N Фамилия, инициалы Профессия Подпись лица, Подпись лица, инструктаж инструктаж пп получившего проводившего инструктаж инструктаж

Приказ Минтруда России от 17.08.2015 N 551н 2.2. Мероприятия, обеспечивающие безопасность работ, выполнены. Документ предоставлен КонсультантПлюс "Об утверждении Правил по охране труда при эксплуатации Производитель работ и обеспечивающие члены бригады с особенностями работ, работ ознакомлены. Дата сохранения: 23.12.2015 2.2. Мероприятия, безопасность выполнены. тепловых энергоустан... Приказ Минтруда России отк17.08.2015 N 551н работ. Объект подготовлен производству Производитель работ и члены бригады с особенностями работ ознакомлены. Документ предоставлен КонсультантПлюс "Об утверждении Правил по охране труда при эксплуатации Объект подготовлен к производству работ. Дата сохранения: 23.12.2015 тепловых энергоустан... Допускающий к работе _______________ "__" _____________________ 20__ г. (подпись) Допускающий к работе _______________ "__" _____________________ 20__ г. (подпись) 2.3. С условиями работ ознакомлен и наряд-допуск получил. Производитель _______________ "__"получил. _____________________ 20__ 2.3. С условиямиработ работ ознакомлен и наряд-допуск КонсультантПлюс www.consultant.ru (подпись) надежная правовая поддержка КонсультантПлюс Производитель работ _______________www.consultant.ru "__" _____________________ 20__ г.

г. Страница 11 из 13 Страница 11 из 13 надежная правовая поддержка (подпись) 2.4. Подготовку рабочего места проверил. Разрешаю приступить к производству работ.

2.4. Подготовку рабочего места проверил. Разрешаю приступить к производству работ.

Руководитель работ

Руководитель работ

_______________ "__" _____________________ 20__ г.

(подпись) "__" _____________________ 20__ г. _______________ (подпись)

3. Оформление ежедневного допуска на производство работ

3.1.

3.1.

3. Оформление ежедневного допуска на производство работ

Оформление начала производства работ

Оформление начала производства работ

Оформление окончания работ

Оформление окончания работ

Начало работ Подпись Подпись Окончание Подпись Подпись Начало Подпись Подпись Подпись (число,работ месяц, производителя допускающегоОкончание работ (число,Подпись производителя допускающего (число, месяц, производителя допускающего работ (число, производителя допускающего время) работ месяц, время) работ работ время) работ месяц, время)

3.2. рабочие места убраны, работники с места производства 3.2. Работы Работызавершены, завершены, рабочие места убраны, работники с места производства работ работ выведены. выведены. Наряд-допуск час. __ мин. "__""__" _____________________ 20__ г.20__ г. Наряд-допускзакрыт закрыт в ___ в ___ час. __ мин. _____________________ Производитель работ

___________ "__" _____________________ 20__ г. ___________ "__" _____________________ 20__ г. (подпись)

Руководитель работ

___________ "__" _____________________ 20__ г. ___________ "__" _____________________ 20__ г. (подпись)

Производитель работ Руководитель работ

(подпись) (подпись)

Примечание. Наряд-допуск Примечание.оформляется в двух экземплярах: первый хранится у работника, выдавшего наряд-допуск, второйНаряд-допуск - у руководителя работ. оформляется в двух экземплярах: первый хранится у работника, выдавшего наряд-допуск,

второй - у руководителя работ.

№ 12 (76), декабрь, 2015 г.

25 Приложение N 2 к Правилам по охране труда Приложение N 2 при эксплуатации тепловых к Правилам по охране труда энергоустановок, утвержденным при эксплуатации приказом Министерства трудатепловых

Безопасность ГТС | Мнение эксперта

Научная аналитика Обеспечение требуемого уровня безопасности и надежности ГЭС Обеспечение безопасной и надежной работы гидротехнических сооружений (ГТС) и основного оборудования является одной из ключевых задач ПАО «РусГидро». Процесс оценки состояния ГТС, позволяющий определить степень соответствия их состояния установленным нормам и правилам по безопасности и надежности, включает в себя оперативную диагностику и комплексную оценку состояния ГТС, а также декларирование их безопасности. На сегодняшний день все гидротехнические сооружения и гидроэлектростанции компании имеют утвержденные декларации безопасности и функционируют в рамках соответствующего законодательства.

К

Евгений БЕЛЛЕНДИР, генеральный директор ВНИИГ им. Б.Е. Веденеева

лючевым звеном Системы управления безопасностью и надежностью ГТС и оборудования является аналитический центр ПАО «РусГидро», куда входят соответствующие структуры на базе филиалов Компании и аналитический центр, созданный на базе НИИ. Сегодня аналитический центр научно-исследовательских институтов действует в АО «ВНИИГ имени Б.Е. Веденеева» и АО «НИИЭС». При этом ВНИИГ в большей степени занимается гидротехническими сооружениями, а НИИЭС – оборудованием ГЭС. Функциональная структура Аналитического центра включает в себя сбор и первичную обработку данных, которые формируются и передаются филиалами, их анализ, проводимый в том числе силами ВНИИГ и НИИЭС, и принятие решений исполнительным аппаратом ПАО «РусГидро», итогом которых становятся производственные программы, утверждаемые на уровне совета директоров компании.

Большое внимание ПАО «РусГидро» уделяет развитию и модернизации систем (КИА, ИДС), направленных на получение максимального количества достоверных данных, используемых для анализа состояния ГТС, а также повышению компетенций персонала, занимающегося вопросами оценки надежности и безопасности ГТС Компании.

Информационно-диагностическая система ДЕДАЛ

26

Аналитический центр участвует в Системе управления безопасностью и надежностью ГТС и оборудования на всех уровнях управления. Это мониторинг и анализ состояния ГТС и оборудования, формирование рекомендаций, направленных на повышение уровня безопасности эксплуатируемого объекта, подготовка предложений по формированию годовой, среднесрочной и долгосрочной производственных программ, а также программ НИОКР в части обеспечения безопасности и надежности ГТС и оборудования, контроль соблюдения требований и управление практическими и нормативными знаниями в данной области. Оценка уровня безопасности и надежности ГТС осуществляется по нескольким параметрам: вид эксплуатационного состояния, соответствие эксплуатации требованиям норм и правил, готовность локализовать чрезвычайную ситуацию, мероприятия по обеспечению нормального уровня безопасности. По итогам работы аналитического центра к настоящему моменту можем сделать вывод о том, что система успешно функционирует. Достаточно эффективно аналитический центр проявляет себя при расследовании инцидента, в ходе которого специалисты оперативно выезжают на объекты, оценивают состояние ГТС и основного оборудования, после чего информируют главного инженера РусГидро о причинах инцидента и способах устранения проблем. Заключительным этапом этой деятельности является разработка и утверждение программы мероприятий по недопущению повторения подобной ситуации. Оперативная работа аналитического центра, исполнительного аппарата и служб мониторинга филиалов успешно предотвращает снижение уровня безопасности. На сегодня создана база данных аналитического центра, которая постоянно поддерживается в актуальном состоянии, обновляется и соответствующим образом дает возможность адекватно и своевременно принимать решения. Большое внимание ПАО «РусГидро» уделяет развитию и модернизации систем (КИА, ИДС), направленных на получение максимального количества достоверных данных,

ЭНЕРГОНАДЗОР

используемых для анализа состояния ГТС, а также повышению компетенций персонала, занимающегося вопросами оценки надежности и безопасности ГТС Компании. Ведутся работы по модернизации КИА и диагностических систем, автоматизации КИА для передачи данных о состоянии в оперативном режиме. Разрабатываются специальные математические модели сооружений, позволяющие на основании полученных данных мониторинга оценивать и прогнозировать состояние ГТС. В качестве примера, можно привести выполненную в 2013 году работу по модернизации КИА ГТС Саяно-Шушенской ГЭС, в рамках которой была выполнена полная автоматизация съема и обработки информации по КИА, установленной в теле плотины. Теперь об оценке состояния гидроэнергетического оборудования. Для оценки состояния и уровня надежности оборудования используются индексы состояния – обобщенные показатели технического состояния единиц основного оборудования, которые могут быть представлены как по отдельным станциям, так и в разрезе Компании в целом. Реализация программы технического перевооружения и реконструкции (ТПиР) и программы комплексной модернизации (ПКМ) в 2010–2014 годах позволила значительно улучшить состояние всех видов оборудования. Наблюдается существенный рост индекса состояния для всех типов основного оборудования. Имеющийся положительный опыт работы, отлаженная схема взаимодействия всех участников процесса управления безопасностью объектов открывает для нас перспективу создания всероссийского центра безопасности ГТС с нашим непосредственным участием. Еще одним следствием исполнения ПКМ стало значительное уменьшение количества дефектов на ГЭС за счет сокращения количества оборудования с продленным сроком службы и улучшения качества ремонтов. Кроме того, мы периодически предлагаем заводам-изготовителям вносить изменения в конструкции изделий с систематическими дефектами. В случае отказа компания перестает выполнять закупки определенных видов продукции, поскольку не может рекомендовать их для использования и применения. В заключение хотелось бы остановиться на таких понятиях, как вызовы, которые стоят сегодня перед научно-исследовательским комплексом ПАО «РусГидро». На протяжении последних пяти лет его выручка была болееменее постоянной, поскольку нами решались вопросы по научно-техническому сопровождению комплексной модернизации, нового строительства или достройки имеющихся объектов. В результате выработка на одного работающего сотрудника достигла отметки в 2,5 миллиона рублей в год, что является приемлемым показателем. Удерживать его на достигнутом уровне в будущем будет слож-

№ 12 (76), декабрь, 2015 г.

Информационно-аналитическая система оценки и прогнозирования технического состояния оборудования ГЭС нее, так как программа нового строительства находится в стадии завершения, в 2018 году вводится последний объект. Соответственно, нужно активно двигаться в плане формирования и реализации энергетической стратегии для того, чтобы запускать в работу новые проекты. Также стоит отметить, для уверенного развития научно-проектного комплекса РусГидро на сегодняшний день одной программы ПКМ недостаточно. И мы сегодня ставим перед собой задачу сосредоточиться на привлечение сторонних заказов в области гидротехнического и гидроэнергетического строительства, включая дальневосточные противопаводковые станции, ГАЭС центральной части России, ГЭС Северного Кавказа, ГТС атомных и тепловых электростанций, мелиорационные водохозяйственные объекты, которые обязательно должны быть в сфере нашего внимания. Р По материалам доклада на Девятой научно-технической конференции «Гидроэнергетика. Новые разработки и технологии».

АО «ВНИИГ им. Б.Е. Веденеева» 195220 Санкт-Петербург, ул. Гжатская, 21 Тел. +7 (812) 535-54-45 Факс +7 (812) 535-67-20 E-mail: vniig@vniig.ru www.vniig.rushydro.ru

27

Безопасность ГТС | Новое в законодательстве

Требования к владельцам ГТС 14 декабря 2015 года вступил в силу приказ Ростехнадзора от 2 октября 2015 года № 395, который утвердил Требования к содержанию правил эксплуатации гидротехнических сооружений (за исключением судоходных и портовых ГТС).

Д

окумент был разработан в соответствии с новой редакцией Федерального закона от 21 июля 1997 года № 117-ФЗ «О безопасности гидротехнических сооружений» и устанавливает структуру и состав правил, в соответствии с которыми владелец ГТС осуществляет эксплуатацию гидротехнических сооружений. В Требованиях к содержанию правил особо оговорено, что они не распространяются на судоходные и портовые гидротехнические сооружения. Максим КЛИМЕНКО, эксперт-консультант по промышленной безопасности, директор по развитию экспертноконсалтинговой группы «МТК Эксперт»

Кто обязан применять Требования к содержанию правил эксплуатации ГТС Согласно п. 3 документа, Требования к содержанию правил эксплуатации ГТС должны применять в своей работе: 1. Собственники ГТС и/или эксплуатирующие ГТС организации.

2. Юридические или физические лица, которые выполняют функции заказчиков работ по проектированию, строительству, реконструкции, техническому перевооружению, капитальному ремонту ГТС.

3. Экспертные организации, которые выполняют работы или оказывают услуги для владельцев ГТС.

4. Ростехнадзор и его территориальные органы, которые выполняют функции по регистрации, контролю и надзору за ГТС. Кто разрабатывает правила эксплуатации ГТС Правила эксплуатации ГТС должен разрабатывать и своевременно уточнять владелец ГТС (эксплуатирующая ГТС организация) в соответствии с Требованиями, утвержденными Приказом Ростехнадзора от 2 октября 2015 года № 395. К подготовке и/или переработке (уточнению) правил может быть также привлечена экспертная организация. Уточнение (переработку) правил эксплуатации гидротехнических сооружений нужно осуществлять в следующих случаях: • при изменении условий, влияющих на обеспечение безопасности ГТС; • при выявлении повреждений и аварийных ситуаций на ГТС; • при ухудшении условий локализации или ликвидации чрезвычайных ситуаций и защиты от них населения и территорий. Если деятельность на ГТС связана с забором воды из водного объекта рыбохозяйственного значения, то в правилах эксплуатации таких сооружений должен быть предусмотрен специальный раздел, который регламентирует сохранение и воспроизводство водных биологических ресурсов (в том числе путем установки эффективных рыбозащитных сооружений в целях предотвращения попадания водных биологических ресурсов в водозаборные сооружения и оснащения ГТС рыбопропускными сооружениями). Структура и состав правил эксплуатации ГТС Приказ Ростехнадзора от 2 октября 2015 года № 395 содержит Требования к содержанию правил эксплуатации ГТС водохозяйственного комплекса, накопителей жидких отходов промышленности и ГТС объектов энергетики. Структура правил эксплуатации ГТС для всех перечисленных гидротехнических сооружений единая и включает следующие разделы: 1. Общие положения.

2. Информация о службе эксплуатации.

3. Документация, необходимая для нормальной эксплуатации.

4. Техническое обслуживание ГТС.

5. Основные правила технической эксплуатации ГТС.

6. Обеспечение безопасности ГТС.

28

ЭНЕРГОНАДЗОР

В таблице приведены подробные требования к составу (содержанию) каждого раздела правил эксплуатации ГТС ГТС объектов энергетики (раздел II, пп. 6-12 Требований)

ГТС водохозяйственного комплекса (раздел III, пп. 13-19 Требований)

а) сведения о ГТС (полное и сокращенное наименование ГТС, дата ввода ГТС в эксплуатацию, класс капитальности ГТС, класс опасности ГТС, местонахождение, дата ввода ГТС в эксплуатацию и регистрационный номер в Российском регистре ГТС); б) описание конструкции ГТС; в) состав, характеристики и назначение ГТС; г) технология эксплуатации ГТС; д) технология эксплуатации гидромеханического и электротехнического оборудования, расположенного на ГТС; е) сведения о реконструкции и ремонте ГТС, гидромеханического и электротехнического оборудования; ж) техническое состояние ГТС.

а) сведения о ГТС (полное и сокращенное наименование ГТС, дата ввода ГТС в эксплуатацию, класс капитальности ГТС, класс опасности ГТС, местонахождение, дата ввода ГТС в эксплуатацию и регистрационный номер в Российском регистре ГТС); б) описание конструкции ГТС; в) состав, характеристики и назначение ГТС; г) сведения о водохранилище (наименование водохранилища и водотока, объем водохранилища, максимальная и средняя глубина, параметры водохранилища); д) технология эксплуатации ГТС; е) техническое состояние ГТС.

ГТС накопителей жидких отходов промышленности (раздел IV, пп. 20-26 Требований)

1. Общие положения а) сведения о ГТС (полное и сокращенное наименование ГТС, дата ввода ГТС в эксплуатацию, класс капитальности ГТС, класс опасности ГТС, местоположение, дата ввода ГТС в эксплуатацию и регистрационный номер в Российском регистре ГТС); б) описание конструкции ГТС; в) состав и характеристика ГТС; г) сведения о составе промышленных стоков; д) краткое описание технологического процесса и технология эксплуатации ГТС; е) техническое состояние ГТС.

2. Информация о службе эксплуатации а) наименование эксплуатирующей ГТС организации; б) проектная численность и квалификация работников эксплуатирующей организации; в) фактическая организационная структура, численность, квалификация работников и их аттестация в надзорном органе; г) основные задачи службы эксплуатации; д) техническая вооруженность службы эксплуатации; е) исполнительская дисциплина в части реализации проектной технологии эксплуатации ГТС; ж) выполнение предписаний органов надзора; з) выполнение мероприятий по обеспечению безопасности ГТС, согласованных на срок действия деклараций безопасности ГТС.

а) наименование эксплуатирующей ГТС организации; б) проектная численность и квалификация работников эксплуатирующей организации; в) фактическая организационная структура, численность, квалификация работников и их аттестация в надзорном органе; г) основные задачи службы эксплуатации; д) техническая вооруженность службы эксплуатации; е) выполнение предписаний органов надзора.

а) наименование эксплуатирующей ГТС организации; б) проектная численность и квалификация работников эксплуатирующей организации; в) фактическая организационная структура, численность, квалификация работников и их аттестация в надзорном органе; г) основные задачи службы эксплуатации; д) техническая вооруженность службы эксплуатации; е) исполнительская дисциплина в части реализации проектной технологии эксплуатации ГТС; ж) выполнение предписаний органов надзора.

3. Документация, необходимая для нормальной эксплуатации Раздел содержит информацию о: а) проектной и строительной документации; б) документации, составляемой собственником ГТС или эксплуатирующей организацией; в) разработанных и уточненных критериях безопасности ГТС; г) документации надзорных органов; д) утвержденной декларации безопасности ГТС; е) утвержденном экспертном заключении декларации безопасности ГТС; ж) разрешении на эксплуатацию ГТС; з) договоре обязательного страхования ГТС и страховом полисе.

Раздел содержит информацию о: а) проектной и строительной документации; б) документации, составляемой собственником ГТС или эксплуатирующей организацией; в) разработанных и уточненных критериях безопасности ГТС; г) утвержденной декларации безопасности ГТС; д) утвержденном экспертном заключении декларации безопасности ГТС; е) разрешении на эксплуатацию ГТС; ж) договоре обязательного страхования ГТС и страховом полисе.

Раздел содержит информацию о: а) проектной и строительной документации; б) документации, составляемой собственником ГТС или эксплуатирующей организацией; в) разработанных и уточненных критериях безопасности ГТС; г) документации надзорных органов; д) утвержденной декларации безопасности ГТС; е) утвержденном экспертном заключении декларации безопасности ГТС; ж) разрешении на эксплуатацию ГТС; з) договоре обязательного страхования ГТС и страховом полисе.

4. Техническое обслуживание ГТС Раздел включает следующие подразделы: Раздел включает следующие подразделы: а) осуществление эксплуатационного контроля за а) осуществление эксплуатационного контроля за состоянием и работой ГТС; состоянием ГТС; б) осуществление эксплуатационного контроля за б) организация и осуществление натурных наблюсостоянием и работой гидромеханического обо- дений; рудования; в) применяемые методики инструментального в) организация эксплуатации и обслуживание контроля параметров ГТС, их измерения и опиконтрольно-измерительной аппаратуры и кон- сание; трольно-измерительных приборов (с приложе- г) графики осмотров ГТС; нием схемы размещения этих приборов, данных д) организация и проведение предпаводковых и по контрольным параметрам и их критериям); послепаводковых обследований ГТС; г) организация натурных наблюдений;

№ 12 (76), декабрь, 2015 г.

Раздел включает следующие подразделы: а) организация и осуществление эксплуатационного контроля за состоянием и работой ГТС; б) организация эксплуатации и обслуживание контрольно-измерительной аппаратуры и контрольно-измерительных приборов (с приложением схемы размещения этих приборов, данных по контрольным параметрам и их критериям); в) организация натурных наблюдений; г) организация и осуществление контроля за ГТС в различные периоды существования ГТС и его периодичность;

29

Безопасность ГТС | Новое в законодательстве ГТС водохозяйственного комплекса (раздел III, пп. 13-19 Требований)

ГТС объектов энергетики (раздел II, пп. 6-12 Требований)

ГТС накопителей жидких отходов промышленности (раздел IV, пп. 20-26 Требований)

4. Техническое обслуживание ГТС Раздел включает следующие подразделы: д) контроль в различные периоды существования ГТС, его периодичность; е) применяемые методики инструментального контроля параметров ГТС, производство измерений и их описание; ж) графики осмотров ГТС; з) организация и проведение предпаводковых и послепаводковых обследований ГТС; и) организация и проведение обследований подводных частей ГТС и их элементов; к) перечень должностных лиц, производящих наблюдения и измерения; л) организация и проведение обработки и анализа результатов наблюдений и измерений.

Раздел включает следующие подразделы: е) перечень должностных лиц, производящих наблюдения и измерения; ж) организация и осуществление обработки и анализа результатов наблюдений и измерений; з) порядок подготовки и регламент проведения ремонтных работ, типовые схемы и решения по ремонту повреждений, которые подлежат немедленному устранению (в случае, если создают угрозу) эксплуатационным персоналом.

Раздел включает следующие подразделы: д) применяемые методики инструментального контроля параметров ГТС, их измерения и описание; е) графики осмотров ГТС; ж) организация и осуществление предпаводковых и послепаводковых обследований ГТС; з) перечень должностных лиц, производящих наблюдения и измерения; и) организация и осуществление обработки и анализа результатов наблюдений и измерений; к) порядок подготовки и регламент проведения ремонтных работ, типовые схемы и решения по ремонту повреждений, которые подлежат немедленному устранению (создают угрозу) эксплуатационным персоналом.

5. Основные правила технической эксплуатации ГТС а) мероприятия по повышению надежности эксплуатации ГТС; б) требования техники безопасности при эксплуатации ГТС и гидромеханического оборудования; в) основные показатели технической исправности и работоспособности ГТС и гидромеханического оборудования; г) мероприятия, проводимые в случае возникновения аварийных ситуаций, при катастрофических паводках, превышающих пропускную способность водосбросных сооружений; д) наличие в организации финансовых (материальных) резервов для ликвидации аварий ГТС; е) порядок эксплуатации гидромеханического и электротехнического оборудования; ж) порядок подготовки и регламент проведения ремонтных работ, типовые схемы и решения по ремонту повреждений, которые подлежат немедленному устранению (в случае, если создают угрозу) эксплуатационным персоналом; з) наличие средств связи, автоматики и телемеханики; и) порядок эксплуатации ГТС при нормальных условиях, в экстремальных ситуациях при пропуске паводков, половодий, отрицательных температурах, защите от сора и наносов.

а) требования техники безопасности при эксплуатации ГТС; б) основные показатели технической исправности и работоспособности ГТС; в) мероприятия, проводимые в случае возникновения аварийных ситуаций, при катастрофических паводках, превышающих пропускную способность водосбросных сооружений; г) наличие в организации финансовых (материальных) резервов для ликвидации аварий ГТС; д) порядок эксплуатации ГТС при нормальных условиях, в экстремальных ситуациях при пропуске паводков, половодий и отрицательных температурах.

а) наличие и исправность системы охраны ГТС; б) планирование ремонтных работ согласно графику планово-предупредительных ремонтов, порядок их подготовки и проведения; в) наличие и поддержание в исправном состоянии локальной системы оповещения о чрезвычайных ситуациях на ГТС; г) наличие аварийно-спасательных формирований; д) наличие противопожарной защиты; е) наличие систем рабочего и охранного освещения; ж) экологическая безопасность при эксплуатации ГТС; з) перечень (план) необходимых мероприятий и требований по обеспечению безопасности ГТС с указанием ответственных лиц и сроков исполнения.

а) наличие системы охраны ГТС; а) наличие системы охраны ГТС; б) наличие и поддержание локальной системы б) наличие системы аварийной сигнализации; оповещения о чрезвычайных ситуациях на ГТС; в) наличие и поддержание локальной системы в) наличие аварийно-спасательных формирова- оповещения о чрезвычайных ситуациях на ГТС; ний; г) наличие аварийно-спасательных формироваг) наличие противопожарной защиты; ний; д) наличие систем охранного освещения; д) наличие противопожарной защиты; е) наличие средств связи, автоматики и телеме- е) наличие системы охранного освещения; ханики; ж) экологическая безопасность при эксплуатации ж) экологическая безопасность при эксплуатации ГТС; ГТС; з) перечень (план) необходимых мероприятий з) перечень (план) необходимых мероприятий и требований по обеспечению безопасности ГТС и требований по обеспечению безопасности ГТС с указанием ответственных лиц и сроков исполс указанием ответственных лиц и сроков испол- нения. нения.

а) мероприятия по повышению надежности эксплуатации ГТС; б) требования техники безопасности при эксплуатации ГТС; в) показатели технической исправности и работоспособности ГТС; г) мероприятия, проводимые в случае возникновения аварийных ситуаций, при катастрофических паводках, превышающих пропускную способность водосбросных сооружений; д) наличие в организации финансовых (материальных) резервов для ликвидации аварий ГТС; е) порядок эксплуатации гидромеханического оборудования; ж) порядок эксплуатации средств связи, автоматики и телемеханики; з) порядок эксплуатации ГТС при нормальных условиях, в экстремальных ситуациях при пропуске паводков, половодий и отрицательных температурах.

6. Обеспечение безопасности ГТС

30

ЭНЕРГОНАДЗОР

Экспертное сообщество | Научные подходы УДК 621.182

Экспертиза ПБ, техническое диагностирование и освидетельствование объектов котлонадзора

Экспертиза промышленной безопасности (ЭПБ), техническое диагностирование (ТД) и освидетельствование (ТО) объектов котлонадзора (в том числе котлов, сосудов, работающих под давлением, и трубопроводов пара и горячей воды) являются одними из важных элементов промышленной безопасности. В статье систематизированы сведения о процедурах ЭПБ, ТД и ТО. Ключевые слова: промышленная безопасность, экспертиза промышленной безопасности, техническое освидетельствование, котлонадзор.

П

о состоянию на 1 января 2015 года Ростехнадзор и его территориальные органы осуществляют надзор за 18 178 организациями, эксплуатирующими опасные производственные объекты (ОПО), в составе которых используются объекты котлонадзора: котлы, сосуды, работающие под давлением, и трубопроводы пара и горячей воды [1]. Количество оборудования, использующегося на поднадзорных предприятиях и в организациях, превышает 405 тысяч единиц, из них [1]: котлов – около 71 тысячи, в том числе 6 867 импортного производства; сосудов, работающих под давлением, – более 302 тысяч (из них 5 817 с быстросъемными крышками), в том числе 60 043 – импортного производства (из них 1 450 с быстросъемными крышками); трубопроводов пара и горячей воды – более 34 тысяч единиц общей протяженностью более 12,5 тыс. км; газонаполнительных станций и испытательных пунктов баллонов – 1 731. Сведения о среднем износе объектов котлонадзора представлены в таблице 1. При эксплуатации ОПО, на которых используются объекты котлонадзора, должно быть обеспечено проведение ЭПБ, ТД и ТО. Порядок и необходимость проведения ЭПБ определяют в соответствии с требованиями, установленными Федеральными нормами и правилами «Правила проведения экспертизы промышленной безопасности» [3], «Порядком продления срока безопасной эксплуатации технических устройств, оборудования и сооружений на ОПО» [4] и «Правилами котлонадзора» [5]. Правилами котлонадзора [5] определены случаи, когда технические устройства подлежат ЭПБ и ТД (таблица 2). Виды мероприятий, проводимых в рамках ТД, представлены на рисунке 1. По результатам ТД и определения остаточного ресурса (срока службы) оборудования, выполненных в рамках ЭПБ, оформляется заключение ЭПБ, в котором определяется срок

№ 12 (76), декабрь, 2015 г.

безопасной эксплуатации оборудования и условия безопасной эксплуатации (разрешенные параметры и режимы работы, а также объем, методы, периодичность проведения ТО и поэлементного ТД в период эксплуатации объектов котлонадзора в пределах установленного по результатам ЭПБ срока безопасной эксплуатации оборудования). ТО проводится с целью проверки технического состояния объекта [7], соответствия его Правилам котлонадзора [5] и определения возможности дальнейшей эксплуатации. Систематизация сведений о процедуре освидетельствования объектов котлонадзора, включая котлы, сосуды, работающие под давлением, трубопроводы пара и горячей воды, представлена в таблице 3.

Олег МАХНИЦКИЙ, директор ООО инженерный центр «Эксперт» (г. Когалым) Сергей ГРИГОРЬЕВ, главный инженер ООО инженерный центр «Эксперт» (г. Когалым) Сергей ЧИРВА, инженер ООО инженерный центр «Эксперт» (г. Когалым)

Рис. 1. Мероприятия, проводимые в рамках технического диагностирования

Техническое диагностирование объектов котлонадзора

• анализ технической, эксплуатационной документации, содержащей информацию о техническом состоянии и условиях эксплуатации; • анализ результатов контроля металла и сварных соединений; • анализ результатов исследования структуры и свойств металла для оборудования, работающего в условиях ползучести; • расчет на прочность с оценкой остаточного ресурса и (или) остаточного срока службы, а также при необходимости циклической долговечности; • обобщающий анализ результатов контроля, исследования металла и расчетов на прочность с установлением назначенного ресурса или срока службы.

31

Экспертное сообщество | Научные подходы Табл. 1. Сведения о среднем износе технических устройств по состоянию на 1 января 2015 года Наименование технических устройств

Общее количество технических устройств, ед.

Отработало нормативный срок службы, ед.

Средний процент износа, %

Паровые и водогрейные котлы

71 016

35 818

50,4

Сосуды, работающие под давлением

302 037

131 031

43,4

Трубопроводы пара и горячей воды

34 068

13 773

40,4

ИТОГО:

407 121

180 622

44.7

Табл. 2. Случаи проведения ЭПБ и ТД Случаи проведения ЭПБ

Случаи проведения ТД в рамках ЭПБ

а) до начала применения на ОПО объектов котлонадзора, требования к которому не установлены ТР ТС 032/2013 [6];

а) по истечении назначенного срока службы или при выработке назначенного ресурса (по времени или количеству циклов нагружения);

б) по истечении срока службы (ресурса) или при превышении количества циклов нагрузки объектов котлонадзора, установленных его изготовителем (производителем), или нормативным правовым актом, или в заключении ЭПБ;

б) при отсутствии в технической и нормативной документации данных о назначенном сроке службы и назначенном ресурсе оборудования, если фактический срок его службы превысил 20 лет;

в) при отсутствии в технической документации данных о сроке службы объектов котлонадзора, если фактический срок его службы превышает 20 лет;

в) после проведения работ, связанных с изменением конструкции, заменой материала несущих элементов (работающих под давлением) оборудования, либо восстановительного ремонта после аварии или инцидента на ОПО, в результате которых было повреждено такое оборудование;

г) после проведения работ, связанных с изменением конструкции, заменой материала основных элементов объектов котлонадзора, либо восстановительного ремонта после аварии или инцидента на ОПО, в результате которых были повреждены объекты котлонадзора.

г) при обнаружении экспертами в процессе осмотра оборудования дефектов, вызывающих сомнение в прочности конструкции, или дефектов, причину которых установить затруднительно; д) в иных случаях, определяемых руководителем организации, проводящей экспертизу, по согласованию с эксплуатирующей организацией.

Основной причиной снижения уровня промышленной безопасности при эксплуатации объектов котлонадзора является большое количество эксплуатируемого оборудования, отработавшего расчетный срок службы, установленный изготовителем. Обеспечение безопасности и противоаварийной устойчивости неразрывно связано с проведением ЭПБ, ТД и ТО. Литература 1. Годовой отчет о деятельности Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору в 2014 году. М., 2015. – 410 с.

2. Солодовников А.В. Требования промышленной безопасности к оборудованию, работающему под давлением. Изд. 1-е, – Уфа: УГНТУ, 2014. – 90 с.

3. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила проведения экспертизы промышленной безопасности» (утверждены приказом Ростехнадзора от 14 ноября 2013 года № 538).

4. Порядок продления срока безопасной эксплуатации технических устройств, оборудования и сооружений на опасных производственных объектах, утвержденный приказом Минприроды России от 30 июня 2009 года № 195.

5. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила промышленной безопасности опасных производственных объектов, на которых используется оборудование, работающее под избыточным давлением» (утерждены приказом Ростехнадзора от 25 марта 2014 года № 116).

6. Технический регламент Таможенного союза ТР ТС 032/2013 «О безопасности оборудования, работающего под избыточным давлением».

7. РД 10-16-92 «Методические указания по обследованию предприятий, эксплуатирующих паровые и водогрейные котлы, сосуды, работающие под давлением, трубопроводы пара и горячей воды».

Табл. 3. Сведения о техническом освидетельствовании объектов котлонадзора [2, 5] Котлы (паровые, водогрейные и пароводогрейные)

Сосуды, работающие под давлением

Трубопроводы пара и горячей воды

Виды ТО Правилами котлонадзора определены следующие виды ТО: • первичное (до ввода в эксплуатацию после монтажа); • периодическое (периодически в процессе эксплуатации); • внеочередное (до наступления срока периодического ТО в случаях, установленных Правилами по котлонадзору [5]). Лица, имеющие право проводить ТО Первичное, периодическое и внеочередное ТО проводит уполномоченная организация, имеющая лицензию Ростехнадзора на проведение ЭПБ, а также лицо, ответственное за осуществление производственного контроля за эксплуатацией объектов котлонадзора, совместно с ответственным за исправное состояние и безопасную эксплуатацию. ТО объектов котлонадзора, не подлежащих учету в органах Ростехнадзора, проводит лицо, ответственное за исправное состояние и безопасную эксплуатацию. Состав работ при ТО Виды работ: а) наружный и внутренний осмотр котла и его элементов;

32

Виды работ: а) проведение визуального и измерительного контроля с внутренней (при доступности) и наружной поверхностей сосуда;

Виды работ: а) наружный осмотр и гидравлическое испытание – перед пуском вновь смонтированного трубопровода, после реконструкции и ремонта

ЭНЕРГОНАДЗОР

б) осмотр металлоконструкций каркаса котла (при наличии); в) гидравлические испытания; г) испытания электрической части (для электрокотлов). Включая работы, определенные руководством (инструкцией) по эксплуатации котла.

б) контроль толщины стенок элементов сосудов, работающих под давлением коррозионноагрессивных сред, если это установлено в руководстве (инструкции) по эксплуатации и (или) предусмотрено в проектной документации ОПО с учетом специфики технологического процесса, в котором используются сосуды; в) проверку соответствия монтажа, обвязки технологическими трубопроводами, оснащения контрольно-измерительными приборами и предохранительными устройствами сосуда требованиям проектной и технической документации; г) проведение гидравлических испытаний. При ТО сосудов допускается применение иных методов неразрушающего контроля, в том числе метод акустической эмиссии.

трубопровода, связанного со сваркой и термической обработкой, а также перед пуском трубопровода после его нахождения в состоянии консервации свыше 2 лет; б) наружный осмотр – в процессе эксплуатации в горячем и холодном состоянии с периодичностью, установленной правилами котлонадзора [5]. Включая работы, определенные требованиями проектной и технологической документации, руководства (инструкции) по эксплуатации.

Сроки проведения периодического ТО Сроки ТО установлены в руководстве (инструкПериодичность ТО не реже: а) одного раза в четыре года – наружный и ции) по эксплуатации или в приложении 4 Правил котлонадзора [5]. внутренний осмотры; б) одного раза в восемь лет – гидравлическое испытание. Руководством (инструкцией) по эксплуатации – могут быть установлены иные сроки. Ответственный за исправное состояние, безопасную эксплуатацию оборудования обязан проводить наружный и внутренний осмотры котла перед началом проведения и после окончания планового ремонта, но не реже одного раза в 12 месяцев.

Периодичность ТО не реже одного раза в три года, если иные сроки не установлены в руководстве (инструкции) по эксплуатации. Ответственный за исправное состояние и безопасную эксплуатацию оборудования совместно с ответственным за производственный контроль должны проводить осмотр трубопровода перед проведением и после окончания планового ремонта, но не реже 1 раза в 12 месяцев.

Случаи, когда проводится внеочередное ТО Внеочередное ТО котла проводят: • если сменено более 15% анкерных связей любой стенки; • после замены барабана, коллектора экрана, пароперегревателя, пароохладителя или экономайзера; • если сменено одновременно более 50% общего количества экранных и кипятильных, или дымогарных труб, или 100% труб пароперегревателей и труб экономайзеров; • если такое освидетельствование необходимо по решению ответственного за исправное состояние и безопасную эксплуатацию котла по результатам проведенного осмотра и анализа эксплуатационной документации; • по требованию инспектора Ростехнадзора; • по требованию лица, ответственного за осуществление производственного контроля.

Внеочередное ТО сосуда проводят: • если оборудование не эксплуатировалось более 12 месяцев, а трубопроводы – более 24 месяцев; • если оборудование было демонтировано и установлено на новом месте, за исключением транспортабельного оборудования, эксплуатируемого одной и той же организацией; • если произведен ремонт оборудования с применением сварки, наплавки и термической обработки элементов, работающих под давлением, за исключением работ, после проведения которых требуется экспертиза промышленной безопасности в соответствии с законодательством Российской Федерации в области промышленной безопасности; • после аварии сосуда, если по объему восстановительных работ требуется техническое освидетельствование; • по требованию инспектора Ростехнадзора; • по требованию лица, ответственного за осуществление производственного контроля.

Внеочередное ТО трубопровода проводят: • после ремонта, связанного со сваркой; • если трубопроводы не эксплуатировались более 24 месяцев; • по требованию инспектора Ростехнадзора; • по требованию лица, ответственного за осуществление производственного контроля.

Подготовка объекта к ТО Котел должен быть остановлен не позднее срока ТО, указанного в его паспорте.

Сосуд должен быть остановлен не позднее срока ТО, указанного в его паспорте.

Трубопровод должен быть надежно отключен от действующих трубопроводов и оборудования путем установки заглушки или рассоединения.

Гидравлическое испытание Проводятся в целях проверки плотности и прочности оборудования под давлением, а также всех сварных и других соединений. Гидравлическое испытание оборудования и его элементов проводят после всех видов неразрушающего контроля, а также после устранения обнаруженных дефектов. Оформление результатов ТО Результаты ТО с указанием максимальных разрешенных параметров эксплуатации (давление, температура), сроков следующего ТО должны быть записаны в паспорт оборудования под давлением лицами, проводившими техническое освидетельствование. Срок следующего периодического ТО не должен превышать срока службы оборудования, установленного изготовителем или заключением ЭПБ, оформленным по результатам ТД при продлении срока службы оборудования.

№ 12 (76), декабрь, 2015 г.

33

Экспертное сообщество | Научные подходы УДК: 624

Дефекты и повреждения на дымовых трубах

Дымовые трубы работают в особо сложных условиях перепадов температур, давления, влажности, агрессивного воздействия дымовых газов, ветровых нагрузок и нагрузок от собственной массы. Их конструкции одновременно подвергаются различным видам коррозии, эрозии, испытывают значительные температурные напряжения, физические и механические нагрузки. Ключевые слова: дымовые трубы, перепад температур, коррозионная усталость, отходящие дымовые газы, конденсат, футеровка. Юрий САПОВ, эксперт высшей квалификации по обследованию зданий и сооружений, ТУ, ПД ООО «Инженерный центр «Экспертиза дымовых труб» (г. Самара) Виталий ПАВЛОВ, технический директор (эксперт высшей квалификации), ООО «Инженерный центр «Экспертиза дымовых труб» (г. Самара) Иван КОРНЕЕВ, эксперт ООО «Инженерный центр «Экспертиза дымовых труб» (г. Самара) Андрей ПАВЛОВ, директор, эксперт ООО «Инженерный центр «Экспертиза дымовых труб» (г. Самара) Владимир АБЛАУТОВ, эксперт ООО «Инженерный центр «Экспертиза дымовых труб» (г. Самара)

34

Д

ля объективной оценки степени влияния каждого из негативных факторов рассмотрим механизмы их протекания при эксплуатации дымовых труб: 1. Взаимодействие материалов дымовых труб с влагой воздуха Вода в виде пара является составной частью воздуха. В отличие от других составляющих (кислорода, углекислого газа, азота и прочих), содержание которых изменяется незначительно, количество водяного пара не является постоянным, так как единица объема воздуха при определенной температуре может содержать только такое количество пара, при котором он становится насыщенным. Избыточное количество выпадает в виде конденсата. Когда воздух, имеющий определенные параметры, соприкасается с поверхностью трубы, имеющей температуру точки росы, на поверхности образуется конденсат. На металле образование конденсата четко видно даже невооруженным глазом. В капиллярно-пористых материалах (бетон, кирпич, цементный раствор) процесс конденсации протекает по всему объему и заметен на поверхности лишь при полном насыщении влагой всех пор.

2. Коррозионная усталость На дымовую трубу практически постоянно воздействует ряд нагрузок: ветровая, температурная, колебательная, от собственной массы и т.п. При длительном воздействии совокупности этих нагрузок в условиях агрессивных сред в ограждающих конструкциях происходит понижение предела выносливости – возникает коррозионная усталость материала, критерием которой является снижение его несущей способности. Бетон, как и кирпич, без увлажнения может выдерживать многочисленные циклы перехода температуры через 0 °С, в то время как в насыщенном состоянии за короткий период начинается его разрушение. Это объясняется не только расширением объема воды при замерзании (примерно в 1,1 раза). У насыщенного водой пористого материала в крупных порах и капиллярах образуются микроскопические кристаллы льда, а незамерзшая вода мигрирует из тонких пор в более крупные и к поверхности. Миграция воды происходит из незамерзших участков с образованием льда в крупных порах, созданием

линз льда, так как при перемещении воды из замороженных областей структура материала сопротивляется этому перемещению. Степень повреждения зависит от водонасыщения, а также от температуры замерзания, так как объем замерзшей воды увеличивается с ростом отрицательной температуры и скорости замерзания.

3. Коррозионные воздействия отходящих дымовых газов Негативное влияние воздействия отходящих газов на стойкость конструкций дымовых труб проявляется в виде сульфатной коррозии, фильтрации влаги на наружную поверхность ствола, эрозии внутренней поверхности футеровки и температурных колебаний. Коррозионное воздействие дымовых газов зависит от их температуры, скорости, вида и состава используемого топлива, а также режима работы. Основными компонентами продуктов сгорания в трубах являются оксиды углерода и азота, водяной пар, диоксид серы, а также твердые частицы золы. В зависимости от вида топлива содержание SO2 составляет 0,1–0,5% по объему, а SО3 – 0,001– 0,008%. Переход S03 в Н2S04 начинается при температуре около 300 °С и заканчивается при 200 °С, поэтому в трубе этот газ находится в ассоциированном состоянии с водяными парами, то есть представлен в виде серной кислоты.

S02 содержится почти во всех видах газов и способен окисляться в S03 в зависимости от температуры, а также состава воздуха. Снижение температуры дымовых газов приводит к образованию конденсата, представляющего раствор серной кислоты. Чем больше в газах сернистых соединений, тем ниже температура точки росы. Считается, что при содержании в топливе более 3% серы конденсат на стенках трубы может быть в виде серной кислоты концентрацией до 70–80%. Коррозия в кирпичных и футерованных железобетонных трубах может развиваться и без образования конденсата на внутренней поверхности. Такое явление возникает, когда на отдельных участках трубы возникает давление, вызванное изменением скорости газа и действием ветра. В этом случае пары с агрессивными газами могут конденсироваться не на поверхности, а в толще футеровки.

ЭНЕРГОНАДЗОР

Так как основные разрушения в трубах вызваны образованием конденсата, можно зафиксировать три возможных типа состояний.

1. Температура насыщения конденсирующихся веществ меньше температуры газов и температуры поверхности. При таком режиме в трубе исключается конденсация.

2. Температура насыщения конденсирующихся веществ меньше температуры газов, но больше температуры стенки. Образование конденсата будет происходить на поверхности.

3. Температура насыщения конденсирующихся веществ больше температуры стенки и температуры газов. Конденсация при таких параметрах будет происходить в объеме дымовых газов. Диффузия газов через неплотности футеровки к стволу трубы вызывается как разностью концентраций, так и возможным избыточным давлением на отдельных участках трубы по высоте. Учитывая, что в дымовых газах содержание паров влаги достигает иногда 20–25% по объему и превышает на порядок их содержание в воздухе, вследствие разницы парциальных давлений они проникают из полости трубы в стены ствола, принося с собой конденсат. Конденсат при малой его жесткости, без примесей кислот и сульфатов, например, при газообразном топливе или при мокрой очистке дымовых газов, вызывает коррозию первого вида – выщелачивание свободной извести из цементного камня бетонов и растворов. При выщелачивании из цементного камня 30–40% свободной извести бетон и раствор разрушаются. При наличии в конденсате серной кислоты происходит коррозия второго вида – разрушение кислотой цементного камня в бетонах и растворах и кирпича в кладке. Реакция выражается формулой Са(ОН)2 + Н2S04 = CаSО4 + 2Н20. Образовавшиеся сульфаты частично растворяются и вымываются конденсатом. Этим определяется скорость коррозии второго вида. При малом количестве конденсата сульфаты не вымываются, однако происходит их кристаллизация с присоединением двух молекул воды и превращением в гипс. При наличии растворов гипса в цементном камне образуется сульфоалюминат кальция, в котором на одну молекулу трехкальциевого алюмината, присутствующего в цементном камне, приходятся три молекулы гипса. Это соединение кристаллизуется с молекулами воды, образуя ЗСаО • А1203 • ЗСаS04 • ЗОН20. Иглы сульфоалюмината кальция переплетаются между собой, образуя своеобразный войлок. Увеличиваясь в объеме при кристаллизации, гипс и сульфоалюминат кальция сначала заполняют поры, повышая прочность материалов, но при дальнейшем увеличении объема разрушают их. Такая коррозия относится к третьему виду. Она наиболее разрушительна в дымовых трубах. При всех трех видах коррозии более стойкими являются плотные материалы с небольшой пористостью и отсутствием трещин.

№ 12 (76), декабрь, 2015 г.

Развитие коррозии третьего вида зависит, кроме того, от прочности материала на растяжение, ибо при высокой прочности замедляется образование трещин.

4. Температурные воздействия Конструкции дымовых труб испытывают температурные воздействия как от эвакуируемых ими дымовых газов, так и от воздействия солнечной радиации при одностороннем нагреве, суточного колебания температур, климатических изменений и т.п. При температурных перепадах, вызываемых как отдельными источниками, так и в большинстве случаев их совокупностью, в стволе и футеровке возникают серьезные термические напряжения, приводящие к значительным усилиям растяжения с холодной стороны конструкции и сжатия с горячей. Это происходит благодаря тому, что при нагревании температура слоев, на которые непосредственно влияют источники нагрева, растет значительно быстрее, чем слоев внутренних, которые нагреваются лишь за счет теплопроводности. При охлаждении же картина меняется на диаметрально противоположную – внутренние слои сохраняют полученную теплоту значительно дольше, и температура их падает намного медленнее. Учитывая, что при нагревании объем материала ствола или футеровки трубы увеличивается, а при охлаждении уменьшается, в определенных слоях конструкции будут появляться внутренние напряжения, и если по своей величине они будут превосходить силы сцепления частиц материала между собой, то должно начаться образование трещин. Так как предел прочности керамических материалов и бетона на растяжение значительно меньше предела прочности на сжатие, естественно, что образование трещин от температурных напряжений начнет возникать в этих зонах. На службу футеровки всех видов дымовых труб основное влияние оказывают или частые изменения температуры отходящих газов и ее резкие колебания, или превышение их расчетной максимальной температуры (цикличность работы). В первом случае это приводит к постепенному выходу футеровки из строя из-за растрескивания и дальнейшего разрушения, во втором – к ее незапланированному увеличению как в вертикальном, так и в горизонтальном направлении, результатом чего может быть, наряду с нарушением ее геометрических размеров и частичным обрушением, появление наиболее опасных горизонтальных трещин ствола трубы, когда вертикальные усилия от растущей футеровки разрывают ствол, создавая реальную угрозу устойчивости трубы, и распирают его, создавая «бочки» и сеть вертикальных трещин. Частые температурные изменения на поверхности кирпичного ствола вызывают форму усталости кирпича, результатом чего является повреждение поверхности из-за отслоения мелких частиц, что значительно ускоряет процесс атмосферной коррозии кладки.

35

Экспертное сообщество | Научные подходы УДК: 622.692.4.053-419.8:534

Совершенствование подходов к оценке последствий разрушения нефтепроводов Объекты магистрального нефтепроводного транспорта относятся к категории объектов повышенной опасности. Повышенный риск при эксплуатации подводных переходов по сравнению с наземной линейной частью магистральных нефтепроводов определен значительными экологическими рисками по отношению к водному объекту и экономическими затратами на ликвидацию последствий разлива нефти. Ключевые слова: трубопроводный транспорт, магистральный нефтепровод, дефекты, аварийность. Евгений КИМ, заместитель директора по производству ООО «Уренгойконтрольсервис» (г. Новый Уренгой) Вячеслав КАЛИНИН, ведущий инженер отдела ЭПБ ООО «Уренгойконтрольсервис» (г. Новый Уренгой) Игорь РУСИНОВ, ведущий инженер отдела ЭПБ ООО «Уренгойконтрольсервис» (г. Новый Уренгой) Роман ШЕВЧЕНКО, ведущий инженер отдела ЭПБ ООО «Уренгойконтрольсервис» (г. Новый Уренгой) Ян ЯКУБОВСКИЙ, ведущий инженер отдела ЭПБ ООО «Уренгойконтрольсервис» (г. Новый Уренгой)

Т

рубопроводный транспорт является одним из элементов отдельных производственных объектов и технических устройств. Магистральные нефтепроводы (МН) предназначены для транспортирования товарной нефти и нефтепродуктов из района их добычи, производства или хранения до места потребления (нефтебазы, перевалочные базы, пункты налива в емкости, нефтеналивные терминалы, отдельные промышленные предприятия и нефтеперерабатывающие заводы). На своем пути магистральный нефтепровод встречает различные преграды – автодороги, железные дороги, водные объекты. Пересечение водных объектов магистральным трубопроводом чаще всего производится путем строительства подводного перехода. Подводный переход магистрального нефтепровода (ППМН) – гидротехническая система сооружений одного или нескольких нефтепроводов, пересекающая водные преграды, при строительстве которой применяются специальные методы производства подводно-технических работ. В системе магистрального трубопроводного транспорта России эксплуатируются более 2000 подводных переходов, которые расположены на 785 переходах через реки и другие водные объекты. Общая ширина пересекаемых объектов по зеркалу воды составляет 170 км. Общая протяженность подводных переходов

между береговыми задвижками составляет 1 330 км. Объекты магистрального нефтепроводного транспорта относятся к категории объектов повышенной опасности. Несмотря на достаточно небольшой удельный вес (2,5%) от общей протяженности магистрального трубопровода (52,5 тыс. км), подводные переходы через водные объекты являются более ответственными сооружениями линейной части. Поэтому актуален вопрос совершенствования подходов к оценке последствий разрушения магистральных нефтепроводов (в том числе подводных переходов), а также к анализу аварийности – одной из основных процедур при принятии решений по обеспечению безопасности, в том числе при количественной оценке риска. Статистические данные позволяют оценить степень зависимости частоты аварии на МН от размера дефектных отверстий [1]. Условная вероятность различных видов потери герметичности линейной части нефтепродуктопровода для труб разного диаметра представлена в таблице 1. В таблице 1 представлены следующие виды дефектных отверстий, характеризующиеся следующим образом: • свищ – разгерметизация с отверстием, которое затруднительно обнаружить невооруженным взглядом; • трещина – утечка с отверстием, характерные размеры которого (длина, ширина,

Табл. 1. Условная вероятность образования различных видов дефектных отверстий за 2002–2011 годы

Размер труб, дюйм

СВИЩИ

ТРЕЩИНЫ

РАЗРЫВЫ

0,39 (6,9•10-2)

0,16 (2,8•10-2)

8…10

сша 0,68

0,26

0,06

10…20

0,65

0,22

0,13

Свыше 20

0,67

0,21

0,12

Европа Подземные трубопроводы жидкости и газа (аварий/(1000км•год)

36

0,45 (9•10-2)

ЭНЕРГОНАДЗОР

диаметр) можно определить невооруженным взглядом; • разрыв – полная разгерметизация на участке МН. Динамика аварийности на объектах магистральных нефтепроводах в России приведена на рисунке 1. Как видно из рисунка 1, аварийность на МН не имеет четко выраженной тенденции к снижению или уменьшению. Исходя из приведенных данных, средняя частота аварий для МН в России составляет 0,23 аварии/(103•км•год), что соответствует частоте отказов для подводных переходов нефтепроводов, равной 0,30 аварии / (103•км•год) [2]. Данные по аварийности на линейных участках МН позволяют провести оценку условной вероятности воспламенения аварийной утечки различных видов транспортируемого топлива (таблица 2). Зависимость условной вероятности воспламенения разлива нефтепродукта, в зависимости от типа дефектного отверстия, согласно данным по аварийности МН, представлена в таблице 3. Таким образом, условные вероятности по воспламенению нефтепродуктов составляют диапазон от 0,01 до 0,11, причем наибольшие вероятности воспламенения (0,1…0,11) наблюдаются при разрывах магистральных трубопроводов. При статистической обработке результатов исследователи выделяют различные причины возникновения аварий на МН [3]. Распределение аварий на МН, в зависимости от причин

их возникновения, за период с 2004 по 2011 год представлено на рисунке 2. На основе анализа основных причин аварийной разгерметизации подводных переходов магистрального трубопровода установлено распределение основных причин повреждений подводных переходов МН, представленное на рисунке 3. Как видно из рисунка 3, основной причиной повреждения и разгерметизации подводного перехода трубопровода является вибрация размытого участка МН под воздействием потока воды – на ее долю приходится 72% от всех причин. То есть повреждение подвод-

Табл. 2. Условная вероятность воспламенения аварийных утечек различных видов транспортируемого топлива

Подземные участки Nу Nвоспл Pвоспл

Наземные участки Nвоспл Pвоспл Nу

Транспортируемое вещество

Pср

Сырая нефть

57

2

0,04

684

13

0,02

0,02

Дизельное топливо

10

0

<0,01

95

2

0,02

0,02

Котельное топливо

7

1

0,14

95

0

<0,01

0,02

Бензин

10

1

0,10

298

12

0,04

0,04

Реактивное топливо

3

0

<0,01

34

1

0,03

0,02

Широкая фракция легких углеводородов (ШФЛУ)

3

1

0,33

118

13

0,11

0,12

Газ

16

2

0,12

230

16

0,07

0,07

Примечание: Nу – общее число утечек; Nвоспл – число утечек с воспламенением; Pвоспл – условная вероятность воспламенения; Pср – средняя условная вероятность воспламенения.

Табл. 3. Зависимость условной вероятности воспламенения от типа дефектных отверстий магистрального трубопровода

Дефектное отверстие

общее

с воспламенением

Свищи

103

0

Условная вероятность воспламенения <0,01

Трещины

37

1

0,03

Разрывы

18

2

0,11

№ 12 (76), декабрь, 2015 г.

Число утечек

37

экСПертное СообщеСтво | научные Подходы ного трубопровода происходит в основном по естественным причинам, которые обусловлены эксплуатацией подводного перехода в агрессивных условиях. Повышенный риск при эксплуатации подводных переходов по сравнению с наземной линейной частью МН определен значительными экологическими рисками по отношению к водному объекту, и экономическими затратами на ликвидацию последствий разлива нефти. При оценке последствий разрушения магистральных нефтепроводов и подводных переходов целесообразно учитывать условную вероятность образования различных типов дефектных отверстий, условную вероятность воспламенения аварийных утечек различных видов топлива, а также зависимость условной вероятности воспламенения от типа дефектных

отверстий, что позволит реализовать комплексный подход к анализу аварийности. Литература 1. Забела К.А. Безопасность пересечений трубопроводами водных преград / Красков В.А., Москвич В.М., Сощенко А.Е. – М.: ООО «НедраБизнесцентр», 2001. – 195 с.

2. Лисанов М.В., Савина А.В., Дегтярев Д.В. Анализ российских и зарубежных данных по аварийности на объектах трубопроводного транспорта // Безопасность труда в промышленности. – 2010. – № 7. – С. 16–22.

3. Елизарьев А.Н., Ахтямов Р.Г., Хаертдинова Э.С., Сафуганова Г.Г. Оценка влияния скорости ветра на распространение пожара при горении нефти на водной поверхности // Нефтегазовое дело. – 2012. – № 1. – С. 90–93.

рис. 1. динамика аВарийности на объектах магистральных нефтепроВодоВ В россии

рис. 2. доля аВарий на магистральных нефтепроВодах В заВисимости от причин ВозникноВения

 Несанкционированная врезка  Заводской брак  Причины организационного характера  Брак строительно-монтажных работ  Механическое воздействие при проведении земельных работ  Коррозия

38

рис. 3. распределение причин поВреждений подВодных переходоВ трубопроВодоВ

 Вибрация размытых участков под воздействием потока  Повреждение проходящими судами и их якорями  Местная коррозия  Коррозия поверхности  Некачественная сварка стыков и приварка усилительных муфт  Повреждение льдом  Эрозия береговых зон

ЭНЕРГОНАДЗОР

Оценка ПБ объектов нефтехимической промышленности

УДК: 621

Предприятия нефтехимической промышленности подвержены рискам и представляют собой потенциальную угрозу персоналу, населению и окружающей среде. Проведен анализ причин возникновения аварийных ситуации на предприятиях нефтехимической промышленности. На основе анализа статистических данных выявлена специфика нефтехимического производства, а также взрывопожароопасность объектов нефтехимической промышленности. Ключевые слова: нефтехимические предприятия, взрывопожароопасность, промышленная безопасность, анализ аварийности.

Н

а территории Российской Федерации функционируют более 150 нефтехимических предприятий, являющихся опасными производственными объектами. Используемые в качестве сырья нефтепродукты являются легковоспламеняющимися жидкостями, а смеси их паров с воздухом взрывоопасны и токсичны. Нефтехимические предприятия представляют собой наиболее сложные в инженерном отношении объекты нефтяной промышленности. При возникновении нерасчетных режимов существует вероятность возникновения аварийных ситуаций с негативными последствиями, которые при неблагоприятных событиях (метеорологические условия, возникновение инициирующего фактора) переходят в чрезвычайную ситуацию. Процессы производства химических продуктов являются взрывопожароопасными в связи с использованием в качестве сырья и производных взрывопожароопасных веществ. Общая динамика аварийности в нефтехимической промышленности за 1999–2013 годы представлена на рисунке 1 [1]. Как видно из рисунка 1, за последние годы происходит постепенное снижение количества аварий на предприятиях нефтехимической промышленности России. Аварии на нефтехимических предприятиях обусловлены выходом

опасных веществ (утечка, выброс) в атмосферу, взрывом или пожаром. Распределение аварий на объектах нефтехимической промышленности представлено на диаграмме и гистограмме (рисунок 2 [1]). По представленному рисунку видно, что за последнее время в равном соотношении (более 80%) аварий на нефтехимических предприятиях сопровождались взрывом или пожаром, и только 14,1% всех аварии идентифицированы как аварии с выходом опасных веществ в атмосферу. К основным причинам и факторам возникновения возможных аварийных ситуаций, связанных с отказами технологического оборудования, относятся [2]: • опасности, связанные с типовыми процессами; • опасности, связанные с нерегламентированными процессами (гидравлические удары, вибрация, превышение давления); • образование взрывоопасных топливовоздушных смесей при потере герметичности оборудования; • заводские дефекты труб и оборудования; • брак строительно-монтажных работ; • физический износ, механические повреждения или температурная деформация трубопроводов, аппаратов и оборудования, которые

Рис. 1. Динамика аварийности в нефтехимической промышленности за 1999–2013 годы

№ 12 (76), декабрь, 2015 г.

Евгений КИМ, заместитель директора по производству ООО «Уренгойконтрольсервис» (г. Новый Уренгой) Вячеслав КАЛИНИН, ведущий инженер отдела ЭПБ ООО «Уренгойконтрольсервис» (г. Новый Уренгой) Игорь РУСИНОВ, ведущий инженер отдела ЭПБ ООО «Уренгойконтрольсервис» (г. Новый Уренгой) Роман ШЕВЧЕНКО, ведущий инженер отдела ЭПБ ООО «Уренгойконтрольсервис» (г. Новый Уренгой) Ян ЯКУБОВСКИЙ, ведущий инженер отдела ЭПБ ООО «Уренгойконтрольсервис» (г. Новый Уренгой)

39

экСПертное СообщеСтво | научные Подходы могут привести как к частичному, так и к полному разрушению оборудования, аппаратов или трубопроводов и возникновению аварийной ситуации любого масштаба; • прекращение подачи энергоресурсов (электроэнергии, воды, пара, азота, технического воздуха) может привести к нарушению нормального режима работы, выходу параметров за критические значения и созданию аварийной ситуации. Наличие высокого давления в аппаратах и трубопроводах в случае разгерметизации оборудования создает условия, способствующие возникновению пожара, образованию взрыво-

опасных смесей, отравления людей, находящихся в зоне повышенной опасности. Анализ факторов риска на предприятиях нефтехимической промышленности приведен на рисунке 3. Все указанные факторы (рис. 3) опасности и риска характеризуют нефтехимические предприятия как опасные объекты [2]. Технологические трубопроводы являются источником повышенной опасности из-за наличия большого количества сварных и фланцевых соединений, запорной и регулирующей арматуры, жестких условий работы (перепад давлений и температур) и значительных объемов продуктов, перемещаемых по ним. Наиболее вероятным является

рис. 2. распределение аВарий на объектах нефтехимической промышленности по Видам Выход опасного ВещестВа В атмосферу

 Взрыв  пожар  Выход опасного вещества в атмосферу

распределение аВарий на объектах нефтехимической промышленности по Видам за период с 2008 по 2013 год

рис. 3. факторами риска на предприятиях нефтехимической промышленности, сВязанными с типоВыми нефтехимическими процессами, яВляются

значительное количество опасных веществ в технологии в целом и в единичных аппаратах

газонасыщенное состояние сырья, что обусловливает возможность выделения парогазовой фазы при аварийной разгерметизации аппаратов

факторы риска, связанные с типовыми процессами Высокие давления в технологических трубопроводах, аппаратах и емкостях, высокое напряжение и температура

40

технологические процессы подготовки и транспорта сырья и продукции протекают при повышенных давлениях ЭНЕРГОНАДЗОР

выход из строя запорной арматуры, прокладок и фланцев, они подвержены всестороннему износу и являются наиболее уязвимыми участками трубопровода на предприятиях нефтехимической промышленности [2]. Однако основной причиной возникновения аварийных ситуаций являются ошибки персонала. Причины ошибок персонала и основные виды ошибок персонала, приводящие к аварийным ситуациям, представлены на рисунке 4. Ошибочные действия персонала, как правило, являются следствием либо некачественной подготовки специалистов, либо нарушения требований, и это приводит к соответствующим серьезным ошибкам. Также возможны возникновения аварийных ситуаций из-за внешнего механического воздействия природного и техногенного характера [3]. Нефтехимические предприятия нельзя рассматривать замкнуто, необходимо учитывать внешние потенциальные силы природного и техногенного характера, воздействие которых приводит к аварийным ситуациям. Основными причинами и факторами возникновения возможных аварийных ситуаций, связанных с воздействиями природного и техногенного характера, являются: • разряды от статического электричества; • грозовые разряды; • штормовой ветер, ураган, смерч; • метель со снежными заносами, гололед на территории и подъездных путях; • значительное понижение или повышение температуры; • аварийная разгерметизация оборудования и трубопроводов, связанная с причинами техногенного характера; • подвижка, просадка, пучение грунтов; • террористические акты и диверсии [3].

Проведен анализ причин возникновения аварийных ситуации на типичных предприятиях нефтехимической промышленности. На основе анализа статистических данных выявлена специфика нефтехимического производства, а также взрывопожароопасность объектов нефтехимической промышленности. Литература 1. Статистика.ру: Госкомстат, Росстат и государственные службы статистики РФ. [Электронный ресурс] http://www.staatistika.ru Дата обращения: 14.11.2015.

2. Иванов Е.Н. Пожарная защита открытых технологических установок. – М: Химия, 1985. – 292 с.

3. Макашев В.А., Петров С.В. Опасные ситуации техногенного характера и защита от них. – М: Стройиздат, 2003. – 105 с.

Рис. 4. Причины ошибок персонала и основные виды ошибок персонала, приводящие к аварийным ситуациям

Причины ошибок персонала

Виды ошибок персонала, приводящие к аварийным ситуациям

Неудовлетворительная система обучения и аттестации

Ошибки при пуске и остановке оборудования

Отсутствие и несвоевременное обновление необходимой нормативной документации

Нарушения производственной дисциплины и требований должностных инструкций № 12 (76), декабрь, 2015 г.

Ошибки при ведении технологического процесса, нарушения режимов эксплуатации оборудования и трубопроводов Нарушения требований нормативной документации при проведении строительно-монтажных и ремонтных работ Несоблюдение правил техники безопасности

41

Экспертное сообщество | Научные подходы

Анализ безопасности объектов теплоснабжения

УДК: 621.644.8:504.05

На объектах теплоснабжения городов природный газ используется как основное топливо, однако существуют также запасы мазута в качестве резервного топлива. В связи с этим актуальным является рассмотрение факторов безопасности функционирования объектов теплоснабжения. В статье проанализированы причины аварийности, выявлено, что основные причины аварий и несчастных случаев – организационные, при этом возможны также механические повреждения газопроводов, приводящие к авариям. Ключевые слова: теплоснабжение, газораспределение, причины аварийности. Евгений КИМ, заместитель директора по производству ООО «Уренгойконтрольсервис» (г. Новый Уренгой) Вячеслав КАЛИНИН, ведущий инженер отдела ЭПБ ООО «Уренгойконтрольсервис» (г. Новый Уренгой) Игорь РУСИНОВ, ведущий инженер отдела ЭПБ ООО «Уренгойконтрольсервис» (г. Новый Уренгой) Роман ШЕВЧЕНКО, ведущий инженер отдела ЭПБ ООО «Уренгойконтрольсервис» (г. Новый Уренгой) Ян ЯКУБОВСКИЙ, ведущий инженер отдела ЭПБ ООО «Уренгойконтрольсервис» (г. Новый Уренгой)

А

варийность на объектах теплоснабжения и газораспределения имеет тенденцию к росту. Это связано с износом оборудования, а также с несоблюдением правил безопасности проведения работ персоналом. Значительное количество аварий происходит в результате утечки газа с последующим формированием взрывопожароопасных смесей. Повреждение газопроводов приносит значительный экономический и экологический ущерб, а также влечет затраты на организацию работ по ликвидации чрезвычайных ситуаций, что делает актуальной проблему анализа безопасности объектов теплоснабжения. В настоящее время теплоснабжение городов осуществляется следующими источниками тепла: теплоэлектроцентралями, крупными котельными и отопительными котельными, а также промышленными, промышленноотопительными и отопительными котельными различных ведомств. Недостатками систем теплоснабжения крупных городов является наличие в составе крупных теплоисточников

оборудования, выработавшего свой ресурс на 70–90%, при этом тепловая мощность данного оборудования составляет до 30% тепловой мощности города. Также увеличивается нагрузка в суммарных тепловых балансах доли жилищнокоммунального сектора в связи с увеличением объема строительства. Для снабжения газом потребителей на территории городов строится распределительная газовая сеть, оборудуются газорегуляторные пункты (ГРП) или установки (ГРУ), сооружаются необходимые для эксплуатации газопроводов контрольные пункты и другое оборудование. Основная причина аварий и несчастных случаев на объектах теплоснабжения – организационная. Это может быть недостаточная проработка плана производства работ, низкая производственная и технологическая дисциплина, нарушение производственной инструкции персоналом, отсутствие практических навыков, халатность. Как показывает обследование предприятий теплоснабжения, трассы подземного газопро-

Рис. 1. Общее число аварий на объектах систем газораспределения в России и распределение их по группам за 2008–2010 годы

1 – механические повреждения подземных газопроводов 2 – взрывы при розжиге газоиспользующих установок 3 – механические повреждения газопроводов автотранспортом 4 – коррозионные повреждения наружных газопроводов 5 – разрывы сварных стыков 6 – повреждения газопроводов в результате природных явлений 7 – утечка газа в ГРП с последующим возгоранием 8 – иные причины

42

ЭНЕРГОНАДЗОР

вода контролируются зачастую одним обходчиком, колодцы смежных коммуникаций не проверяются на загазованность, маршрутные карты составляются без расчета нагрузки на обходчика [1]. Причины аварийности на объектах систем газораспределения в России за 2008 – 2010 годы представлены на рисунке 1. В целом наблюдается постепенное снижение количества аварий, связанных с отказом оборудования ГРП и повышением давления газа в сетях низкого давления. Аварии и несчастные случаи происходят также в результате механических повреждений надземных газопроводов транспортными средствами. Причины таких аварий – нарушение нормативных требований по размещению надземных газопроводов. Основные опасные факторы, способствующие возникновению и развитию аварий на системах газораспределения: • наличие горючих газов; • сложная пространственная конструкция системы надземных трубопроводов; • пересечение газопроводами водных переходов; • наличие параллельных ниток газопроводов; • физический износ сооружений и оборудования; несовершенство систем защиты [2]. Опасность при авариях в газовом хозяйстве в силу физико-химических свойств газа представляют: • пламя и высокотемпературные продукты взрывного горения; • токсическое поражение людей угарным газом; • удушье от выбросов природного газа; • обломки и осколки при разрушении оборудования, строительных конструкций и сооружений; • ударные (взрывные) волны. На объектах теплоснабжения городов природный газ используется как основное топливо, однако существуют также запасы мазута в качестве резервного топлива. В этой связи актуальным является рассмотрение факторов безопасности функционирования мазутного хозяйства, объектов теплоснабжения городов.

Возможные причины и факторы, способствующие возникновению и развитию аварий, как в газовом, так и в мазутном хозяйствах, связаны с неисправностями и нарушениями в работе оборудования. На рисунке 2 определены возможные причины и факторы, способствующие возникновению и развитию аварий. Из рисунка 2 видно, что отказ оборудования происходит как вследствие технических причин, так и организационных. Причины, способствующие возникновению аварий в мазутном хозяйстве объектов теплоснабжения, связаны в основном с разрушением мазутопровода или разливом мазута из автоцистерны при транспортировке или проведении сливоналивных операций.

Рис. 2. Основные причины, связанные с отказом оборудования

Причины, связанные с внешними воздействиями природного и техногенного характера

Физический износ, коррозия, механические повреждения, температурные деформации оборудования или трубопроводов

Основные причины, связанные с отказом оборудования Опасности, связанные с типовыми процессами № 12 (76), декабрь, 2015 г.

Ошибки персонала при ведении технологического процесса

Прекращение подачи энергоресурсов

43

Экспертное сообщество | Научные подходы На рисунке 4 видно, что трубопроводные системы являются источником повышенной опасности из-за большого количества сварных и фланцевых соединений, запорной и регулируемой арматуры, жестких условий работы. Причинами разгерметизации трубопроводов могут быть: • остаточные напряжения в материале трубопроводов в сочетании с напряжениями, возникающими при монтаже и ремонте, которые могут вызвать поломку элементов запорных устройств, образование трещин, разрывов трубопроводов; • разрушения под действием температурных деформаций; • гидравлические удары; • вибрация; • превышение давления [3]. Проанализированы причины аварийности на объектах систем газораспределения. Выявлено, что основные причины аварий и несчастных случаев – организационные, такие как недостаточная проработка планов производства

работ, низкая производственная и технологическая дисциплина, нарушения производственных инструкций персоналом. Механические повреждения газопроводов, приводящие к авариям, случаются из-за невыполнения требований правил охраны газораспределительных сетей и нарушения порядка производства земляных работ. Литература 1. Жуков Н.П. Газоснабжение. – Тамбов.: ТГТУ. – 2009. – 250 с.

2. Соколов Б.А. Газовое топливо и газовое оборудование. – М.: ГУЦ «Профессионал». – 2001. – 154 с.

3. Абдурашитова З.З., Ахтямов Р.Г. Оценка устойчивости зданий и сооружений при внутреннем взрыве в результате разгерметизации газопровода // Всероссийская научнопрактическая конференция с международным участием «Проблемы безопасности и защиты населения и территорий от ЧС (Безопасность – 2013)». – С. 83–94.

Рис. 3. Причины, способствующие возникновению аварий в мазутном хозяйстве

Повреждение автоцистерны при постановке на приемносливное устройство мазута

Переполнение сливных лотков на приемно-сливном устройстве мазута из-за чрезмерного открытия сливных клапанов на автоцистернах или их неисправности

Причины, способствующие возникновению аварий в мазутном хозяйстве Прорыв мазутопровода на открытой площадке

Прорыв мазутопровода в пределах мазутонасосной

Разлив мазута из автоцистерны при сливе

Рис. 4. Причины, способствующие возникновению аварий в газовом хозяйстве

44

Утечка газа через неплотности швов газопроводов, фланцевые соединения и сальники арматуры

Полный отрыв факела от пламени горелки

Срабатывание запорнопредохранительного клапана

Взрыв в топке котла при розжиге

Причины, способствующие возникновению аварий в газовом хозяйстве

Разрыв газопровода внутри котельной

Утечка газа в результате повреждения наружного газопровода

Срабатывание системы защиты и сигнализации котла

Неожиданное прекращение подачи газа в котельную ЭНЕРГОНАДЗОР

Анализ факторов риска возникновения аварий в резервуарных парках нефтепродуктов

удк: 65.012.8:338.45

Статистика аварий на объектах хранения нефтепродуктов свидетельствует об увеличении числа аварий, связанных с неудовлетворительным состоянием технических устройств. Особую опасность, при наличии такой тенденции, представляют как техногенные, так и природные процессы, активизированные повышенной антропогенной нагрузкой. Ключевые слова: нефтебазы, аварии, анализ аварийности.

Р

оссийская Федерация занимает третье место в мире по добыче нефти. На объектах нефтяной промышленности и в обслуживающих ее отраслях занято около 900 тысяч работников. Нефтяной комплекс России состоит из 148 тысяч нефтяных скважин, 8,3 тыс. км магистральных нефтепроводов, 28 нефтеперерабатывающих заводов мощностью более 300 млн. т/год нефти, а также значительное количество иных производственных предприятий. К отраслям нефтяной промышленности относят нефтедобычу, транспортировку нефти, переработку нефти, а также хранение нефти и нефтепродуктов. В этой цепи наибольшую опасность представляют базы хранения готовой продукции, поскольку именно там концентрируются наибольшие объемы готовых взрывопожароопасных продуктов нефтепереработки. Обобщенные среднестатистические данные об аварийности на объектах нефтяной промышленности представлены на рисунке 1. Из рисунка 1 видно, что большинство аварий случаются именно на нефтебазах. При этом подобные объекты, как правило, располагаются вблизи населенных пунктов вследствие необхо-

димости розничного отпуска нефтепродуктов сетям автозаправочных станций и прочим объектам при максимальном снижении экономических затрат на транспортировку готового сырья от резервуарного парка до потребителя. Для обеспечения безопасности населения на прилегающих к нефтебазам территориях актуальна проблема превентивной защиты объектов хранения нефтепродуктов в аспекте возникновения чрезвычайных ситуаций. Первостепенной задачей при этом является комплексный анализ взрывопожаробезопасности нефтебаз, выявление природно-климатических, производственных и антропогенных факторов, способных привести к возникновению чрезвычайной ситуации. Один из основных факторов негативного влияния на промышленную безопасность предприятий нефтепродуктообеспечения – старение основного производственного фонда и моральное устаревание применяемых технологий. На сегодняшний день средний срок эксплуатации текущего оборудования нефтебаз составляет 30 лет, что свидетельствует о его значительном физическом и моральном износе. Анализ материалов расследования аварий и несчастных случаев показал, что имевшие

рис. 1. процентное соотношение количестВа аВарий на объектах нефтяной промышленности

   

№ 12 (76), декабрь, 2015 г.

Евгений КИМ, заместитель директора по производству ООО «Уренгойконтрольсервис» (г. Новый Уренгой) Вячеслав КАлИНИН, ведущий инженер отдела ЭПБ ООО «Уренгойконтрольсервис» (г. Новый Уренгой) Игорь РУСИНОВ, ведущий инженер отдела ЭПБ ООО «Уренгойконтрольсервис» (г. Новый Уренгой) Роман ШЕВЧЕНКО, ведущий инженер отдела ЭПБ ООО «Уренгойконтрольсервис» (г. Новый Уренгой) Ян ЯКУБОВСКИй, ведущий инженер отдела ЭПБ ООО «Уренгойконтрольсервис» (г. Новый Уренгой)

распределительные нефтебазы нефтеперерабатывающие заводы нефтепромыслы насосные станции

45

Экспертное сообщество | Научные подходы место происшествия в большинстве своем произошли на небольших нефтебазах, которые не были охвачены целевыми проверками, проведенными территориальными органами Ростехнадзора [1]. На рисунке 2 представлены данные о проверках, проведенных территориальными органами Ростехнадзора в период с 2010 по 2013 год. Проверки показали достаточно низкий уровень технической безопасности большей части нефтебаз. Анализ аварийности на предприятиях хранения нефти и нефтепродуктов позволил выявить следующие последствия аварий [2]: • разлив нефтепродукта, как на суше, так и на водной поверхности;

• пожар пролива нефтепродукта; • пожар или взрыв в резервуаре; • горение паров бензина в открытом пространстве при высоких температурах; • «огненный шар» при возгорании емкостей транспортировки нефтепродуктов, который рассматривается как возможный этап развития аварии при длительном нахождении емкости в очаге открытого пламени; • взрыв расширяющихся паров вскипающей жидкости в результате теплового воздействия на резервуар [3]. Анализ причин возникновения аварий на объектах хранения нефтепродуктов, представленный в виде схемы факторов риска, приведен на рисунке 3.

Рис. 2. Динамика количества проведенных обследований и выявленных нарушений территориальными органами Ростехнадзора (2010–2013 годы)

46

ЭНЕРГОНАДЗОР

Проведена оценка состояния проблемы обеспечения безопасности населения и территорий при эксплуатации объектов хранения нефтепродуктов, установлено, что на сегодняшний день средний срок эксплуатации текущего оборудования нефтебаз составляет 30 лет, что свидетельствует о его значительном физическом и моральном износе. Статистика аварий на объектах хранения нефтепродуктов свидетельствует об увеличении числа аварий, связанных с неудовлетворительным состоянием технических устройств. Особую опасность, при наличии такой тенденции, представляют как техногенные, так и природные процессы, активизированные повышенной антропогенной нагрузкой.

Литература 1. Годовые отчеты о деятельности Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору в 2010…2013 годах.

2. Количественная оценка риска аварий на объектах хранения нефтепродуктов. Пчельников А.Н., Лисанов М.С. // Технологии ТЭК, № 4, 2004, С. 72–75.

3. Методика оперативной оценки риска возникновения чрезвычайной ситуации на объектах нефтепродуктообеспечения. Елизарьев А.Н., Ахтямов Р.Г., Габдулхаков Р.Р. // Нефтегазовое дело. Научно-технический журнал, том 10, № 1, 2012, С. 75–81.

Рис. 3. Факторы риска возникновения чрезвычайной ситуации на объектах хранения нефтепродуктов

Факторы риска возникновения чрезвычайной ситуации Физико-географические Пучинистость почв Возникновение оплывин (смещение по суглинкам) Обледенение, ветровые нагрузки, снежный покров

Производственные

Антропогенные

Коррозия стенок и швов резервуара

Некачественный ремонт, монтаж

Единое обвалование

Нарушение правил безопасности

Физический износ Ручное исполнение запорной арматуры Скопление конденсата при отрицательных температурах Отсутствие систем наружного охлаждения и подслойного пожаротушения Термическое расширение направляющих клапанов

№ 12 (76), декабрь, 2015 г.

47

Экспертное сообщество | Научные подходы

Совершенствование способов диагностирования насосов в нефтяной промышленности Транспортирование нефти и нефтепродуктов является одним из основных процессов в нефтяной промышленности, поэтому насосное оборудование является важным элементом в данной отрасли. Одной из форм обеспечения промышленной безопасности таких объектов является экспертиза промышленной безопасности [1], которая в совокупности с техническим диагностированием позволяет обеспечить их безопасную эксплуатацию. Александр НИГАЙ, директор ООО ЦНиПР «Техбезопасность» (г. Ухта) Сергей НОСКОВ, заместитель директора по экспертизе ООО ЦНиПР «Техбезопасность» (г. Ухта) Игорь ГОРБАТОВ, эксперт ООО ЦНиПР «Техбезопасность» (г. Ухта) Валерий ГЕРАСИМОВ, эксперт ООО ЦНиПР «Техбезопасность» (г. Ухта) Андрей ЗАРВА, эксперт ООО ЦНиПР «Техбезопасность» (г. Ухта)

48

М

етоды технического диагностирования совершенствуются с каждым днем, что говорит о движении в сторону безаварийной эксплуатации такого оборудования. Однако в настоящий момент возникновение аварий и инцидентов на опасных производственных объектах не является редкостью. В нефтяной промышленности активно используется широкий спектр насосов и агрегатов: • центробежные; • плунжерные; • поршневые; • струйные и другие. Техническое диагностирование представляет собой комплекс мероприятий по оценке технического состояния насосов. Требования безопасности к эксплуатации насосного оборудования приведены в Федеральных нормах и правилах [2], однако пункты, посвященные техническому диагностированию насосов, в них практически отсутствуют. Основным мероприятием в рамках проведения технического диагностирования насосов является неразрушающий контроль состояния деталей насосов. Дефектоскопия должна производиться специально обученным персоналом, который аттестован в установленном порядке. При техническом диагностировании насосов проводят следующие основные виды контроля. Капиллярный – используется для контроля поверхности металла на наличие дефектов (трещин, надрывов, раковин и других). Диагностика проводится цветным методом или методом керосиновой пробы. Ультразвуковая толщинометрия – используется для контроля толщины стенки элементов насосов. Магнитопорошковый контроль – используется для выявления дефектов сварных швов и надрывов металлов в местах перехода от одного диаметра к другому. Ультразвуковая дефектоскопия – применяется для выявления внутренних дефектов. Радиографический контроль – используется параллельно с ультразвуковой дефектоскопией или как самостоятельный метод, в зависимости от задач диагностирования.

Вихретоковая дефектоскопия – применяется для идентификации дефектов типа несплошностей. Твердометрия – позволяет оценить механические характеристики металла косвенным методом по измерению твердости. Сегодня активно применяются переносные твердомеры, которые позволяют достаточно быстро и мобильно проводить измерение. Анализ вибрации – контроль производится путем измерения параметров вибрации с применением последующей обработки сигналов. В последнее время данный метод начинает активно развиваться. Вышеперечисленные методы контроля уже достаточно хорошо развиты, но наибольший потенциал – у метода вибродиагностики. С его помощью можно идентифицировать целый спектр дефектов: • смещение валов; • состояние подшипников; • деформация валов (изгиб); • смещение центров тяжести роторов; • биение механических передач; • эффективность работы устройств гашения вибрации; • проверка жесткости несущих элементов. Предполагается, что в будущем будут применяться новые подходы для анализа шумов насосного оборудования, которые позволяют выявлять все больше дефектов в деталях. Данный метод диагностики должен перерасти в систему автоматизированного диагностирования насосов, которая будет в непрерывном режиме анализировать параметры вибрации и сообщать о появлении ряда отклонений. Сегодня лишь очень незначительная часть насосов оснащается такой системой. Помимо автоматизированной системы контроля вибрации, в будущем активно будет использоваться система анализа рабочих характеристик насосов (напор, подача и т.д.). Анализ изменения рабочих параметров насоса по времени с высоким разрешением может указывать на появление неисправностей валов, рабочих органов, подшипников и может использоваться в качестве дополнительного к методу вибродиагностики.

ЭНЕРГОНАДЗОР

Аналогично применению тепловизионного контроля для оценки состояния зданий и сооружений, данный метод будет использоваться для диагностирования насосов. Достаточно эффективно можно использовать метод сравнения термограмм исправного насоса с диагностируемым – любые отклонения от температурного поля будут указывать на неисправность определенных частей и узлов оборудования. На повышенное трение элементов и износ указывает рост температуры в определенной области, поэтому тепловизионный контроль способен выявить такие места. Недостатком является то, что точную область наличия дефекта необходимо дополнительно уточнять другими методами. Для диагностирования установок большой производительности этот метод будет более эффективным. Предполагается, что в будущем будут разработаны математические модели распределения температуры по длине насосов определенных типов, что позволит точно указать не только на дефекты, но и утечки масла, качество уплотнений. Выше были рассмотрены инструментальные методы, которые используются в диагностировании, но достаточно новым методом является метод анализа надежности элементов. Сегодня понятие надежности системы практически не используют при расчете остаточного ресурса насосов, однако планируется, что в будущем будут созданы компьютерные модели узлов, деталей и отдельных элементов типовых насосов. Анализ надежности каждого из элементов позволит представить насос как интегральную систему, и на основании такого статистического подхода посчитать вероятность выхода из строя всей системы. Стоит предположить, что такие модели будут дополняться моделями дефектов и основных повреждений, и тогда на их основании будет вполне возможно отслеживать ресурс насоса в динамическом режиме.

№ 12 (76), декабрь, 2015 г.

Стоит отметить, что мониторинг технического состояния насосов позволяет существенно дополнить техническое диагностирование и выявить определенные области, узлы и элементы, в которых необходимо проводить контроль более тщательно. Именно поэтому использование мониторинга будет являться основным шагом к повышению качества диагностирования. Достаточно эффективным методом контроля для использования в мониторинге является акустико-эмиссионный, поскольку он позволяет контролировать объект в достаточно большом объеме, а также обнаруживать повреждения на ранних стадиях их возникновения. Помимо него, сегодня наиболее подходящими методами для реализации мониторинга являются тепловизионный контроль и вибродиагностика. Таким образом, разработка новых подходов к диагностированию насосного оборудования в нефтяной промышленности позволяет идентифицировать дефекты на достаточно ранних стадиях их зарождения, а также оценить остаточный ресурс таких объектов. Использование мониторинга технического состояния насосов, в совокупности с проведением технического диагностирования, способно существенно повысить уровень промышленной безопасности опасных производственных объектов в нефтяной промышленности. Внедрение новых методов контроля способно значительно увеличить эффективность технического диагностирования. Литература 1. Федеральный закон «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» от 21 июля 1997 года № 116-ФЗ.

2. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности».

3. Электронный ресурс. Режим доступа [http://runeft.ru/upload/iblock/c86/c8645c46695 1848c3fc0812d38e6686e.pdf].

49

Экспертное сообщество | Научные подходы

О проблеме образования отложений в теплотехническом оборудовании на опасных производственных объектах ОАО «РЖ Д»

Существует множество методов и технологий борьбы и предотвращения образования накипи и коррозии на объектах теплоснабжения. Тем не менее в условиях эксплуатации систем холодного и горячего водоснабжения они не нашли широкого применения. Во-первых, не существует универсального метода, который позволял бы эффективно и полностью удалять старые отложения, предотвращать образование новых и защищать поверхность, контактирующую с водой от коррозии. Во-вторых, многие из предлагавшихся методов вредны для систем водотеплоснабжения и здоровья людей. В-третьих, нет методов, которые обладали бы устойчивым и длительным эффектом. В-четвертых, существующие методы борьбы с отложениями солей и коррозией предполагают длительную остановку работы систем водоснабжения, что весьма нежелательно. Александр БОЙКОВ, эксперт ООО «Триботехнологии» (г. Хабаровск) Максим МИНИГУЛОВ, директор ООО «Промышленная экспертиза» (г. Хабаровск) Константин ПОЗЫНИЧ, кандидат технических наук, доцент кафедры «Транспортнотехнологические системы в строительстве и горном деле» ТОГУ (г. Хабаровск)

В

территориальных подразделениях функциональных филиалов ОАО «РЖД», дочерних и зависимых обществ ОАО «РЖД», расположенных в границах Дальневосточной железной дороги, эксплуатируется 137 ОПО (35% от общего количества), на которых используется оборудование, работающее под давлением более 0,07 МПа или при температуре нагрева воды более 115 °С. В числе последних – 30 ОПО Дальневосточной дирекции по тепловодоснабжению, на которых эксплуатируются паровые и водогрейные котлы, экономайзеры, трубопроводы пара и горячей воды, другое теплотехническое оборудование. В службах, дирекциях, структурных подразделениях на полигоне Дальневосточной железной дороги организована и проводится, в соответствии с законодательством РФ, нормативными документами, распоряжениями и указаниями руководства ОАО «РЖД» и железной дороги, работа по обеспечению охраны труда и промышленной безопасности, направленная на

Рис. 1. Отложения на внутренних стенках теплосетевого оборудования

50

повышение уровня промышленной безопасности на опасных производственных объектах. Например, к числу основных факторов, влияющих на технико-экономические показатели работы котельных, относится образование отложений на внутренних поверхностях нагрева оборудования (рис. 1), что ведет к перерасходу топлива, необходимого для нагрева теплоносителя теплоснабжения и горячего водоснабжения, неоправданному увеличению эксплуатационных затрат на проведение ремонтов и эксплуатационных очисток. Особенно актуальна проблема образования отложений (накипеобразования) для Дальнего Востока России, поскольку вода из большинства природных источников, используемая для подпитки тепловых сетей, имеет высокую склонность к образованию накипи. С учетом высокой значимости сохранения теплотехнического оборудования в рабочем состоянии и обеспечения режимов тепловой сети, значительных объемов очищаемой воды, проблема анализа причин и очистки оборудования от внутренних отложений является весьма актуальной, поскольку удельные затраты энергии и ресурсов на борьбу с отложениями и на водоподготовку чрезвычайно велики. Анализ ситуации на тепловых сетях и системах горячего водоснабжения отмеченных выше ОПО показал, что водогрейное оборудование работает под давлением более 0,07 МПа и нагревает воду до температуры 90–130 °С, обеспечивая предприятия низкопотенциальной тепловой энергией. Теплоснабжение технологического оборудования предприятий проводится в основном местными котельными с котлами малой и средней мощности, химводоочистка проводится некачественно из-за изношенности оборудования или его морального устаревания.

ЭНЕРГОНАДЗОР

Анализ причин аварий при эксплуатации водогрейного оборудования в системах теплоснабжения показал, что образование отложений на стенках этого оборудования является одной из основных причин возникновения аварийных ситуаций, а при обращении воды в рабочем цикле теплообменного оборудования могут происходить три основных процесса, нарушающих нормальную его работу: образование накипи, шламообразование и коррозия металла. Эти процессы протекают не обособленно, а накладываются друг на друга, поэтому состав и структура отложений варьируются в широких пределах, в зависимости от качества питательной воды, материала труб теплообменных поверхностей, а также температурного и гидродинамического режимов. Наличие в воде таких веществ, как сернокислый кальций и магний (CaSO4, MgSO4), силикат кальция (CaSiO3) и других, приводит к образованию накипи на обогреваемых поверхностях нагрева котла, а наличие в воде силиката магния MgSiO 3 и окислов железа (Fe2O3, Fe3O4) – к образованию труднорастворимых солей кальция и магния. Наличие слоя накипи затрудняет теплопередачу от газов к воде. Наиболее опасной является вязкая накипь, обладающая низкой теплопроводностью. Слой накипи толщиной 0,2 мм может вызвать недопустимый перегрев стенок труб и образование выпучин или пережог металла [1]. Кроме этого, на внутренней поверхности экранных труб котлов давления, особенно в зоне максимальных тепловых напряжений, отложения накипи могут привести к появлению свищей и к развитию интенсивной подшламовой коррозии, чаще всего около сварных соединений. Ликвидация аварий требует больших материальных и трудовых затрат. В результате аварий на предприятиях теплоснабжения могут остаться без тепла и горячей воды на длительный срок не только ОПО, но и население. Чаще всего пострадавшими в результате аварий и несчастных случаев при эксплуатации теплотехнического оборудования, работающего под избыточным давлением, становится обслуживающий данное оборудование персонал (в целом по России в 2014 году по данным ежегодного отчета Ростехнадзора [2] это 76% от общего числа пострадавших, из которых 35% составляют операторы (машинисты) котлов и 23% – ремонтный персонал). Внесение изменений в законодательство Российской Федерации в области промышленной безопасности в части введения классификации опасных производственных объектов, в зависимости от риска потенциальной опасности возникновения аварийной ситуации и перехода к риск-ориентированным принципам осуществления надзорной деятельности со стороны государственных надзорных органов, привело к ослаблению контроля за соблюдением требований безопасности при эксплуатации оборудования, работающего под избыточным давлением, со стороны организаций,

№ 12 (76), декабрь, 2015 г.

Рис. 2. Очистка от накипи теплотехнического оборудования эксплуатирующих опасные производственные объекты, ввиду невозможности проведения Ростехнадзором плановых мероприятий по государственному контролю (надзору) в отношении опасных производственных объектов IV класса опасности и прекращения контроля за вводимым в эксплуатацию оборудованием в форме выдачи разрешений на его применение при эксплуатации. Как следствие, в 2014 году наблюдался резкий рост аварийности и травматизма при эксплуатации оборудования, работающего под избыточным давлением, в состав которого входят и теплотехнические устройства. Показатель аварийности в целом по России в 2014 году вырос по сравнению с 2013 годом в 2 раза, а показатель смертельного травматизма – в 3 раза. Несмотря на относительно небольшое количество произошедших аварий, сумма причиненного при этом материального ущерба, а следовательно, и масштаб разрушений увеличились практически в 20 раз [2]. Кроме этого, в процессе такой эксплуатации происходят и поломки оборудования, которые требуют значительных затрат на восстановление вплоть до его полной замены, а это, в свою очередь, ведет к прекращению снабжения технологического оборудования на ОПО, а также населения горячей водой и теплом, что особенно опасно в зимний период. Все это в значительной степени является следствием того, что традиционные методы борьбы с отложениями (рис. 2) на внутренних поверхностях систем теплоснабжения из-за своего технического и технологического несовершенства, а также зачастую из-за низкого уровня технической эксплуатации не обеспечивают должную защиту водогрейных котлов и тепловых сетей от накипеобразования и коррозии. Литература 1. Лапотышкина Н.П., Сазонов Р.П. Водоподготовка и водно-химический режим тепловых сетей. М.: Энергоиздат, 1982. 200 с.

2. Годовой отчет Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору в 2014 году. Москва, 2015. 410 с.

51

Служба надзора | Результаты проверок нии установленного нормативно-технической документацией срока, паспорта на кабельные линии и заземляющие устройства зданий и сооружений. Электроустановки предприятия не укомплектованы плакатами по электробезопасности, с оперативно-ремонтным персоналом не проводятся обязательные противопожарные тренировки. Кроме того, не проводятся периодические испытания кабельных линий, электрооборудования трансформаторных подстанций и заземляющих устройств, а также измерения нагрузок и напряжений трансформаторов, не выполняется комплекс мероприятий по метрологическому обеспечению тепловых энергоустановок. Результаты проверки: ОАО «Молоко» привлечено к административной ответственности на сумму 200 тыс. рублей и 4 должностных лица – на сумму 8 тыс. рублей по ст. 9.11 КоАП РФ. ОАО «Молоко» выдано предписание с указанием конкретных сроков устранения выявленных нарушений.

Ростехнадзор оштрафовал ПАО «Красноярская ГЭС» за разрушения 30 ноября 2015 года Енисейское управление Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору (Енисейское управление Ростехнадзора) привлекло к административной ответственности ПАО «Красноярская ГЭС». В период со 2 ноября по 16 ноября 2015 года проведены проверки выполнения мероприятий, предусмотренных ранее выданными предписаниями об устранении нарушений. В ходе проверок установлено, что ПАО «Красноярская ГЭС» не выполнило в установленный срок следующие пункты предписаний: имеются разрушения крепления правобережного откоса и причала разгрузки рабочих; дренаж на основании плотины находится в неработоспособном (неисправном) состоянии. Результаты проверки: юридическое лицо ПАО «Красноярская ГЭС» привлечено к административной ответственности по ч. 11 ст. 19.5 КоАП РФ в виде штрафа на общую сумму 800 тысяч рублей. Персонал предприятия оказался не готов к обслуживанию электроустановок Центральное управление Ростехнадзора провело плановую выездную проверку ОАО «Молоко» с целью контроля за соблюдением требований безопасности в электроэнергетике, включая требования к безопасности электрических и тепловых установок и сетей, требований законодательства об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности. В ходе проверки выявлено 170 нарушений обязательных требований безопасности в области электроэнергетики. В частности, на предприятии отсутствует подготовленный персонал для обслуживания электроустановок, инструкция, устанавливающая действия работников в аварийных ситуациях. Заключение экспертизы промышленной безопасности здания котельной не зарегистрировано в органах Ростехнадзора, на предприятии отсутствуют акты оценки состояния всех технологических систем и электрооборудования по истече-

52

ООО «Энергосервис» эксплуатировало с нарушениями сети энергоснабжения в Костроме Центральное управление Ростехнадзора провело плановую выездную проверку ООО «Энергосервис». Организация эксплуатирует и обслуживает сети энергоснабжения в г. Костроме и ряде районов Костромской области. В ходе проверки выявлено 140 нарушений требований безопасности в электроэнергетике. В частности, не проведено обязательное энергетическое обследование предприятия в установленные сроки, на объектах ООО «Энергосервис» в г. 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. Результаты проверки: организации выдано предписание с указанием конкретных сроков устранения выявленных нарушений. ООО «Энергосервис» и два должностных лица привлечены к административной ответственности по статье 9.11 КоАП РФ. Плановая проверка для ОАО «Аэропорт Сургут» закончилась штрафом Северо-Уральское управление Ростехнадзора провело плановую выездную проверку ОАО «Аэропорт Сургут» с целью осуществления энергетического надзора, надзора за соблюдением требований законодательства об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности. В ходе проверки было выявлено 73 нарушения обязательных требований нормативных документов. В частности, не обеспечен минимальный состав комиссии для проведения процедуры проверки знаний персонала, не проводятся профилактические проверки и измерения на воздушных линиях электропередачи, не проводятся очередные проверки знаний работников. Результаты проверки: выписан штраф на юридическое лицо в размере 20 000 рублей и 3 штрафа на должностных лиц в размере 6 000 рублей.

ЭНЕРГОНАДЗОР

Служба надзора | Обзор аварий и несчастных случаев

Несчастный случай на электростанции Организация Дата и время несчастного случая Сведения о пострадавшем: пол, возраст, профессия (должность), стаж работы, при выполнении которой произошел несчастный случай Сведения о проведении инструктажей и обучения по охране труда: целевой инструктаж, проверка знаний по охране труда по профессии или виду работы, при выполнении которой произошел несчастный случай Краткая характеристика места (объекта), где произошел несчастный случай

Оборудование, использование которого привело к несчастному случаю

Электростанция 3 июля 2015 года, 18 час. 06 мин., от начала работы – 10 час. мужской, 27 лет, машинист-обходчик по котельному оборудованию 3 года и 1 мес., в том числе в данной организации 3 года и 1 мес.

3 июля 2015 года протокол от 12 марта 2015 года Котельное отделение котлотурбинного цеха отметка 8 метров КА № 6 ПСУ-6Б

Крышка лючка ПСУ-6Б КА № 6. Конструкция крышки представляет собой квадрат (размером 390х390 мм весом 4 кг) с ребрами уплотнения по периметру (высотой 20 мм), при закрывании входящими в желоб на лючке ПСУ. На крышке отсутствуют ручки, конструкцией не предусмотрены. Год выпуска – 1956.

Обстоятельства несчастного случая

3 июля 2015 года, выполняя работу, в смену с 08:00 до 20:00 пострадавший по указанию машиниста котлов был направлен на шуровку угля на ПСУ-6Б, так как произошел обрыв угля на ШМ-6Б в результате налипания угля на стенки подбункерника. После окончания шуровки пострадавший подошел к лючку ПСУ-6Б на отметке 8 метров и открыл его, чтобы проверить, как работает ПСУ. Удостоверившись, что все в порядке, он стал закрывать крышку, держа ее за края, при этом прижал безымянный палец левой руки между ребром уплотнения и желобом лючка, что привело к повреждению пальца. В 18:06 пострадавший сообщил о происшедшем машинисту котлов, после чего был отправлен в медучреждение, где ему была оказана медпомощь. Диагноз: открытый оскольчатый перелом ногтевой фаланги 4 пальца левой кисти со смещением (S62.61). Травма – легкая.

Причины несчастного случая

• невнимательность пострадавшего ввиду усталости; • конструктивные недостатки оборудования.

Должностные лица, допустившие нарушение требований охраны труда

Мероприятия по устранению причин несчастного случая

не установлены • обстоятельства и причины несчастного случая проработать со всем персоналом КТЦ; • разработать конструкцию и установить ручки на крышки лючков ПСУ КА для удобного и безопасного их открывания; • внести изменения и дополнения в производственные инструкции в связи с изменением конструкции крышек лючков на ПСУ КА.

(По материалам доклада Минэнерго «Производственный травматизм в электроэнергетике»)

№ 12 (76), декабрь, 2015 г.

53

Энергетика и право | Обзор законодательства Приказ Министерства энергетики РФ от 23 июля 2015 года № 497 «Об утверждении Административного регламента предоставления Министерством энергетики Российской Федерации государственной услуги по ведению государственного реестра саморегулируемых организаций в области энергетического обследования». Обновлен административный регламент, закрепляющий процедуру ведения госреестра саморегулируемых организаций в области энергетического обследования. Данную госуслугу (ранее – госфункция) оказывает Минэнерго России. Сведения о заявителе заносятся в реестр в течение 7 рабочих дней с даты регистрации необходимых документов (перечень приводится), исключаются из него – в течение 3 рабочих дней. Получить сведения из реестра можно в течение 5 рабочих дней с даты поступления соответствующего запроса. Документы для оказания госуслуги можно подать непосредственно в экспедицию Министерства, направить по почте или в электронном виде через официальный сайт ведомства/ Единый портал. За внесение сведений в реестр организации придется заплатить не 5 000 рублей, как ранее, а 6 500 рублей. Плата за получение сведений не изменилась: 100 рублей – для физических лиц, 300 рублей – для организаций. Прежний административный регламент признан утратившим силу.

Для единой теплоснабжающей организации расчетная предпринимательская прибыль определяется в размере 5%. Если такая организация является ГУПом или МУПом, то по ее предложению прибыль устанавливается на уровне ниже 5%.

Соглашение № 1 о внесении изменений и дополнений в Отраслевое тарифное соглашение в электроэнергетике Российской Федерации на 2013–2015 годы

Постановление Правительства РФ от 3 октября 2015 года № 1055 «О внесении изменений в постановление Правительства Российской Федерации от 22 октября 2012 года № 1075». Скорректировано Постановление Правительства РФ о ценообразовании в сфере теплоснабжения. Поправками введен инструмент расчетной предпринимательской прибыли. Она включается в необходимую валовую выручку на очередной период регулирования расходов (кроме затрат на топливо и покупку услуг сторонних организаций), которая должна учитываться при установлении тарифов.

54

Соглашение регулирует социально-трудовые отношения в организациях электроэнергетики, устанавливает общие условия оплаты труда, основные гарантии, компенсации и льготы работникам. Определены размер минимальной месячной тарифной ставки рабочих 1-го разряда и график ее индексации. Предусмотрены системы материального стимулирования работников. Они учитывают отсутствие аварий и нарушений производственной дисциплины, правил охраны труда и техники безопасности; повышение производительности труда; достижение намеченных финансовых результатов; своевременное получение паспорта готовности к периоду осенне-зимнего максимума нагрузок. Для сотрудников отрасли предусмотрен ряд дополнительных гарантий и компенсаций помимо установленных трудовым законодательством. Так, работникам предоставляют дополнительные оплачиваемые отпуска (не менее 1 дня) при вступлении в брак, рождении ребенка (отцу), в День знаний (при наличии детей – учащихся младших классов), в случае смерти членов семьи. В ряде ситуаций работникам выплачивается материальная помощь. Это регистрация брака, рождение ребенка, уход в ежегодный отпуск, увольнение в связи с выходом на пенсию, смерть работника или его близких родственников, организация похорон ветерана отрасли. В организациях отрасли действуют программы добровольного медицинского страхования и негосударственного пенсионного обеспечения работников. Сотрудники отрасли имеют право на 50%-ю скидку при оплате электро– и теплоэнергии. Предусмотрены единовременные пособия в случае гибели работника на производстве или получения им инвалидности.

ЭНЕРГОНАДЗОР

Кроме того, в этих случаях устанавливаются доплаты к пенсиям по инвалидности или по случаю потери кормильца. Также предусмотрены повышенные выходные пособия сотрудникам, увольняемым по сокращению штатов. Соглашение вступает в силу с момента подписания и действует по 31 декабря 2015 года включительно.

бованием его приостановления до 2 лет. Госуслуга предоставляется на безвозмездной основе. Прописана процедура предоставления госуслуги. Приведена соответствующая блок-схема. Закреплен порядок взаимодействия между структурными подразделениями Минэнерго России, их должностными лицами, заявителями, органами власти и организациями. Определен порядок обжалования решений и действий министерства и его должностных лиц.

Постановление Правительства РФ от 9 октября 2015 года № 1079

Приказ Министерства энергетики РФ от 8 сентября 2015 года № 620 «Об утверждении Административного регламента предоставления Министерством энергетики Российской Федерации государственной услуги по согласованию вывода из эксплуатации объектов электроэнергетики». Разработан порядок предоставления госуслуги по согласованию вывода из эксплуатации объектов электроэнергетики. Речь идет об объектах по производству электроэнергии мощностью 5 МВт и более, объектах электросетевого хозяйства для функционирования оборудования и устройств, а также энергопринимающих установках потребителей с управляемой нагрузкой, включенных в перечень объектов диспетчеризации. Заявителем является системный оператор Единой энергетической системы России (субъект оперативно-диспетчерского управления в соответствующей технологически изолированной территориальной электроэнергетической системе). Информация о госуслуге размещается на официальном сайте Минэнерго России (www.minenergo.gov.ru), на едином портале госуслуг (www.gosuslugi.ru) и на информационных стендах в помещениях министерства. Установлен запрет требовать от заявителя представление документов, которые находятся в распоряжении Минэнерго России и иных органов. Установлены сроки предоставления госуслуги и направления документов заявителю (30 дней и 7 дней), а также максимальный срок ожидания в очереди заявителя при подаче запроса о предоставлении госуслуги (15 минут). Результат госуслуги – согласование вывода объектов диспетчеризации из эксплуатации, а также согласование вывода объекта с тре-

№ 12 (76), декабрь, 2015 г.

«О предоставлении в 2015 году субсидий из федерального бюджета бюджетам субъектов Российской Федерации на ликвидацию перекрестного субсидирования в электроэнергетике в рамках подпрограммы «Развитие и модернизация электроэнергетики» государственной программы Российской Федерации «Энергоэффективность и развитие энергетики». Некоторые регионы из федерального бюджета получают субсидии на ликвидацию перекрестного субсидирования в электроэнергетике для компенсации затрат территориальных сетевых организаций, которые не учтены при установлении цен (тарифов) на электроэнергию и связаны с отменой с 1 января 2014 года передачи в аренду территориальным сетевым организациям объектов электросетевого хозяйства. Регламентированы условия и порядок предоставления средств. Они перечисляются регионам, которые соответствуют критериям, установленным методикой расчета субсидий. Названы условия, при соблюдении которых они предоставляются. Определено содержание соглашения между Минэнерго России, федеральным органом исполнительной власти и получателем субсидии. Последний перечисляет средства территориальным сетевым организациям, представляет до 1 февраля следующего года отчет о расходах бюджета и о достижении показателей результативности субсидии. На основании этого отчета проводится оценка эффективности использования средств. В 2015 году субсидия на вышеуказанные цели предоставляется Красноярскому краю в размере 900 000 тыс. рублей.

55

ОБРАТНАЯ СВЯЗЬ | ВОПРОС – ОТВЕТ

Ответы специалистов Центрального управления Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору на вопросы граждан, поступившие в общественную приемную Управления.

– Для каких объектов сетевых организаций необходимо получение разрешения на допуск в эксплуатацию электроустановки в Ростехнадзоре в зависимости от их технических параметров (категория надежности электроснабжения, максимальная или установленная мощность, уровень напряжения, физические параметры электроустановок – протяженность ЛЭП, мощность и количество трансформаторов и т.д.)?

– В соответствии с подп. «г» п. 7 Правил технологического присоединения, энергопринимающие устройства объектов сетевых организаций подлежат осмотру (обследованию) с выдачей сетевой организации акта осмотра (обследования) электроустановки и разрешения на допуск в эксплуатацию должностным лицом органа федерального энергетического надзора вне зависимости от категории надежности электроснабжения, класса напряжения электрических сетей и иных параметров электроустановок.

– Для каких объектов потребителей необходимо получение разрешения на допуск в эксплуатацию электроустановки в Ростехнадзоре в зависимости от их технических параметров (категория надежности электроснабжения, максимальная или установленная мощность, уровень напряжения)?

– В соответствии с подп. «е» п. 18 Правил технологического присоединения энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, объектов по производству электрической энергии, а также объектов электросетевого хозяйства, принадлежащих сетевым организациям и иным лицам, к электрическим сетям, утвержденных Постановлением Правительства Российской Федерации от 27 декабря 2004 года № 861 (далее – Правила технологического присоединения) и Порядком организации работ по выдаче разрешений на допуск в эксплуатацию энергоустановок, утвержденным приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 7 апреля 2008 года № 212 (далее – Порядок допуска электроустановок в эксплуатацию), подлежат осмотру (обследованию) с выдачей заявителю акта осмотра (обследования) электроустановки и разрешения на допуск в эксплуатацию должностным лицом органа федерального энергетического надзора в следующих случаях: – временное технологическое присоединение энергопринимающих устройств по первой или

56

второй категориям надежности электроснабжения, осуществляемое на ограниченный период времени для обеспечения электроснабжения энергопринимающих устройств; – временное технологическое присоединение энергопринимающих устройств по третьей категории надежности электроснабжения на уровне класса напряжения выше 35 кВ, осуществляемое на ограниченный период времени для обеспечения электроснабжения энергопринимающих устройств; – технологическое присоединение энергопринимающих устройств физического лица, максимальная мощность энергопринимающих устройств которого составляет до 15 кВт включительно (с учетом ранее присоединенных в данной точке присоединения энергопринимающих устройств), которые используются для бытовых и иных нужд, не связанных с осуществлением предпринимательской деятельности и электроснабжение которых предусматривается по первой или второй категориям электроснабжения; – технологическое присоединение энергопринимающих устройств физического лица, максимальная мощность энергопринимающих устройств которого составляет более 15 кВт (с учетом ранее присоединенных в данной точке присоединения энергопринимающих устройств), которые используются для бытовых и иных нужд, не связанных с осуществлением предпринимательской деятельности; – технологическое присоединение энергопринимающих устройств юридического лица или индивидуального предпринимателя, максимальная мощность энергопринимающих устройств которого составляет до 670 кВт (с учетом ранее присоединенных в данной точке присоединения энергопринимающих устройств), электроснабжение которых предусматривается по одному источнику и осуществляется по электрическим сетям классом напряжения выше 10 кВ; – технологическое присоединение энергопринимающих устройств юридического лица или индивидуального предпринимателя, максимальная мощность энергопринимающих устройств которого составляет до 670 кВт (с учетом ранее присоединенных в данной точке присоединения энергопринимающих устройств), электроснабжение которых предусматривается по первой или второй категориям надежности электроснабжения; – технологическое присоединение энергопринимающих устройств юридического лица или индивидуального предпринимателя, максимальная мощность энергопринимающих устройств которого составляет более 670 кВт (с учетом ранее присоединенных в данной точке присоединения энергопринимающих устройств).

ЭНЕРГОНАДЗОР

¬«¡¬¥®ª ¼ § ©¬ ª¥¼u ª½ÕÅ ÃÐÍʽÈØ u ½Õ ÅÊÎÏÍÐÉÂÊÏ ¾ÂÄË̽ÎÊËÎÏÅ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НАДЗОР

№ 4 (12) 2013

³ÂÊÏÍ ] »À ]

®Â¿ÂÍË ¤½Ì½Á ]

¡½ÈÙÊÅÆ ËÎÏËÇ ] ®Å¾ÅÍÙ ] °Í½È ]

¬ÍÅ¿ËÈÃÙÂ

«®°¡ ­®¯ ¢ªª¸¦ ª ¡¤«­

ÎÂÊÏܾÍÙ ÀËÁ

Информационно-аналитическое издание

ËÁ ÚÇËÈËÀÅÅ ¿ ­ËÎÎÅÅ ËÌÍËÎØ Ë¾ÂÎÌÂÔÂÊÅÜ ÚÇËÈËÀÅÔÂÎÇËÆ ¾ÂÄË̽ÎÊËÎÏŠʽÕÂÆ ÎÏͽÊØ ËÎϽÛÏÎÜ ÌËÎÏËÜÊÊØÉ ÌÍÅËÍÅÏÂÏËÉ ÀËÎÐÁ½ÍÎÏ¿ÂÊÊËÆ ÌËÈÅÏÅÇÅ ª½ ĽÎÂÁ½ÊÅÅ ®Ë¿ÂϽ ¾ÂÄË̽ÎÊËÎÏÅ ÌËοÜÖÂÊÊËÉ Ë¾ÂÎÌÂÔÂÊÅÛ Ê½ÓÅËʽÈÙÊËÆ ¾ÂÄË̽ÎÊËÎÏÅ ¿ ÎÑÂÍ ËÒͽÊØ ËÇÍÐýÛÖÂÆ ÎÍÂÁØ Å ÌÍÅÍËÁËÌËÈÙÄË¿½ÊÅÜ È½ÁÅÉÅÍ ¬°¯¥ª ÌËÍÐÔÅÈ ÐÎÇËÍÅÏÙ ÌÍÅÊÜÏÅ ÎÏͽÏÂÀÅÅ ÚÇËÈËÀÅÔÂÎÇËÆ ¾ÂÄË̽ÎÊËÎÏÅ

ÈÂÇνÊÁÍ ª« § ÉÅÊÅÎÏÍ ÚÊÂÍÀÂÏÅÇÅ ­ËÎÎÅÆÎÇËÆ ±ÂÁÂͽÓÅÅ

ª½Õ½ ÎÏͽʽ À½Í½ÊÏÅÍÐÂÏ ÀÈ˾½ÈÙÊÐÛ ÚÊÂÍÀÂÏÅÔÂÎÇÐÛ ¾ÂÄË̽ÎÊËÎÏÙ

А также: ®ÌÂÓŽÈÙÊ½Ü ËÓÂÊǽ ÐÎÈË¿ÅÆ ÏÍÐÁ½

¯Í½ÊÎÌËÍÏÊØ ÇËÍÅÁËÍØ ­ËÎÎÅÅ

ÅÄÊÂÎ ¿ ­ËÎÎÅÅ ÎÈËÃÊË ÅÈÅ ¿ËÄÉËÃÊË

®ÏÍ

®ÏÍ

®ÏÍ

£ÐÍÊ½È ËÎÐÁ½ÍÎÏ¿ÂÊÊØÆ Ê½ÁÄËÍ «¾×ÂÉ ËÏ ÌËÈËÎ ¬ÂÍÅËÁÅÔÊËÎÏÙ Í½Ä ¿ ÉÂÎÜÓ½ ËÁË¿½Ü ÌËÁÌÅÎǽ u ÍоÈÂÆ Ç½ÃÁËÉ ÊËÉÂÍ ÃÐÍʽȽ ÌͽÇÏÅÔÂÎÇ½Ü Í½¾ËϽ ʽÁÄËÍÊØÒ ¿ÂÁËÉÎÏ¿ ÉÂÒ½ÊÅÄÉØ ¿Ä½ÅÉËÁÂÆÎÏ¿ÅÜ ÀËÎÐÁ½ÍÎÏ¿½ Î ÌËÁʽÁÄËÍÊØÉÅ ÌÍÂÁÌÍÅÜÏÅÜÉÅ ÇËÊÎÐÈÙϽÓÅÅ ÎÌÂÓŽÈÅÎÏË¿ ͽÄÈÅÔÊØÒ Ê½ÁÄËÍÊØÒ ËÍÀ½ÊË¿

Î

£ÐÍÊ½È ¯ÂÒª ¡¤«­

£ÐÍÊ½È ºª¢­ «ª ¡¤«­

«¾×ÂÉ ËÏ ÌËÈËÎ ¢ÃÂÉÂÎÜÔÊË ËÁË¿½Ü ÌËÁÌÅÎǽ u ÍоÈÂÆ

«¾×ÂÉ ËÏ ÌËÈËÎ ¢ÃÂÉÂÎÜÔÊË ËÁË¿½Ü ÌËÁÌÅÎǽ u ÍоÈÂÆ

ǽÃÁËÉ ÊËÉÂÍ ÃÐÍʽȽ ˾ÄËÍ Ä½ÇËÊËÁ½ÏÂÈÙÎÏ¿½ ¿ ˾ȽÎÏÅ ¿ØÎÏÐÌÈÂÊÅÜ ÍÐÇË¿ËÁÅÏÂÈÂÆ ³ÂÊÏͽÈÙÊËÀË ½Ì̽ͽϽ Å ÏÂÍÍÅÏËÍŽÈÙÊØÒ ËÍÀ½ÊË¿ ­ËÎÏÂÒʽÁÄËͽ ½ÇÏнÈÙÊØ ͽÄ×ÜÎÊÂÊÅÜ Ï;˿½ÊÅÆ ¬ ÌË Í½ÄÈÅÔÊØÉ ¿ÅÁ½É ʽÁÄËͽ ½Ê½ÈÅÄ Ê½Å¾ËÈ ÌËǽĽÏÂÈÙÊØÒ ½¿½ÍÅÆ ËÌØÏ ¿ÂÁÐÖÅÒ ÌÍËÉØÕÈÂÊÊØÒ ÌÍÂÁÌÍÅÜÏÅÆ ÇËÊÎÐÈÙϽÓÅÅ ÎÌÂÓŽÈÅÎÏË¿ ­ËÎÏÂÒʽÁÄËͽ

ǽÃÁËÉ ÊËÉÂÍ ÃÐÍʽȽ ¿Ä½ÅÉËÁÂÆÎÏ¿Å Π­ËÎÏÂÒʽÁÄËÍËÉ Ï;˿½ÊÅÜ Ä½ÇËÊËÁ½ÏÂÈÙÎÏ¿½ ÏÂÒÊËÈËÀÅŠŠ˾ËÍÐÁË¿½ÊÅ ¿Ä½ÅÉËÁÂÆÎÏ¿Å ΠÎÂÏ¿ØÉÅ ËÍÀ½ÊÅĽÓÅÜÉÅ ÚÊÂÍÀËξÂÍÂÃÂÊÅ ŠÚÊÂÍÀ˽ÐÁÅÏ Ë¾ÉÂÊ ËÌØÏËÉ ÌËÁÀËÏ˿ǽ ÌÂÍÎËʽȽ

¢®¯¹ «¬­«®¸

®¾ËÍÊÅÇ ÅÊÑËÍɽÓÅËÊÊË ÇËÊÎÐÈÙϽÏÅ¿ÊØÒ É½ÏÂÍŽÈË¿ ­¢ ¨ ©¢ª¯ «¾×ÂÉ ËÏ ÌËÈËÎ ¬ÂÍÅËÁÅÔÊËÎÏÙ Í½Ä ¿ ÉÂÎÜÓ½ ËÁË¿½Ü ÌËÁÌÅÎǽ u ÍоÈÂÆ Ç½ÃÁËÉ ÊËÉÂÍ ξËÍÊÅǽ ÊËÍɽÏÅ¿ÊË Ìͽ¿Ë¿Ø ÁËÇÐÉÂÊÏØ ÍÂÀȽÉÂÊÏÅÍÐÛÖÅ ÁÂÜÏÂÈÙÊËÎÏÙ ¿ ÎÑÂÍ ÌÍËÉØÕÈÂÊÊËÆ ÚÇËÈËÀÅÔÂÎÇËÆ ÌËýÍÊËÆ Å ÚÊÂÍÀÂÏÅÔÂÎÇËÆ ¾ÂÄË̽ÎÊËÎÏÅ ËÒͽÊØ ÏÍÐÁ½ ÅÊÑËÍɽÓÅÜ Ë¾ ½¿½ÍÅÜÒ Å ÊÂÎÔ½ÎÏÊØÒ ÎÈÐÔ½ÜÒ ÍÂÄÐÈÙϽÏØ ÌÍË¿ÂÍËÇ ½Ê½ÈÅÏÅǽ ÚÇÎÌÂÍÏÊØ ËÓÂÊÇÅ ÇËÊÎÐÈÙϽÓÅÅ ½ÁÉÅÊÅÎÏͽÏÅ¿Ê½Ü ÌͽÇÏÅǽ

®ÌÂÓŽÈÅÎÏØ ËÏÁÂȽ ÌËÁÌÅÎÇÅ ÇËÉÌÂÏÂÊÏÊË Å ËÌÂͽÏÅ¿ÊË ËÏ¿ÂÏÜÏ ½É

*/'0!5/"%;03 36

«±«­©¥¯¢ ¬«¡¬¥®§° ®¢¦´ ® ¥ ¢¡¥¯¢ ¥¤ª¢® ¢¤ «¬ ®ª«®¯¥ ¢®¹ «¡