Fveervn34v143f0243f1sf5

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

№ 10 (74), октябрь, 2015 год

Журнал «ЭНЕРГОНАДЗОР» ежемесячное издание

Шеф-редактор Группы изданий «ТехНАДЗОР» Екатерина Владимировна Черемных Обозреватели Ольга Паластрова, Любовь Перевалова, Роман Кариаев 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 Коммерческая служба Полина Богданова, Юлия Иштимирова, Татьяна Кадникова, Елена Малышева, Светлана Носенко, Софья Панина, Наталья Рюмина, Екатерина Шляпникова 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 77-43797 от 7 февраля 2011 г. выдано Федеральной службой по надзору в сфере связи, информационных техно­логий и массовых коммуникаций. Подписано в печать 30 октября 2015 года. Выход из печати 2 ноября 2015 года. Отпечатано в ООО «Астер-Ек+» г. Екатеринбург, ул. Черкасская, 10 ф Тел. +7 (343) 310-19-00 Заказ № 27693 от 30 октября 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.......................................................................4 2035 – энергетические планы России..............................................................6 Минэнерго России разработан проект Энергетической стратегии России на период до 2035 года, где оценены возможные альтернативы решений по стратегическим вопросам развития ТЭК и сформирован комплекс мер по решению поставленных задач и достижению стратегической цели

Преобразования завершены только формально...........................................9 Мнение эксперта о внедрении новой модели рынка, предусматривающей принципиальное изменение подхода к системе отношений и ценообразования в сфере теплоснабжения

Зеленая энергия

Как сделать угольную генерацию безопасной?.......................................... 10 На Рефтинской ГРЭС реализуют два масштабных проекта, которые позволили снизить выбросы в атмосферу и предотвратить вырубку сотен гектаров леса

Календарь

Энергетика и IT: на пути к успеху................................................................ 12 ООО «Башкирские распределительные электрические сети» отмечает в 2015 году свое десятилетие

Технологии энергоэффективности-2015

Круглый год на даче....................................................................................... 13

Специалисты компании «МикроАРТ» более 20 лет занимаются автономными и бесперебойными системами, реализуя накопленный опыт в законченные и надежные решения

Международный опыт

Инновационная релейная защита БМРЗ..................................................... 14 НТЦ «Механотроника» – одно из немногих предприятий в мире обладает международным сертификатом соответствия, подтверждающим реализацию протокола МЭК 61850 в соответствии с действующей в настоящий момент второй редакцией стандарта

Промышленная безопасность

Предупреждение повреждений экономайзеров......................................... 15 О техническом диагностировании тепловых сетей................................... 16 Мнение эксперта о внедрении новой модели рынка, предусматривающей принципиальное изменение подхода к системе отношений и ценообразования в сфере теплоснабжения

Технологии и оборудование

Законодательное обеспечение АБ................................................................ 17 Средства автоматического контроля предельно допустимых параметров при эксплуатации газоиспользующего оборудования

По принципу сверхадиабатного горения..................................................... 18 Новое прочтение использования в малой генерации источников энергии органического происхождения

Экспертное сообщество

В рамках рубрики «Экспертное сообщество» журнал «ЭНЕРГОНАДЗОР» публикует статьи в области промышленной безопасности сотрудников экспертных организаций, осуществляющих деятельность в области ПБ............................................ 20

Служба надзора

Аварии и несчастные случаи. Результаты проверок................................. 50

Энергетика и право

Обзор законодательства................................................................................. 52

Административная практика

Кассация оставлена без удовлетворения..................................................... 54

Обратная связь

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

Актуально

Аттестация экспертов В Ростехнадзоре в соответствии с Постановлением Правительства Российской Федерации от 28 мая 2015 года № 509 «Об аттестации экспертов в области промышленной безопасности» проводится аттестация экспертов в области промышленной безопасности.

А

ттестация включает в себя проверку знаний и навыков заявителя в соответствии с обязательными требованиями (квалификационный экзамен). В комиссию по аттестации экспертов в области промышленной безопасности входят сотрудники центрального аппарата Службы, подведомственных организаций, высококвалифицированные специалисты НИИ и вузов. Квалификационный экзамен проводится в форме тестирования и решения ситуационных задач. Для прохождения 1 этапа аттестации необходимо пройти компьютерное тестирование, включающее 200 вопросов. Они автоматически генерируются аппаратно-программным комплексом из 15 тыс. вопросов. Соискатели в эксперты более высоких категорий должны решить перечень ситуационных задач и пройти собеседование. Ситуационные задачи оцениваются не менее чем 7 членами аттестационной комиссии. Все эти меры задают единый для всех уровень проверки знаний соискателей в эксперты промышленной экспертизы. Эксперты 1 и 2 категории имеют право проводить экспертизу особо опасных объектов (ОПО) I–IV и II–IV классов соответственно. Эксперты 3 категории смогут проводить экспертизы по III–IV классу ОПО. Для заявителей, претендующих на прохождение аттестации эксперта первой или второй категории, завершающим этапом квалификационного экзамена является устное собеседование по вопросам, соответствующим заявляемой области аттестации. По результатам проведенного квалификационного экзамена Федеральная служба по экологическому, технологическому и атомному надзору принимает одно из следующих решений: а) об аттестации заявителя в соответствующей области аттестации и присвоении ему одной из следующих категорий эксперта в области промышленной безопасности: • эксперт в области промышленной безопасности первой категории с правом проведения экспертизы в отношении опасных производственных объектов I, II, III и IV классов опасности; • эксперт в области промышленной безопасности второй категории с правом проведения экспертизы в отношении опасных производственных объектов II, III и IV классов опасности; • эксперт в области промышленной безопасности третьей категории с правом проведения экспертизы в отношении опасных производственных объектов III и IV классов опасности;

№ 10 (74), октябрь, 2015 г.

На состоявшейся пресс-конференции статс-секретарь – заместитель руководителя Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору (Ростехнадзор) Александр Рыбас рассказал: – В развитие указанного постановления Ростехнадзором подготовлен весь перечень нормативно-правовых актов, внутриведомственных распорядительных документов. Все они зарегистрированы в Минюсте. В этой работе приняли участие не только сотрудники Службы, но и представители ведущих научных центров, институтов, экспертного сообщества… В целях исключения конфликта интересов законодатель предусмотрел отсутствие в составе комиссии экспертов, а также работников организаций, осуществляющих экспертную деятельность... цель начатой работы – формирование компетентного, добросовестного, независимого экспертного сообщества. Каких-либо других задач в этой работе нет... б) об отказе в аттестации заявителя (в случае если по результатам квалификационного экзамена принято решение о его несоответствии обязательным требованиям). В соответствии с заявленной категорией эксперту предъявляются следующие экзаменационные требования. Эксперт первой категории должен ответить верно не менее чем на 190 вопросов, решить верно не менее 4 ситуационных задач, пройти собеседование. Эксперт второй категории должен ответить верно не менее чем на 180 вопросов, решить верно не менее 3 ситуационных задач, пройти собеседование. Эксперт третьей категории должен ответить верно не менее чем на 170 вопросов, решить верно не менее 2 ситуационных задач. Первый экзамен по аттестации экспертов в области промышленной безопасности состоялся 20 октября 2015 года.

26 октября 2015 года в квалификационных экзаменах приняли участие 35 заявителей, претендующих на следующие категории: I категория – 7 заявителей II категория – 7 заявителей III категория – 21 заявитель По результатам первого этапа экзамена (компьютерного тестирования) заявители не набрали необходимое количество правильных ответов в соответствии с заявленной категорией. Средний балл заявителей – 138 из 200. Э Подготовлено по материалам www.gosnadzor.ru

3

Стратегия отрасли | Факты, события, комментарии В России принят закон о платежной дисциплине потребителей энергии Госдума РФ в третьем чтении утвердила закон «Об укреплении платежной дисциплины». Государственная Дума Российской Федерации по итогам рассмотрения во втором и третьем чтении приняла поправки к проекту федерального закона № 348213-6 «О внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации в связи с укреплением платежной дисциплины потребителей энергоресурсов».

Новый законопроект ликвидирует пробелы в законодательстве, которые позволяли недобросовестным потребителям накапливать многомиллионные долги за поставляемые энергоресурсы. По данным Минэнерго, по состоянию на 1 октября 2015 года суммарная задолженность потребителей за энергоресурсы в России превысила 850 млрд. рублей. Из них долги за электроэнергию составили около 183 млрд. рублей, за газ – свыше 160 млрд. рублей, за тепловую энергию перед ТЭЦ – свыше 150 млрд. рублей.

Минэнерго дает зеленый свет Министерство энергетики поддержало проект ввода «зеленого тарифа» на электроэнергию для предприятий по утилизации мусора. Автором проекта нового энерготарифа выступила госкорпорация «Ростех». Предоставляться он должен мусоросжигающим предприятиям и включать в себя себестоимость производства ими электричества. При этом применяться «зеленый тариф» будет только на территории субъектов, обладающих такими источниками альтернативной генерации. Эксперты компании «РТ-Инвест» отметили, что при «зеленом» тарифе рост цен на электроэнергию внутри субъекта не затронет мелких потребителей, а для крупных удорожание составит 2–2,5%. Отметим, что, по словам главы «Ростеха» Сергея Чемезова, без «зеленого тарифа» и господдержки будущего у сжигания мусора как альтернативного источника энергии в России нет.

«Зеленую» энергетику в РФ спасет только импортозамещение Российская ветряная энергетика может уйти от вынужденного закупа иностранного оборудования. Несмотря на растущий спрос на «чистую» электроэнергию в РФ, энергетики стоят перед острой проблемой высокой стоимости оборудования для строительства ветряных электростанций. К примеру, мини-станция мощностью 5 кВт, способная обеспечить потребности среднего домовладения, будет стоить около 500 тыс. рублей и окупится примерно за 10 лет.

Решение этой проблемы эксперты видят во вводе «зеленого» тарифа для энергетиков и стимулировании отечественного производства комплектующих. Работу в этом направлении планирует развернуть крупнейшая (и единственная) в РФ частная ветряная энергетическая компания «Ветропарк Керченский». «Мы многое сделали для производства ветротурбин в России и с 2016 года планируем обеспечить локализацию наших проектов на уровне 30%. А далее достигнуть показателей в 65%», – заявил замглавы компании Валерий Шило.

Могут – значит обязаны Министерство энергетики РФ берет курс на повышение энергоэффективности госкомпаний. В качестве первого шага эксперты ведомства хотят разработать перечень госкомпаний, чьи показатели энергоэффективности попадут под особый контроль надзорных органов. При этом эксперты Минэнерго не исключают, что госкомпании придется «дополнительно мотивировать», в том числе и введением специальных налоговых сборов. В частности, под особый прицел министерства попали предприятия Минстроя, чьи госпрограммы не включают удельных показателей энергоэффективности и внедрения наилучших технологий. Те же вопросы возникают у ведомства и к Минсельхозу.

4

ЭНЕРГОНАДЗОР

ФАС и Минэнерго не пришли к согласию относительно регулирования цен на газ

Мирный атом шагает по России «Росатом» объявил о планах ежегодного запуска новых энергоблоков.

ФАС РФ не исключает отказа от регулирования тарифов на газ для оптовых покупателей. В Минэнерго не согласны. «На комиссии по ТЭК до конца 2015 года будет обсуждаться возможность отказа от регулирования тарифов на газ для оптовых покупателей», заявил замглавы ФАС Анатолий Голомолзин. По его мнению, для такого решения уже созданы все предпосылки. Согласно заявлению эксперта, на сегодняшний

день 40% газа торгуется по свободным ценам в независимом внебиржевом сегменте. «Также мы расширяем сегмент биржевых торгов и полагаем, что порядка 10% объема поставки на внутренний рынок будет торговаться», – добавил он. Тем не менее эксперты Минэнерго считают этот шаг преждевременным и выступают против. «Вопрос требует тщательного анализа и проработки», – заявили журналистам в пресс-службе ведомства.

Предприятия могут обязать избавиться от «вынужденных генераторов» Минэнерго РФ хочет лишить статуса «вынужденных генераторов» те энергообъекты, которые могут быть безболезненно закрыты. Статус вынужденного генератора (ВГ) могут получить энергоблоки, не прошедшие конкурентный отбор мощности из-за высокой себестоимости содержания, которые нельзя остановить безболезненно. Год от года количество таких объектов растет, растут и сопутствующие траты. Для сокращения

№ 10 (74), октябрь, 2015 г.

издержек Минэнерго инициирует их сокращение. Решать, какой ВГ должен быть лишен оговоренного статуса, надо индивидуально, но собственник должен быть заинтересован в выводе объекта из эксплуатации, считают в Минэнерго. Механизмы рассматриваются разные: штрафы, обязательства проводить замещающие мероприятия. Полный пакет нормативно-правовых актов о ВГ должен быть внесен в правительство в феврале 2016 года.

Корпорация «Росатом» приняла решение о форсировании насыщения российского рынка атомной энергией. Согласно заявлению главы компании Сергея Кириенко, каждый год в стране должен стартовать новый энергоблок. По словам эксперта, в 2015 году корпорация провела закупки на сумму 838 млрд. рублей и в 2016 году показателей снижать не планирует. В частности, на капитальное строительство планируется потратить 132 млрд. рублей, еще 740 млрд. пойдут на закуп оборудования и техресурсов.

Стратегия кризиса: выжить и укрепиться Первый замминистра энергетики РФ Алексей Текслер озвучил основные векторы развития энергетического кластера РФ в условиях кризиса. Актуальный проект Энергетической стратегии РФ на период до 2015 года разработан с учетом кризисных факторов – низких нефтяных цен, глобализации мирового рынка и действия санкций Запада. «К 2035 году планируется снижение энергоемкости ВВП в 1,6 раза и электроемкости ВВП в 1,4 раза. Заложено обеспечение добычи нефти с газовым конденсатом на уровне 525 млн. тонн, увеличение добычи газа до 40%, увеличение добычи угля на 24% за счет наращивания экспорта и создания энергоугольных комплексов. Также заложено увеличение производства СПГ до 74 млрд. куб. м в 2035 году. Предусмотрена диверсификация географической структуры экспорта энергоресурсов с существенным ростом доли рынка стран АТР – с 15% в 2014 году до 39% в 2035 году», – сообщил первый заместитель министра.

5

Стратегия отрасли | Проект

2035 – энергетические планы России Минэнерго России разработан проект Энергетической стратегии России на период до 2035 года. В проекте Стратегии рассмотрены и оценены возможные альтернативы решений по стратегическим вопросам развития ТЭК и сформирован комплекс мер по решению поставленных задач и достижению стратегической цели. Публикуем выдержки из документа.

П

роизводство электрической энергии с 2008 года увеличилось на 2%, ее потребление – на 4%, установленная мощность электростанций – на 11%. Введены в промышленную эксплуатацию, в том числе Няганская ГРЭС, несколько новых энергоблоков на Ростовской АЭС и Калининской АЭС, Богучанская ГЭС. Завершено восстановление СаяноШушенской ГЭС после аварии 2009 года. Введено в работу и реконструировано около 300 линий электропередачи напряжением 220 кВ и выше. Среди важнейших проектов следует назвать объекты энергообеспечения саммита АТЭС в 2012 году во Владивостоке, Олимпиады2014 в Сочи. Введена в эксплуатацию новая линия 500 кВ Амурская–Хэйхэ.

6

Получила развитие малая распределенная энергетика, роль которой в развитии конкуренции в сфере теплоснабжения постоянно возрастает. На пути решения задач развития энергетического сектора электроэнергетическая и теплоэнергетическая отрасли сталкиваются со следующими ключевыми вызовами и проблемами: необходимость удовлетворения платежеспособного спроса на электрическую и тепловую энергию при одновременном обеспечении доступности цен и энергетической инфраструктуры; • достижение эффективного сочетания систем централизованного электро- и теплоснабжения

ЭНЕРГОНАДЗОР

с развитием распределенной генерации и интеллектуализацией энергетических систем; • износ основных фондов при недостатке стимулов для вывода их из эксплуатации или модернизации; • несовершенство действующей модели отношений и ценообразования в сфере теплоснабжения и недостаток конкуренции на оптовом и розничном рынках энергии и мощности; • чрезмерно высокая доля используемого импортного оборудования; • постоянные изменения в подходах к тарифообразованию. В ответ на указанные вызовы и проблемы на первом этапе потребуется совершенствование существующей модели отношений и ценообразования на электрическую и тепловую энергию в целях обеспечения баланса интересов потребителей и производителей энергии, а на втором этапе – переход к долгосрочному ценообразованию на услуги естественных монополий и регулируемых организаций в сфере электроэнергетики. Важное значение будет иметь ликвидация на втором этапе межтерриториального и перекрестного субсидирования между отдельными группами потребителей. Немаловажную роль призвано сыграть развитие НВИЭ и распределенной генерации (в зависимости от структур и концентрации нагрузки в региональных энергетических системах), особенно активное на втором этапе. Это также будет способствовать повышению энергетической безопасности и инновационному развитию энергетики. В связи с этим должны быть решены следующие отраслевые задачи: 1. Вывод из эксплуатации экономически неэффективного, физически и морально устаревшего энергетического оборудования с введением необходимого объема новых мощностей, преимущественно на базе использования отечественных технологий и оборудования.

2. Модернизация и развитие Единой электроэнергетической системы с последовательным присоединением к ней объединенной энергосистемы Востока и ряда изолированных энергосистем (с учетом возможных техникоэкономических последствий) при обеспечении эффективной надежности электроснабжения в сочетании с интеллектуализацией систем.

3. Оптимизация структуры и загрузки электро- и теплогенерирующих мощностей по типам генерации (с учетом маневренности оборудования) и видам используемых энергоресурсов как основа совершенствования структуры ТЭБ страны и регионов.

4. Интеграция электроэнергетики в Едином экономическом пространстве ЕАЭС и увеличение экспорта электрической энергии и мощности (в 5–8 раз, до 32–74 млрд. кВт•ч), особенно на востоке страны. В решении поставленных отраслевых задач важную роль должно сыграть развитие конкуренции и методов государственного (в том числе

№ 10 (74), октябрь, 2015 г.

Цели Стратегии снижение энергоемкости и электроемкости ВВП (итоговое снижение энергоемкости в 1,6 раза, электроемкости – в 1,4 раза) повышение доступности энергии как по наличию, срокам подключения, так и по цене, в том числе при строительстве жилья и реализации планов территориального развития уменьшение удельных расходов топлива на выработку электроэнергии и расходов энергии на собственные нужды отраслей ТЭК, особенно в электроэнергетике и газовой отрасли удержание объемов эмиссии парниковых газов не выше уровня 1990 года снижение удельных показателей загрязнения окружающей среды предприятиями ТЭК рост числа и развитие топливно-энергетических и энергопромышленных комплексов, стимулирующих развитие Восточной Сибири и Дальнего Востока увеличение доли углеводородов добытых с использованием вторичных и третичных методов с повышением коэффициентов извлечения, а также из нетрадиционных ресурсов диверсификация географической структуры экспорта энергоресурсов с существенным ростом доли рынка стран АТР увеличение доли распределенной генерации в общем объеме генерации (в зависимости от структур и концентрации нагрузки в региональных энергетических системах) увеличение инвестиций в развитие и использование нетрадиционных возобновляемых источников энергии (НВИЭ) полное обеспечение квалифицированными кадрами растущая (до 85%) доля в закупках ТЭК российского энергетического оборудования и услуг увеличение доли затрат на технологические инновации в общем объеме затрат на производство (не менее 3 %)

Задачи Стратегии достижение уровня передовых стран по показателям надежности, эффективности и экологичности в производстве и потреблении энергоресурсов структурная перестройка ТЭК направленная на технологическую и экономическую доступность энергоносителей, гармоничное энергетическое развитие российских регионов, сохранение лидерских позиций в международных поставках ТЭР обеспечение технологической независимости и достаточных компетенций во всех критически важных для устойчивого развития энергетики видах деятельности, с выходом на конкурентный мировой уровень

Этапы реализации Первый этап ориентировочно до 2020 года с возможной пролонгацией до 2021 года Содержание: реализация уже начатых и осуществляемых в настоящее время государственных программ, включая Государственную программу «Энергоэффективность и развитие энергетики», решений Президента Российской Федерации и Правительства Российской Федерации по вопросам развития энергетического сектора, крупных инвестиционных проектов компаний ТЭК Второй этап ориентировочно с 2021 до 2035 года Содержание: переход к энергетике нового поколения с опорой на новые технологии, высокоэффективное использование традиционных энергоресурсов и новых углеводородных и других источников энергии. Ускоренное развитие инновационных энергетических проектов (полуостров Ямал, региональные энергетические системы и энергоемкие производства в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке), что существенно увеличит прямой и косвенный российский энергетический экспорт.

7

Стратегия отрасли | Проект антимонопольного) регулирования тарифов в электроэнергетике и централизованном теплоснабжении. Ключевым направлением преобразований станет изменение модели отношений в сфере теплоснабжения с ценообразованием на основе принципа «альтернативной котельной», развитие конкуренции и долгосрочных отношений на оптовом и розничном рынках электроэнергии, в том числе: • модернизация конкурентных моделей оптового и розничного рынков в электроэнергетике с обеспечением равноправия поставщиков и потребителей в формировании рыночного равновесия и эффективных механизмов и ценовых сигналов для инвестиций; • совершенствование конкурентных механизмов долгосрочной оптимизации баланса мощности, отбора и оплаты проектов в генерации, сетях и у потребителей по методам гарантирования доходности инвестиций совместно с развитием практики двусторонних долгосрочных

При условии реализации перечисленных мер прогнозы показывают преодоление спада и увеличение производства электроэнергии

2035 год

1 062 млрд. кВт•ч

+8%

1 352 млрд. кВт•ч

2035 год

+27-43%

1 514 млрд. кВт•ч 250 млн. кВт

Рост установленной мощности электростанций

282 млн. кВт

+13-25%

312 млн. кВт

Опережающее развитие получат нетепловые электростанции

Рост производства электроэнергии

Рост установленной мощности

в 1,4–1,6 раза

+29-49%

При этом к 2035 году выработка электроэнергии увеличится

АЭС

ГЭС

в 1,4-1,8 разА

в 1,2-1,3 РАЗА

Централизованный отпуск тепла на первом этапе снизился

2%

но в целом за 2015–2035 годы он увеличится

2-6%

электростанции на основе НВИЭ

в 9-14 раз

1 300 млн. Гкал 1 325 млн. Гкал 1 380 млн. Гкал

Централизованный отпуск тепла от атомных источников АТЭЦ, АСТ к 2035 году возрастет

В 1,6-2 РАЗА

8

договоров и биржевых инструментов хеджирования рисков; • разработка нового механизма привлечения инвестиций в электроэнергетику с целью упорядочивания инвестиционного процесса в 2016– 2020 и последующие годы (после реализации уже заключенных ДПМ в 2012–2015 годах); • усиление роли потребителей на рынках электрической энергии (мощности) и системных услуг путем дифференциации условий поставок электроэнергии с учетом эластичности спроса, требований по надежности и качеству энергоснабжения; • стимулирование потребителей к развитию локальных и интегрируемых в ЕЭС распределенных источников энергоснабжения как фактора повышения конкуренции на рынке электрической энергии и мощности, формирование с их участием локальных интеллектуальных энергосистем с автоматизированными торговыми площадками; • реализация моделей локальных рынков тепла, дающих потребителям реальную возможность выбора схем и способов теплоснабжения и стимулы для развития эффективных технологий, особенно когенерации; • формирование на локальных рынках тепла единых теплоснабжающих организаций, объединяющих источники тепловой энергии и тепловые сети в каждой системе централизованного теплоснабжения и ответственных за надежное и экономически эффективное теплоснабжение потребителей; • поддержка освоения технологий «чистого угля», экологически чистых угольных конденсационных энергоблоков. Будут приняты долгосрочные и неизменяемые тарифные решения в электро- и теплоэнергетике, направленные на обеспечение отрасли необходимыми финансовыми ресурсами с учетом ликвидации перекрестного субсидирования, в том числе: • финансирование мер по ликвидации межтерриториального перекрестного субсидирования в электроэнергетике с привлечением средств федерального бюджета; • переход от полного регулирования тарифов на тепловую энергию к установлению предельного уровня цены на тепловую энергию с применением метода «альтернативной котельной» с использованием формулы, включающей технико-экономические параметры альтернативной котельной с учетом региональных особенностей. В целях стимулирования вывода из эксплуатации и модернизации физически и морально устаревшего оборудования потребуется усиление ограничений по использованию устаревшего оборудования, не отвечающего современным технологическим и экологическим стандартам. Важное значение имеет достижение высокой степени обеспечения электроэнергетической и теплоэнергетической отраслей преимущественно отечественным оборудованием и полное – квалифицированными кадрами. Э

ЭНЕРГОНАДЗОР

Cтратегия отрасли | Мнение эксперта

Преобразования завершены только формально В России уже не первый год обсуждается необходимость внедрения новой модели рынка, предусматривающей принципиальное изменение подхода к системе отношений и ценообразования в сфере теплоснабжения, основанной на экономических стимулах к повышению эффективности, надежности и качеству функционирования, при справедливой цене на тепловую энергию для конечных потребителей.

С

читается, что в России создан свободный регулируемый рынок энергоресурсов. Формально преобразования завершены: сформированы модели рынка «на сутки вперед» и долгосрочного рынка мощности. Рынки либерализованы на 100% (кроме населения), запущена система продажи мощности на основе конкурентного отбора (КОМ), функционирует рыночная инфраструктура. Но что мы имеем на самом деле? Ситуационный рециклинг регуляторных инициатив по изменению правил рынка в интересах временно обиженных субъектов, несистемные решения (латание дыр), уход потребителей на собственные источники энергии, делиберализацию рынка и ежегодное краткосрочное регулирование. Положение отрасли характеризуют следующие цифры. Энергопотребление в стране в 2015 году не вырастет – 1 036,2 млрд. кВт•ч при профиците мощности. Объем перекрестного субсидирования в 2014 году, по данным Минэнерго России, вырос на 15% – до 265 млрд. рублей. Не решена проблема вывода старых мощностей – 21 ГВт не проходят коммерческий отбор мощности, правила КОМ недоработаны. Министерство экономического развития оценивает нетарифную нагрузку в 100 млрд. рублей в год. Общий долг потребителей электроэнергии и тепла с января 2014 года по март 2015 года достиг 460 млрд. рублей. В 2014 году введено 7 597 МВт новой мощности, прирост установленной мощности составил 6 693 МВт. Но, несмотря на значительный рост мощности, аварийность существенно не меняется: если в 2011 году случилось 4 597 аварий на объектах энергетики, то в 2014-м – 4 516. Рост банковских ставок стимулирует покупателей электроэнергии и тепла кредитоваться за счет генкомпаний. В качестве антикризисных мер необходимо перейти к использованию ключевой ставки ЦБ при расчете за просрочку оплаты энергоресурсов, выравнять во времени платежи за газ и его транспортировку. А также отменить штрафы за выборку газа ниже лимита и принять изменения по повышению платежной дисциплины. За счет роста инфляции и заемного капитала растут затраты генеральных компаний. Поэтому НП «Совет производителей электроэнергии» предлагает не увеличивать

№ 10 (74), октябрь, 2015 г.

налоговые платежи, провести индексацию КОМ 2015, рассчитывать тарифы исходя из ключевой ставки ЦБ, провести промежуточную индексацию тарифов с 1 января 2016 года. Как реакция на профицит электроэнергии, происходит задержка ввода новых мощностей. Необходимо отказаться от роста коэффициента за неготовность объектов, разрешить перенос срока ДПМ тем, кто заявился, а также платить дельту за неготовность оборудования внутри пула генераторов. Считаем своевременным и принятие мер по снижению дебиторской задолженности. А именно: ужесточение санкций на законодательном уровне, субсидирование, гарантирование платежей, упрощенный порядок введения ограничений на поставку тепла. Также необходимо вести контроль расхода бюджетных средств и упростить порядок введения прямых расчетов с населением. Необходимо ввести мораторий на принятие нормативно-правовых актов (НПА) без экономической оценки последствий. К примеру, возьмем Постановление Правительства РФ «Об утверждении критериев, на основании которых осуществляется отнесение объектов, оказывающих негативное воздействие на окружающую среду, к объектам I, II, III, IV категорий». Нужно вместо этого перейти на принципы наилучших доступных технологий и внедрения современных технологий в промышленном секторе Российской Федерации. Вызывает вопросы и проект федерального закона «Об экологическом аудите и экологической аудиторской деятельности», вступление в силу которого запланировано с 1 января 2017 года, за исключением отдельных положений. А также проекты постановлений Правительства РФ «О перечне загрязняющих веществ, в отношении которых применяются меры государственного регулирования в области охраны окружающей среды» и «О правилах технологического функционирования ЭЭС». Сегодняшние приоритеты развития тепловой энергетики России – принятие вышеперечисленных необходимых антикризисных мер, доработка правил КОМ, определение механизма вывода из эксплуатации старой генерации, принятие мер по снижению дебиторской задолженности, сопровождение изменений в НПА экономической оценкой последствий. Э

Игорь МИРОНОВ, директор НП «Совет производителей энергии» (Москва)

9

Зеленая энергия | Модернизация оборудования

Как сделать угольную генерацию безопасной? Работа угольной электростанции, так или иначе, оказывает негативное воздействие на окружающую среду. Однако, благодаря современным технологиям, его можно минимизировать. К примеру, на Рефтинской ГРЭС реализуют два масштабных проекта, которые позволили снизить выбросы в атмосферу и предотвратить вырубку сотен гектаров леса. Защитить атмосферу Первая и главная экологическая задача для угольной станции – снизить количество выбросов золы в атмосферу. С 2013 года на Рефтинской ГРЭС начали поэтапно внедряться рукавные фильтры. В июне 2015 года компания «Энел Россия» сообщила о завершении масштабного проекта модернизации трех энергоблоков Рефтинской ГРЭС, в рамках которого современной системой газоочистки были оснащены энергоблоки № 4 – 300 МВт, № 5 – 300 МВт и № 7 – 500 МВт. В общей сложности было установлено 46 тысяч «рукавов».

Рукавные фильтры широко используются в различных отраслях промышленности, однако на российских электростанциях они прежде не применялись. Каждый рукавный фильтр – довольно внушительная конструкция, размером 30х30х20 м. Загрязненный воздух очищается, проходя через ткань «рукава». Время от времени накопившаяся зола удаляется при помощи сжатого воздуха. Эффективность очистки дымовых газов с помощью рукавных фильтров составляет 99,9%. Благодаря новому оборудованию удастся предотвратить выброс в атмосферу 40 тыс. тонн золы в год при условии максимальной нагрузки этих трех энергоблоков.

Рефтинская ГРЭС (Свердловская область) – производственный филиал ПАО «Энел Россия». Крупнейшая в стране тепловая электростанция, работающая на твердом топливе; установленная мощность 3800 МВт; включает 10 энергоблоков. В 2011 году ПАО «Энел Россия» и правительство Свердловской области подписали Соглашение о сотрудничестве в области охраны окружающей среды. В рамках соглашения реализуется программа модернизации ГРЭС с целью улучшения экологических показателей. За последние 5 лет на модернизацию оборудования Рефтинской ГРЭС компания Enel направила 700 млн. евро.

Удалить золу «сухим» способом Другой проблемой угольной станции была необходимость утилизировать несгорающие остатки топлива. Прежде для этого использовался метод гидрозолоудаления – зола и шлаки смешивались с водой и в жидком виде с помощью мощных насосов перекачивались в огромную емкость, занимающую площадь в 950 гектаров. Емкость заполнялась достаточно

Совмещенная эстакада и силосный склад

10

Отвалообразователь

ЭНЕРГОНАДЗОР

быстро, ведь ГРЭС ежегодно производит порядка 5 млн. тонн золы. В ближайшей перспективе потребовался бы новый золоотвал сопоставимой площади, то есть речь шла о вырубке огромного лесного массива. Однако Enel удалось найти другое решение проблемы – создать систему сухого золошлакоудаления (СЗШУ). Комплекс СЗШУ позволяет собирать сухую золу из бункеров газоочистных установок и с помощью сжатого воздуха транспортировать ее к силосному складу. Совокупный объем силосов 40 тыс. м3, однако станция в состоянии его заполнить за двое с небольшим суток. От силосов берет свое начало труболенточный конвейер протяженностью 4,5 км. Он передает золу к оборудованию, формирующему отвалы. Здесь зола укладывается и утрамбовывается ровными слоями. После этого почва орошается, сверху наносится суглинок – все готово к гидропосеву трав. Таким образом, отвалы золы можно быстро рекультивировать до состояния зеленой лужайки. Технология СЗШУ, достаточно распространенная за рубежом, впервые реализована в нашей стране. Над проектом работали иностранные и российские проектные институты. Трубопроводы, металлоконструкции и вспомогательное оборудование были изготовлены в России. Основное технологическое оборудование было поставлено иностранными производителями ввиду отсутствия российских аналогов. Непосредственно строительством занимались отечественные строительно-монтажные организации. В общей сложности в проект было вложено более 12,5 млрд. рублей. Торжественное открытие системы СЗШУ состоялось 29 сентября 2015 года. От экологии – к экономике Важно подчеркнуть, что золоотвал будет формироваться на месте емкости, в которую прежде сливалась смесь золы и воды. Благодаря этому потребности в новой площадке для хранения не возникнет на протяжении ближайших 35 лет. Внедрение «сухого» метода транспортировки и хранения золы позволит не только сберечь сотни гектаров леса, но и снизит количество потребляемых станцией воды и электроэнергии. Кроме того, СЗШУ дает возможность направлять золу на вторичное использование. Проектом предусмотрена удобная система отгрузки сухого продукта для транспортировки автомобильным и железнодорожным транспортом. Зола уже сегодня активно используется в жилищном строительстве для изготовления твинблоков и бетонных смесей. Есть перспективы ее применения в дорожном строительстве и других отраслях. Раньше Рефтинской ГРЭС удавалось отгружать не более 200 тыс. тонн золы в год, сейчас эта цифра потенциально может увеличиться до 1 млн. тонн. В перспективе на продажу можно будет отправлять практически весь годовой объем – 4–5 млн. тонн. Это значит, что золоотвалы в окрестностях станции будут расти значительно медленнее. Э

№ 10 (74), октябрь, 2015 г.

Площадка силосного склада

11

Календарь | 10 лет ооо «башКирэнерго»

Энергетика и IT: на пути к успеху ООО «Башкирские распределительные электрические сети» (ООО «Башкирэнерго»), дочернее общество ОАО «БЭСК», отмечает в 2015 году свое 10-летие.

Н

ачала компания свою работу в 2005 году в результате реформирования электроэнергетической структуры Республики Башкортостан. Сегодня ООО «Башкирэнерго» включает 11 производственных отделений: ПО «Уфимские городские ЭС», ПО «Центральные ЭС», ПО «Северо-Восточные ЭС», ПО «Ишимбайские ЭС», ПО «Кумертауские ЭС», ПО «Белебеевские ЭС», ПО «Белорецкие ЭС», ПО «Нефтекамские ЭС», ПО «Сибайские ЭС», ПО «Октябрьские ЭС», ПО «Информационные технологии и связь». Основной задачей компании является доставка электроэнергии до потребителей, общая протяженность ее сетей составляет более 80 тыс. километров. Число же потребителей приближается к 900 тыс. человек. Однако электрификация населения Башкортостана остается не единственной целью работы Башкирэнерго. Компания активно способствует развитию электроэнергетики республики, выделяет гранты на обучение квалифицированных кадров, разрабатывает собственные IT-проекты в сфере автоматизации, учувствует в проведении профильных научных и организационных мероприятий.

Примером может послужить октябрьский XV Российский энергетический форум, на котором компания представила свой проект инновационных подходов с использованием «умных сетей» (Smart Grid) и внедрением ERPсистемы для автоматизации бизнес-процессов и производства. Данные системы сейчас активно внедряются в г. Уфе, где с июля 2015 года функционирует Центр управления сетями ПО «УГЭС», своего рода мозговой центр электросетевого комплекса, который координирует и управляет электрическими сетями города. Достижения ОАО «БЭСК» в сфере IT-технологии были оценены крупнейшим сообществом IT-директоров России Global CIO. В организованном им конкурсе «Проект года2014» компания признана первой в номинации «Лучшее решение в предметной области» в категории «ERP», а программный продукт «БЭСК: Управление технологическими присоединениями», разработанный и тиражируемый ООО «Башкирэнерго», получил сертификат «Совместимо! Система программ 1С:Предприятие». Э

Эдвард АБДУЛЛАЗЯНОВ, ректор ФГБОУ ВПО «КГЭУ» От имени коллектива Казанского государственного энергетического университета и от себя лично поздравляю руководство и сотрудников ООО «Башкирэнерго» с 10-летием создания! Благодаря высокому профессионализму вы с честью решаете поставленные задачи. Ни одно крупное мероприятие, как например саммиты ШОС и БРИКС, не обходится без содействия ООО «Башкирэнерго». В нашем университете учится немало студентов из Республики Башкортостан. Студенты КГЭУ за успехи в учебной и научной деятельности могут претендовать на именные стипендии ООО «Башкирэнерго». Мы очень ценим сотрудничество с вашей компанией в сфере подготовки и переподготовки специалистов. Желаю всем крепкого здоровья, долгих лет жизни и как можно больше благоприятных, радостных и по-настоящему счастливых моментов, которые подарят уверенность в завтрашнем дне! Убежден, ваши профессионализм и опыт будут и дальше служить благополучному развитию энергетической отрасли РФ. ФГбОУ ВПО «КГЭУ» 420066 Республика Татарстан, г. Казань, ул. Красносельская, 51 Тел. + 7 (843) 519-42-02, 519-42-20 E-mail: kgeu@kgeu.ru www.kgeu.ru

12

ЭНЕРГОНАДЗОР

Технологии энергоэффективности-2015 | Проблемы импортозамещения. Пути решения

Круглый год на даче Электросети в дачных поселках и деревнях зачастую были протянуты 20 и более лет назад, когда на дом выделялось 3–5 кВт. С ростом количества электроприборов нагрузка на них возросла, при этом модернизация подстанций идет очень медленно, в связи с чем напряжение в сетях заметно отличается от нормативного. Это грозит обернуться сгоревшими холодильниками и прочими чувствительными электроприборами.

П

омочь в данном случае может симисторный стабилизатор напряжения, который не только автоматически повышает или снижает напряжение из внешней сети до нормативного, но и мгновенно реагирует на скачки напряжения и короткие замыкания. А что делать, если электричества нет совсем или оно пропадает на какой-то период? В первом случае можно поставить свою ветро- или солнечную электростанцию, во втором хватит хорошего источника бесперебойного питания. Работает он как обычный ИБП для компьютеров, которые уже достаточно распространены, только может эксплуатироваться круглосуточно и выдерживает гораздо большие нагрузки, что позволяет поддерживать работу газового или твердотопливного котла в течение некоторого времени – все зависит от потребления котла и встроенных аккумуляторов. Лучшие экземпляры обладают достаточно высокой мощностью, вплоть до 20 кВт, а в трехфазном исполнении до 60 кВт, что выше стандартно выделяемых по законодательству 15 кВт на дом в 4 раза! Благодаря оснащению внешними аккумуляторами можно самостоятельно сделать выбор в пользу бюджетного варианта или увеличенного времени автономной работы, которое может измеряться сутками. Если же добавить к такой системе резервный генератор с устройством АВР или САП, то дом будет обеспечен питанием постоянно. Главное, ответственно подойти к выбору ИБП, так как большинство котлов чувствительно к форме синусоиды питания, а основная часть бесперебойников выдает только модифицированную синусоиду. В результате деньги на устройство потрачены, а котел все равно останавливается и батареи замерзают. Чтобы этого не произошло, надо брать оборудование, которое гарантированно обеспечивает чистую синусоиду. Как правило, оно подписывается «чистый синус» или «pure sine wave». Еще один способ улучшить электроснабжение частного дома – приобрести гибридный инвертор, приоритетно берущий энергию от солнечных батарей и добирающий недостающее из общей электросети. На сегодняшний день в России есть собственные производители всех перечисленных автономных и бесперебойных электросистем. Обращаясь к ним, можно рассчитывать на самую первую цену, полный спектр услуг – от подбора оборудования до монтажа «под ключ» – и оперативное гарантийное обслуживание.

№ 10 (74), октябрь, 2015 г.

Специалисты компании «МикроАРТ» уже более 20 лет занимаются такими системами, реализуя накопленный опыт в законченные и надежные решения. Каждое предлагаемое ими устройство, будь то источники бесперебойного питания, стабилизаторы напряжения или солнечные контроллеры МРРТ, имеет свою «изюминку», высокое качество исполнения и низкую цену для своего сегмента. К примеру, преобразователь напряжения МAП SIN «Энepгия» для автономного и бесперебойного электроснабжения стоит в 3–5 раз меньше, чем лучшие мировые бренды при практически таких же или больших возможностях. При этом одной из отличительных особенностей устройства является его высокая надежность, что подтверждается двухлетней гарантией на инвертор, в том числе при самостоятельной установке. Обращаясь в ООО «МикроАРТ», вы можете рассчитывать на исчерпывающие ответы на все ваши вопросы и профессиональные рекомендации! Р

Компания «МикроАРТ» – лауреат ежегодной всероссийской премии «Компания года в области качества продукции и услуг» – входит в 100 лучших предприятий России как лучшее предприятие в области возобновляемой энергетики.

ООО «МикроАРТ» 129329 Москва, Игарский пр., 2, стр. 1, оф. 6 Тел. + 7 (495) 504-20-25 Тел./факс + 7 (499) 180-40-91 E-mail: sale@microart.ru www.invertor.ru

13

Международный опыт | Все лучшее в Россию

Инновационная релейная защита БМРЗ НТЦ «Механотроника» – одно из ведущих предприятий страны, специализирующееся на разработке и производстве микропроцессорных устройств релейной защиты и автоматики, – в 2015 году отмечает 25-летний юбилей.

О

тличительными чертами инновационной продукции НТЦ «Механотроника» являются высокая надежность устройств, простота и удобство внедрения и эксплуатации, широкие коммуникационные возможности с применением новейших технологий обработки и передачи информации и, как следствие, наработанного за 25 лет опыта, обеспечение всех необходимых функциональных возможностей для защиты энергетических объектов. Применение стандарта МЭК-61850 расширяет возможности устройств релейной защиты серии БМРЗ, обеспечивает интероперабельность решений в рамках создания цифровых подстанций. Специалистами компании проведен глубокий анализ положений стандарта МЭК-61850 и их сопоставление с требованиями действующей нормативно-технической документации на территории России, отработанными и проверенными временем принципами построения релейной защиты и автоматики (РЗА).

НТЦ «Механотроника» – одно из немногих предприятий в мире, обладающих международным сертификатом соответствия, подтверждающим реализацию протокола МЭК 61850 в соответствии с действующей в настоящий момент второй редакцией стандарта.

ООО «НТЦ «Механотроника» 198206 Санкт-Петербург, ул. Пионерстроя, 23А Тел. + 7 (800) 250-63-60 Факс + 7 (812) 744-45-83 E-mail: info@mtrele.ru www.mtrele.ru

14

НТЦ «Механотроника», как высокозарекомендовавший себя поставщик инновационных комплексных решений, соблюдает свои традиции: в устройствах БМРЗ реализован оптимальный набор функций стандарта МЭК61850 для полной интеграции в современную цифровую подстанцию. В частности, обеспечиваются обращение к данным информационной модели, выполнение команд управления, чтение и изменение установок функций защит и автоматики, передача отчетов о состоянии устройства в вышестоящую систему АСУТП, а также взаимодействие с другими IED на горизонтальном уровне по шине процесса путем приема и передачи сообщений GOOSE. Следует особо отметить, что реализация новых возможностей МЭК-61850 в блоках БМРЗ улучшила качество разработанных ранее

решений по построению функций защиты и автоматики согласно принципу «Включил и работай». Для работы со всеми устройствами производства НТЦ «Механотроника» – РЗА, противоаварийной автоматикой, дуговой защитой, центральной сигнализацией и прочими – предназначен программный комплекс «Конфигуратор-МТ». Этот единый универсальный инструмент позволяет не только выполнить полную настройку оборудования, но и дополнить устройства расширенными алгоритмами функционирования, для создания которых в состав программного комплекса входит графический редактор «гибкой» логики. Благодаря высокой надежности, простоте и удобству эксплуатации, оборудование НТЦ «Механотроника» востребовано на энергетическом рынке. Все решения и продукты, выпускаемые предприятием, аккредитованы для применения на объектах ПАО «Россети», ОАО «АК «Транснефть», ОАО «НК «Роснефть» и ПАО «Газпром». Новый сервисный центр компании оказывает оперативную всестороннюю поддержку клиентам на всех этапах: при выборе оборудования и проектировании, обучении персонала, оказании услуг по монтажу и наладке, а также в рамках гарантийного и постгарантийного обслуживания. Оборудование производства НТЦ «Механотроника» – это надежная защита электроустановки и минимизация капитальных и эксплуатационных затрат при построении системы РЗА. Р

ЭНЕРГОНАДЗОР

Промышленная безопасность | Оборудование

Предупреждение повреждений экономайзеров В статье приведены рекомендации по предупреждению повреждений экономайзеров.

Д

ля предупреждения повреждений экономайзеров необходимо предпринимать следующие меры: • следить за исправным состоянием обратных клапанов на питательных линиях и устройств сигнализации предельно допустимой температуры воды, выходящей из экономайзера; • систематически проверять работу предохранительных клапанов, установленных на отключаемых экономайзерах, которые должны открываться при давлении, превышающем рабочее давление в котле на 25% со стороны входа и на 10% со стороны выхода воды из экономайзера; • регулярно производить очистку золовых бункеров и проверять отсутствие увлажненной золы под экономайзером; • следить за плотностью воздушного тракта, обмуровки, газовых перегородок, состоянием поверхностей нагрева; • обеспечить бесперебойную работу деаэраторов и водоподготовительных установок и соответствующее качество питательной воды котлов; • постоянно следить за равномерным питанием котла водой и надежной работой автоматов питания; • не отключать деаэраторы питательной воды во избежание снижения ее температуры перед экономайзером ниже расчетной; • вести топочный режим в соответствии с режимной картой по показаниям контрольноизмерительных приборов, не допуская избытков воздуха сверх расчетных и работы топки с химической неполнотой сгорания топлива; • не допускать эксплуатацию котлов с нагрузкой выше расчетной при сжигании многозольного топлива. Нагрузку необходимо ограничивать, если зольность и влажность топлива больше проектных значений, а также в периоды питания котла водой пониженной температуры; • проверять отсутствие в газоходах посторонних предметов (например, оставшихся после ремонта кирпичей, досок и т. п.); • при наличии обводных газоходов у экономайзера выключать их по газам во время растопки котла, открывая обводную газовую заслонку и плотно закрывая заслонки прямого хода (через газоход), подпитку котла производить равномерно через экономайзер; • при необходимости отключения экономайзера по воде при работе котла открывать обводные заслонки и закрывать заслонки прямого хода до и после него, питать котел по обводным линиям; при отсутствии обводного газохода чугунного экономайзера не допускать растопки и работы котла при отключении по воде экономайзера, питать котел только через экономайзер

№ 10 (74), октябрь, 2015 г.

и следить, чтобы температура воды на выходе из экономайзера не превышала допустимую; • при необходимости использовать сгонные линии или другие устройства, позволяющие прокачивать воду через экономайзер помимо котла либо питать котел и дренировать воду через нижние продувочные точки; • при останове котла на капитальный ремонт проводить гидравлическое испытание и осмотр экономайзера. Особое внимание при осмотре обращать на места фланцевых соединений и сварки змеевиков; • после наружной очистки змеевиков определять степень коррозионного разрушения и износа поверхностей нагрева экономайзера и принимать меры по защите или замене наиболее изношенных мест; • при заготовке труб для ремонта экономайзеров проверять их качество по сертификатам; • поручать сварку труб экономайзеров дипломированным специалистам, прошедшим специальную теоретическую и практическую подготовку; • после капитального ремонта проверять, произведена ли замена дефектных опор, подвесок и связей змеевиков, прокладок фланцевых соединений, подводящих, отводящих, перепускных труб, а также демонтаж изношенной и монтаж новой золозащиты, выборочная замена труб поверхностей нагрева экономайзера и т. п.

• на котлах, в которых наблюдается интенсивный общий износ экономайзеров, необходимо периодически производить переборку изнашиваемых пакетов, ибо при отбраковке змеевиков в газоходе зачастую не удается выявить все дефекты. Периодичность переборки определяется в зависимости от местных условий эксплуатации.

Вячеслав ДЫШАЕВ, эксперт в области промышленной безопасности Сергей ФОМИНЫХ, эксперт в области промышленной безопасности Александр РЕЗАНОВ, эксперт в области промышленной безопасности Сергей ДУРАСОВ, эксперт в области промышленной безопасности Дмитрий ГАФУРОВ, эксперт в области промышленной безопасности Ринат Садыков, эксперт в области промышленной безопасности

ЗАО МНТЦ «Диагностика» (г. Магнитогорск)

15

Промышленная безопасность | Системы теплоснабжения

О техническом диагностировании тепловых сетей Н Александр РЕЗАНОВ, эксперт в области промышленной безопасности ЗАО МНТЦ «Диагностика» (г. Магнитогорск) Артем ДЕРЖАКОВ, эксперт в области промышленной безопасности ЗАО МНТЦ «Диагностика» (г. Магнитогорск) Сергей ДУРАСОВ, эксперт в области промышленной безопасности ЗАО МНТЦ «Диагностика» (г. Магнитогорск) Владимир МИХЕЕВ, эксперт в области промышленной безопасности ЗАО МНТЦ «Диагностика» (г. Магнитогорск) Сергей ФОМИНЫХ, эксперт в области промышленной безопасности ЗАО МНТЦ «Диагностика» (г. Магнитогорск)

16

адежность и экономичность теплоснабжения городов и поселков во многом зависят от фактического состояния тепловых сетей и тепловых энергоустановок, в частности – от коррозионного состояния труб. Учитывая, что износ тепловых сетей в отдельных регионах в настоящее время достигает 80%, основной задачей при подготовке теплоэнергетических объектов к работе в осенне-зимние периоды является своевременное и оперативное выявление дефектных участков теплотрасс, их ремонт или замена. При этом актуальным становится определение толщины стенки трубы, так как возникновение течей (порывов) обусловливается действием повышенных напряжений в местах утонения стенок труб за счет протекания коррозионных процессов. Истинная толщина стенки трубы на трубопроводах теплоснабжения часто определяется путем замеров при проведении шурфовок. Вскрытие теплотрассы осуществляется в местах, где ранее происходили аварии (течи) или действия наибольших напряжений согласно проекту. Однако в этом случае анализируются только отдельные, локальные места на трубопроводе, что не дает достоверной информации об уровне коррозионных повреждений и степени их опасности по всей длине участка. Получить достаточную информацию о толщине стенки трубы на всей длине участка можно с использованием внутритрубных снарядов, оснащенных ультразвуковыми или магнитоэлектрическими толщиномерами. Однако проведение этих работ требует вывода участка из эксплуатации со сливом теплоносителя, что делает процесс получения информации длительным и дорогостоящим, ограничивая возможности использования этого метода. Однако даже при наличии достоверной информации об изменениях толщины стенки по всей длине участка последующий расчет на прочность осуществляется по проектным параметрам технического состояния конструктивных элементов трубопровода, таких как скользящие и мертвые опоры, сальниковые компенсаторы и т.д. В процессе эксплуатации конструктивные элементы также подвергаются коррозии, кроме того, расчетные параметры отличаются от принятых в расчете. Это приводит к неточностям в определении фактической степени опасности интервалов коррозионных повреждений на трубах.

В регламентирующих документах определены условия допустимости дальнейшей эксплуатации трубопроводов тепловых сетей, проведения их капитального ремонта либо замены. Согласно требованиям данных документов, замене подлежат участки теплопроводов с утонением стенок на 20% и более. Для повышения эксплуатационной надежности систем теплоснабжения, включая продление срока службы действующих теплопроводов, возможно проведение технического диагностирования трубопроводов тепловых сетей с использованием акустического метода. При применении данного метода длина единичного диагностируемого участка составляет от 40 до 200 метров, вскрытие теплотрасс не требуется, точность определения местоположения дефекта составляет 2,5% от базы: постановки виброакустических датчиков. Датчики размещаются в точках доступа на трубе, по концам диагностируемого участка, сигналы от них записываются на магнитный носитель. На основании обработки записей акустических сигналов, распространяющихся по теплоносителю, определяется местоположение коррозионных дефектов и производится оценка степени опасности коррозионного повреждения. Визуальный контроль и инструментальные замеры толщины и электропотенциала в местах установки датчиков предназначены для дополнения и уточнения информации, полученной акустическим методом, а также для выявления причин интенсификации коррозии. Диагностика трубопроводов проводится с целью получения данных о местах, уровне и степени опасности с позиций образования течи, коррозионных повреждений металла труб; местах истечения теплоносителя; факторах, обусловливающих интенсификацию коррозионных процессов на участке. Результаты диагностики используются для: • оценки фактического состояния металла труб и конструктивных элементов; • прогноза количества аварий (течей); • обозначения необходимости перекладки участка, определения очередности перекладок по участкам; • определения интервалов повреждения трубопровода на участке, находившемся в удовлетворительном состоянии; • оценки рациональности проведения профилактического ремонта с частичной заменой труб на отдельных интервалах с целью продления рабочего ресурса трубопровода. Критериями для принятия решения о допустимости дальнейшей эксплуатации или проведения различных видов ремонтных работ участков трубопроводов тепловой сети, требующих проведения капитального ремонта либо замены, являются результаты статистического анализа итогов акустической диагностики и сопоставление данных, полученных методами неразрушающего контроля (визуально-измерительного, ультразвуковой толщинометрии) и расчетов на прочность.

ЭНЕРГОНАДЗОР

Технологии и оборудование | НТД

Законодательное обеспечение АБ

УДК 621.182.2

Главными помощниками человека в обеспечении его безопасности при эксплуатации газоиспользующего оборудования являются средства автоматического контроля предельнодопустимых параметров. Эти устройства должны своевременно предупреждать обслуживающий персонал о достижении заданных параметров при помощи световой и звуковой сигнализации, а при их превышении – незамедлительно прерывать технологический процесс. Все разновидности и назначения этих устройств можно определить как автоматика безопасности (далее – АБ).

К

ак же получилось, что в области промышленной безопасности для проверки и наладки такой необходимой системы не разработано ни одного закона, не выпущено ни одной инструкции, практически не определена ответственность за ее неисправность? Все это способствует либо ее разрегулированному состоянию на средних и малых котельных, либо вообще отсутствие. В среднестатистической котельной часто можно заметить неисправные либо технически и морально устаревшие средства АБ. А это может стать проблемой: инциденты и аварии из-за отсутствия или неисправности АБ по расходу, температуре, давлению; отравление угарным газом при неисправных датчиках СО. Список этот можно продолжать очень долго. Решение вопроса нормальной работоспособности АБ – законодательно разработать и утвердить необходимые документы, при помощи которых нужно проводить обследование данного комплекса технических устройств; ввести ответственность за несоблюдение этих требований. На данный момент АБ, согласно п. 15.1 СП 89.13330.2012 Актуализированная редакция «СНиП II-35-76 Котельные установки», обозначена как «защита оборудования». Даже на уровне проектирования для защиты персонала она до сих пор не предназначена. Может быть, поэтому нет никакой ответственности за ее состояние. Почему-то в области пожарной безопасности существует огромное количество требований; идут постоянные проверки, МЧС выписывает штрафы за несоблюдение правил, а в отношении АБ Ростехнадзор не решается на серьезные меры. Следует обратить внимание на «Правила технической эксплуатации тепловых энергоустановок» (утв. приказом Минэнерго РФ от 24 марта 2003 года № 115, зарегистрировано в Минюсте РФ 2 апреля 2003 года). Это единственный документ, в той или иной мере регламентирующий условия срабатывания АБ: п.5.3.67. Котел немедленно останавливается и отключается действием защит или персоналом в случаях, предусмотренных производственной инструкцией, и, в частности, в случаях (далее идет перечисление необходимых условий). В этом же документе сказано, что: 1.6. Надзор за соблюдением требований настоящих Правил,

№ 10 (74), октябрь, 2015 г.

рациональным и эффективным использованием топливно-энергетических ресурсов в организациях, независимо от форм собственности и ведомственной принадлежности, осуществляют органы государственного энергетического надзора. Но как быть инспектору, на основании чего проверять параметры срабатывания АБ? На основании производственной инструкции? Зачастую такие инструкции не пересматривались с момента ввода котельной в эксплуатацию. Вот здесь и могут прийти на помощь законы и правила, созданные для проверки соответствия систем АБ условиям безопасной эксплуатации. Изменения могут выглядеть следующим образом: • стоит рассмотреть вопрос об экспертизе промышленной безопасности абсолютно всех систем автоматических защит; • ввести понятие расчетного срока эксплуатации для исполнительных механизмов, если иное не указано в паспорте на прибор; • по окончании расчетного срока проводить полное обследование с выдачей заключения. Неотъемлемой частью заключения по результатам обследования АБ должны быть: • акты испытаний существующей АБ, вплоть до замеров сопротивления кабелей; • проверка соответствия требованиям, предъявляемым к системам АБ; • выводы о дальнейшей работоспособности АБ. При положительных результатах обследования разработать методику наладки, провести испытания и утвердить режимные карты параметров настройки всех приборов АБ с указанием даты следующего обследования при условии неизменности технологического процесса. Силами владельца периодически проводить проверку АБ на соответствие утвержденным картам, а также разработать инструкции по проведению таких проверок как на рабочем, так и остановленном оборудовании. Ряд специалистов, ответственных за содержание АБ на своих предприятиях, в той или иной степени практикуют такой подход. Но на большинстве предприятий до сих пор эксплуатируются системы АБ, созданные на основе разработок 1960-х годов. Все более очевидным становится то, что настала пора придать единую нормативную форму эксплуатации систем АБ.

Максим КОЛОБАЕВ, заведующий группой Денис МАЛЫШЕВ, заведующий группой Олег КУЗНЕЦОВ, начальник отдела подъемных сооружений и объектов котлонадзора ЗАО НПО «Техкранэнерго» Алексей ШИШКИН, инженер ООО «Техкрансервис»

17

Технологии и оборудование | Малая генерация

По принципу сверхадиабатного горения Новое прочтение использования в малой генерации источников энергии органического происхождения, которые до сих пор не нашли своего применения в силу «очевидности» их низкой качественно-энергетической эффективности. Цель ясна, задача поставлена Что из имеющегося под руками органического топлива мы неумело или очень затратно, ввиду безысходности, используем и какую задачу перед собою ставим? Ответ очевиден: топливо, содержащее большую часть органической основы из группы полезных ископаемых – бурый уголь, торф, и продукты (отходы) хозяйственной и биологической жизнедеятельности человека – иловый осадок очистных сооружений, биомасса сельскохозяйственных растений, отходы деревопереработки. Все приведенные виды топлив обладают характерной особенностью – имеют специфические свойства физического состояния при нахождении в естественной среде – высокую гигроскопичность и дисперсность после обезвоживания. В настоящий момент имеющиеся технологии позволяют использовать данные виды топлива как самостоятельное или сопутствующее в естественном природно-геологическом состоянии исключительно в большой энергетике (от 5 МВт и выше – в специальных горелочных устройствах при наличии большого топочного объема котельных агрегатов). Применение же этих видов топлива в малой и средней энергетике (от 5 кВт до 5 МВт) сопряжено с высокотехнологичными и затратными способами предварительной подготовки – тепловым обезвоживанием, брикетированием, грануляцией (пеллеты), что существенно увеличивает их цену. А кроме того, потенциальный потребитель попадает в прямую зависимость от мощностей производственного комплекса, занимающегося этой деятельностью. Таким образом, закономерно говорить о том, что задача по разработке и внедрению устройства, способного работать в спектре «непокрытых» мощностных диапазонов на данных видах топлива, без его предварительной подготовки, с выходными параметрами, близкими к использованию более ценных и калорийных видов топлива, сегодня крайне актуальна. Какие еще критерии необходимо соблюсти, чтобы вопрос их использования приобрел актуальность в малой энергетике? И снова ответ очевиден. Создание малой генерации в местах бытового потребления с ценообразованием на уровне, установленном РЭК для групп потребления. Ко всему сказанному нужно обязательно добавить, что актуальность проблемы очень серьезно понимается как федеральными, так

18

и региональными властями, мы уже видим не оглашение лозунгов, а планомерное реальное движение в данном направлении. Сошлемся лишь на один факт: 19 мая 2015 года подписано соглашение между правительством Свердловской области и чешскими предприятиями, работающими в области энергосберегающих технологий с применением индивидуальных тепловых пунктов (ИТП), о модернизации схем теплоснабжения городов Среднего Урала. То есть курс определен. Малой генерации – быть. По принципу «сверхадиабатного» горения Принимая во внимание возможность использования новаторского подхода к решению задач вышеописанного спектра, а также заявляемые потребности в автономизации теплои электроснабжения в отдаленных местах и необходимость сделать это на самом дешевом и доступном на сегодня топливе, разработчиками была предпринята попытка предложить на рынок вариант соответствующего оборудования. Коллективом авторов разработано, спроектировано, построено топочное устройство для сжигания различных видов мелкодисперсного твердого топлива с мощностью до 30 кВт. Устройство ориентировано на диапазон малых (до 100 кВт) и средних (до 3 МВт) мощностей. Топочное устройство использует принцип так называемого «сверхадиабатного» горения, при котором в результате интенсивной передачи тепла от продуктов сгорания к подаваемому исходному топливу температура в зоне горения может превышать адиабатную. Устройство испытано при работе с топливом крупностью 0-6 мм, в качестве топлива использовался каменный и бурый уголь, древесные отходы, торф влажностью до 60%, шелуха злаков. Для варианта 500 кВт (здесь и далее расчетно) вес всей конструкции топочного устройства, включая тепловую изоляцию, равен 400 кг и имеет следующие габариты: Д – 1,3 м, высота – 1,2 метра. Для варианта 1 000 кВт – соответственно 600 кг, 1,6 метра, 1,4 метра. В топочном устройстве исключен провал топлива, унос зольной части происходит при практически полностью прореагировавшей углеродной части. При этом химический коэффициент полезного действия составляет 97–98%. Топочное устройство обладает еще одной существенной особенностью: без каких-

ЭНЕРГОНАДЗОР

либо изменений в конструкции оно переходит в режим газогенерации при доведении расхода воздуха до величины 0,35–0,4 от теоретически необходимой для полного сжигания топлива. При работе, например, на буром угле исходной влажностью 30% устройство производит газ с теплотой сгорания 1100 Ккал/м3 при температуре его 950–1000°С, при этом химический КПД остается в пределах все тех же 97–98%. В экономичном тепловом режиме Конечно, предлагаемое устройство может быть включено в состав малых и средних котельных для работы в диапазоне наиболее дешевого (мелкий бурый уголь – штыб) топлива. Однако имеется и существенно более важный вариант, а именно: одновременная выработка тепла и электроэнергии на этом топливе, поскольку «голубое топливо» (природный газ) для многочисленных территорий так и остается лишь голубой мечтой из-за дороговизны прокладки трасс коммуникаций (с поставками одной электроэнергии в эти места сходная ситуация). В данном случае речь идет об установке газификации, которая должна удовлетворять ряду требований – работать на самом дешевом мелком топливе (бурый уголь), имея вариант дополнить его при наличии местной возможности древесными отходами, шелухой злаков, торфом, навозом. А также иметь малую стоимость по капитальным затратам, быть экологически не опаснее общепринятых котельных и двигателей внутреннего сгорания по выбросам. Относительно последнего отметим, что во всех газогенерирующих установках используется топливо какой-то влажности, далее идет процесс горения этого топлива, и затем осуществляется глубокое (до 20–30°С) охлаждение газа перед подачей его на двигатель. При этом вода в топливе сначала превращается в высокотемпературный пар, затем участвует в сложных реакциях горения, а далее пар снова превращается в воду, однако насыщенную уже фенольными и другими вредными составляющими. Устройство со «сверхадиабатным» горением работает, как было сказано выше, в весьма экономичном тепловом режиме. При этом вполне возможно часть тепла от охлаждения газа направить на подсушку исходного топлива и на испарение относительно небольшой доли конденсата в конце процесса с получением безвредной технической воды и дожиганием некоторой части попавших в охлаждающую воду вредных веществ непосредственно в экономично работающем топочном пространстве разработанного устройства. В цепочку включен ДВС-генератор Учитывая эту особенность устройства, наиболее привлекательным направлением его использования является создание газогенерационного блока по производству охлажденного до 30°С и очищенного от примесей горючего газа для

№ 10 (74), октябрь, 2015 г.

создания автономных систем электро- и теплоснабжения с мощностями по газу 250 и 500 кВт. Очевидно, что эту систему любой потребитель самостоятельно по своим потребностям может комплектовать готовыми блоками котельной установки и системами ДВС-электрогенераторов, работающих на природном газе, поскольку их производство широко налажено различными фирмами и нет смысла дублировать их продукцию, при этом приспособить их под другой газ не составляет существенного труда. Обоснованность выбора производства электроэнергии посредством включения в цепочку ДВС продиктована следующими обстоятельствами. Основное количество электроэнергии в большой энергетике вырабатывается паровыми блоками турбина-генератор, котельные установки которых работают на твердом топливе и природном газе. В области малой энергетики условно (до 3–5 МВт) КПД паровых турбин составляет всего лишь 12–15%, стоимостные показатели оборудования резко растут, и использование их становится невыгодным. То же относится и к газотурбинным установкам. За границей в области малой энергетики интенсивно развиваются турбины ORC и двигатели Стирлинга, однако первые обходятся по цене 3000 евро за КВт, вторые – еще больше (хотя их плюсом является отсутствие экологических негативных последствий). В конечном счете рациональным является использование блоков ДВС-генератор, поскольку ДВС имеют высокий КПД (до 50%). Э Материал подготовили: Вадим НИКИФОРОВ, Олег МУРАШКО. Источник: «Промышленность. Энергетика. ЖКХ» № 132, май 2015 г.

19

Экспертное сообщество | Научные подходы

Эффективные технологии подготовки воды на теплоэнергетических предприятиях

Согласно требованиям Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила промышленной безопасности опасных производственных объектов, на которых используется оборудование, работающее под избыточным давлением», рационально организованный водно-химический режим должен обеспечивать работу тепловых энергоустановок и другого энергетического оборудования без повреждения их элементов вследствие отложений накипи и шлама или коррозии. Анна НИСТРАТОВА, инженер-исследователь ЗАО «Техсервис» (г. Миасс) Фаниль ФАТКУЛЛИН, эксперт ЗАО «Техсервис» (г. Миасс) Сергей ЖИВЛЮК, эксперт ЗАО «Техсервис» (г. Миасс) Николай МОСКАЛЬЧЕНКО, эксперт ЗАО «Техсервис» (г. Миасс) Вячеслав Шеметов, эксперт ЗАО «Техсервис» (г. Миасс)

О

дной из наиболее распространенных проблем в промышленной теплоэнергетике является проблема образования накипи и коррозии металла, которые могут привести к выходу из строя дорогостоящего оборудования. Существенное влияние на надежность, безаварийность и экономичность энергетического оборудования оказывает качественная водоподготовка. В связи с возрастающим значением состояния подготовки воды на объектах теплоэнергетики, которое определяет не только экономичность, но и степень экологической безопасности, в последние годы все большее значение приобретает технология реагентной водоподготовки. Отсутствие водоподготовки ведет к их преждевременному износу, а иногда приводят к серьезным неполадкам и авариям теплотехнического оборудования. В настоящее время широкое применение получили ингибиторы коррозии и накипеобразования, что является эффективной альтернативой стандартной водоподготовке. Обработка воды ингибиторами позволяет обеспечить эффективную работу оборудования без повреждений, при этом отказаться от применения громоздких систем умягчения и деаэрации воды. Предлагаемая технология основана на ингибировании процессов накипеобразования и коррозии при помощи реагентов.

В

последние годы для борьбы с коррозией и солеотложениями все большее применение на объектах теплоснабжения находят комплексонаты (производные цинка с фосфорорганическими кислотами). Установлено, что комплексонаты в небольших количествах способны тормозить процесс появления зародышей центров кристаллизации. При этом отсутствие центров кристаллизации обеспечивает поддержание солей жесткости во взвешенном состоянии без выпадения на поверхность теплоэнергетического и теплообменного оборудования в виде накипи и отложений. Действие комплексонатов как ингибитора коррозии объясняется его адсорбцией на

20

поверхности металла с образованием защитной пленки, которая эффективно препятствует контакту вызывающей коррозию среды с поверхностью металла, тем самым останавливая его разрушение. Важно отметить, что при длительном использовании комплексонаты связывают растворенное в воде железо и способствуют постепенной отмывке ранее образованных отложений накипи и продуктов коррозии. Это объясняется образованием в порах накипи поверхностных адсорбционных слоев органофосфонатов, структура и свойства которых отличаются от структуры кристаллов накипи. В результате накипь разрушается, превращаясь в шлам, легко удаляемый из системы через дренаж. В целом можно говорить о перспективном применении комплексонатов в технологических процессах водоподготовки. Несмотря на высокую стоимость, применение комплексонатов экономически оправданно. Отсутствие накипи и коррозии позволяет повысить эффективность теплотехнического оборудования, снизить расход топлива, исключить затраты на периодические химические и механические очистки и существенно снизить затраты на ремонт и обслуживание теплообменного оборудования. Литература 1. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила промышленной безопасности опасных производственных объектов, на которых используется оборудование, работающее под избыточным давлением» (утверждены приказом Ростехнадзора №116 от 25 марта 2014 года).

2. Типовая инструкция по применению ингибиторов накипеобразования и коррозии в технологических процессах подготовки воды для питания паровых котлов, подпитки водогрейных котлов, тепловых сетей в системах коммунального теплоснабжения и ГВС. М.: 2004, 29 с.

3. Маргулова Т.Х. Применение комплексонов в теплоэнергетике. – 2-е изд., перераб. – М.: Энергоатомиздат, 1986. – 280 с.

ЭНЕРГОНАДЗОР

Промышленная безопасность угольной промышленности Угольные шахты относятся к опасным производственным объектам (ОПО). С точки зрения аварийности и травматизма наиболее актуальными являются вопросы вентиляции, дегазации и пылевзрывозащиты, поскольку они напрямую связаны с предупреждением вспышек, возгораний и взрывов метана. В статье приведен обзор аварий на объектах угольной промышленности Российской Федерации. УДК: 62-237

Ключевые слова: промышленная безопасность, эксперт, угольные шахты.

У

словия залегания угольных пластов на шахтах России приводят к повышенной опасности их разработки по сравнению с другими странами. По данным Ростехнадзора на 1 января 2015 года, в Российской Федерации эксплуатируется 106 шахт, 268 разрезов, 138 объектов обогащения угля, на которых осуществляется государственный надзор. Общая добыча угля за 2014 год составила 358,2 млн. т, в том числе: подземным способом – 105,3 млн. т, открытым способом – 252,9 млн. т. Угольные шахты в Российской Федерации являются опасными не только по взрывчатости угольной пыли. Из 106 шахт, эксплуатируемых в Российской Федерации, 15 не опасны по содержанию метана, 21 шахта относится к I категории по содержанию метана, 9 – II категории, 18 – III категории, 24 – сверхкатегорные шахты и 19 – опасные по внезапным выбросам. При добыче угля выделяется большое количество метана, и чем качественнее уголь, особенно добываемый для металлургической промышленности, тем больше метана в нем находится. Аварии на шахтах нередки, несмотря на предпринимаемые меры по их предотвращению и разработку новых, более безопасных способов добычи угля. Обобщенные причины аварий и несчастных случаев по официальным данным Ростехнадзора. Взрывы (вспышки) метана происходили по следующим причинам: • отсутствие надлежащего контроля за аэрологической обстановкой в горных выработках; • накопление взрывоопасной концентрации метановоздушной смеси. Пожары происходили из-за: • отсутствия постоянного контроля и достоверной информации о газовой обстановке в горных выработках; • отсутствия контроля за техническим состоянием оборудования, проведением регламентированного технического обслуживания и ремонта. Прорывы воды происходили по причинам: • отсутствия контроля за техническим состоянием оборудования и приборами контроля производительности насосных агрегатов; • невыполнения проектных решений.

№ 10 (74), октябрь, 2015 г.

Основные требования промышленной безопасности определены в законе о промышленной безопасности и Федеральных нормах и правилах в области промышленной безопасности «Правила безопасности в угольных шахтах». В Ростехнадзоре выделяют несколько принципиальных требований в Федеральных нормах и правилах. Во-первых, согласно новым требованиям, угольные компании должны оборудовать свои предприятия «умной» системой безопасности. Ее назначение – мониторинг ситуации под землей и на поверхности. Во-вторых, предоставление руководителям предприятий расширенных полномочий по утверждению и согласованию технической документации, организации производства, приведению шахт в соответствие нормативным требованиям. В-третьих, усилена административная и материальная ответственность горного надзора, который осуществляет контроль за требованиями промышленной безопасности. В-четвертых, теперь на объектах угольной промышленности в обязательном порядке жизнь людей, хотя раньше это было добровольное решение работодателей и собственников, оформляемое коллективным договором. Анализ уровня смертельного травматизма в угольной отрасли показал, что в 2014 году уровень стал самым низким в истории Ростехнадзора. Вступившие в силу правила безопасности в угольных шахтах еще более ужесточают требования к выбору систем проветривания, взрывозащищенного оборудования и пожаробезопасности материалов.

Артем МУХАНОВ, инженер-эксперт ООО «Сибмашхолдинг» (г. Красноярск) Евгений МОСТЕПАНОВ, начальник лаборатории НК ООО «Сибмашхолдинг» (г. Красноярск) Григорий ИЛЬЧЕНКО, технический директор ООО «Сибмашхолдинг» (г. Красноярск) Егор ТАТАРЕНКО, начальник экспертного отдела ООО КЦ АО «Строймеханизация» (г. Красноярск) Дмитрий НЕЖАЛЕЕВ, инженер-эксперт ООО КЦ АО «Строймеханизация» (г. Красноярск)

Литература 1. Федеральный закон от 21 июля 1997 года № 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов».

2. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности в угольных шахтах» (утв. приказом Ростехнадзора от 19 ноября 2013 года № 550).

3. Годовой отчет о деятельности Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору в 2014 году. М., 2015. – 410 с.

21

Экспертное сообщество | Научные подходы УДК: 622.2

Промышленная безопасность на объектах горнорудной и нерудной промышленности

В последнее время количество объектов горнорудной и нерудной промышленности, зарегистрированных в государственном реестре, значительно сократилось в результате их перерегистрации. В статье приведено распределение объектов горнорудной и нерудной промышленности в зависимости от класса опасности и выполнен анализ показателей аварийности и травматизма на объектах горнорудной и нерудной промышленности Российской Федерации. Ключевые слова: промышленная безопасность, эксперт, горнорудная промышленность. Евгений МОСТЕПАНОВ, начальник лаборатории НК ООО «Сибмашхолдинг» (г. Красноярск) Артем МУХАНОВ, инженер-эксперт ООО «Сибмашхолдинг» (г. Красноярск) Григорий ИЛЬЧЕНКО, технический директор ООО «Сибмашхолдинг» (г. Красноярск) Егор ТАТАРЕНКО, начальник экспертного отдела ООО КЦ АО «Строймеханизация» (г. Красноярск) Дмитрий НЕЖАЛЕЕВ, инженер-эксперт ООО КЦ АО «Строймеханизация» (г. Красноярск)

22

В

ведение классификации опасности опасных производственных объектов, учитывающей степень риска возникновения аварий и масштабы их возможных последствий, вносит существенные изменения в горнорудную и нерудную промышленность. По данным Ростехнадзора с началом перерегистрации (в 2012 году в государственном реестре было зарегистрировано более 12 990 опасных производственных объектов) их количество сократилось на 80%. По итогам перерегистрации в государственном реестре опасных производственных объектов зарегистрированы всего 2 547 объектов горнорудной и нерудной промышленности, в том числе: 70 объектов – I класса опасности, 661 – II класса, 1 516 – III класса и 300 – IV класса опасности. Объем добычи горной массы на опасных производственных объектах горной отрасли в 2014 году составил 1 239 млн. м3 (в 2013 году – 1 291,1 млн. м3). В 2014 году добыто: подземным способом – 69,3 млн. м3 (в 2013 году – 54,4 млн. м3); открытым способом – 1 169,7 млн. м3 (в 2013 году – 1 236,7 млн. м3). Общее количество работающих на опасных производственных объектах отрасли составило 330 000 человек (в 2013 году – 395 780 человек). С учетом сокращения числа поднадзорных объектов почти в 2 раза на объектах горнорудной и нерудной промышленности в 2014 году на 60% сократилось количество аварий, а также нанесенного в результате их ущерба. Основными причинами допущенных аварий и случаев смертельного травматизма явились: 11% – нарушения технологии производства работ; 52% – неудовлетворительная организация производства работ; 24% – низкий уровень контроля за обеспечением выполнения требований промышленной безопасности при выполнении работ;

9% – нарушение работником трудового распорядка и дисциплины труда, недостатки профессиональной подготовки; 4% – низкий уровень знаний требований норм и правил безопасности. На основании данных Ростехнадзора в 2014 году наиболее крупными и системными нарушениями на объектах горнорудной и нерудной промышленности явились: • несоответствующее функционирование системы производственного контроля, отсутствие четкой функциональной ответственности руководителей организаций и структурных подразделений за организацию и осуществление производственного контроля; • нарушение порядка эксплуатации горнотранспортных машин и оборудования, эксплуатация техники с истекшим нормативным сроком, несоблюдение порядка продления срока службы технических устройств; • отсутствие технологических регламентов основных производственных процессов; • отступление от установленных требований осуществления ведения взрывных работ, несоблюдение методики расчета и нарушение порядка определения опасных зон при производстве взрывных работ в подземных условиях; • нарушение требований к ведению маркшейдерских работ, состав работ не содержит мероприятий по прогнозированию опасных ситуаций, связанных с пользованием недрами. Основными проблемами на опасных производственных объектах горнорудной и нерудной промышленности являются: • изношенность производственных фондов и несвоевременное их обслуживание, ремонт и обновление, эксплуатация транспорта и оборудования с истекшим нормативным сроком эксплуатации, многократно продлеваемым экспертизами промышленной безопасности, отсутствие реконструкции и модернизации производства; • отсутствие российского горнопромышленного машиностроения и вызванная этим сильная зависимость от иностранных поставщиков по закупке оборудования, техники и запасных частей; • недостаточная укомплектованность эксплуатирующих организаций квалифицированными специалистами по основным техническим специальностям; • формальный подход к созданию интегрированной системы управления промышленной безопасностью, неэффективный производственный контроль, его несоответствие фактическим условиям производственной деятельности. Литература 1. Федеральный закон от 21 июля 1997 года № 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов».

2. Годовой отчет о деятельности Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору в 2014 году. М., 2015. – 410 с.

ЭНЕРГОНАДЗОР

Требования ПБ и технического регулирования

УДК: 622.2

к подъемным сооружениям

В статье приведены результаты анализа нормативных правовых документов, определяющих требования промышленной безопасности и технического регулирования к подъемным сооружениям. Ключевые слова: промышленная безопасность, эксперт, подъемное сооружение.

В

соответствии с 116-ФЗ подъемные сооружения относятся к техническим устройствам, а объекты, на которых они применяются, относятся к категории опасных производственных объектов (ОПО). Изменения в законе о промышленной безопасности и введение в действие Технического регламента Таможенного союза ТР ТС 010/2011 определили новые требования безопасности к подъемным сооружениям. Ст. 7 116-ФЗ устанавливает обязательные требования безопасности к техническим устройствам, применяемым на ОПО. Формы оценки их соответствия обязательным требованиям устанавливаются в соответствии с законом о техническом регулировании. ТР ТС 010/2011 определяет единые обязательные для применения и исполнения требования безопасности к подъемным сооружениям, впервые выпускаемым в обращение и предназначенным для применения на территории Таможенного союза, и устанавливает понятие «назначенные показатели» (назначенный срок хранения, назначенный срок службы и (или) назначенный ресурс), которые определяются в паспорте подъемного сооружения и руководстве (инструкции) по эксплуатации. В соответствии с требованиями ТР ТС 010/2011, по истечении назначенных показателей, указанных в руководстве (инструкции) по эксплуатации, должна быть прекращена эксплуатация и принято решение о направлении подъемного сооружения в ремонт, или об утилизации, или о проверке и об установлении новых назначенных показателей. Способ установления новых назначенных показателей в ТР ТС 010/2011 не определен. Также ТР ТС 010/2011 не содержит термин «экспертиза промышленной безопасности» (ЭПБ). Однако в соответствии с 116-ФЗ и Правилами безопасности ОПО, на которых используются подъемные сооружения (далее ФНП ПБ ПС), фактический срок службы подъемного сооружения может быть определен во время проведения ЭПБ. П. 255 ФНП ПБ ПС устанавливает запрет на эксплуатацию подъемного сооружения, отработавшего срок службы, при отсутствии ЭПБ. Порядок проведения экспертизы установлен «Правилами проведения ЭПБ». П. 255 ФНП ПБ ПС устанавливает условия, при которых подъемные сооружения подле-

№ 10 (74), октябрь, 2015 г.

жат экспертизе промышленной безопасности: до начала применения на ОПО подъемных сооружений, изготовленных для собственных нужд; по истечении срока службы или превышении количества циклов нагрузки такого подъемного сооружения, установленных производителем; при отсутствии в технической документации данных о сроке службы такого подъемного сооружения, если фактический срок его службы превышает 20 лет; после проведения работ, связанных с изменением конструкции, заменой материала несущих элементов такого подъемного сооружения, либо восстановительного ремонта после аварии или инцидента на ОПО, в результате которых было повреждено такое подъемное сооружение. Однако ни один из регламентирующих документов не устанавливает, сколько раз можно определять срок безопасной эксплуатации подъемного сооружения. С одной стороны, ФНП ПБ ПС допускают проведение экспертизы по истечении срока службы или превышении количества циклов нагрузки подъемного сооружения, установленных производителем. С другой стороны, ФНП ПБ ПС и Правила проведения ЭПБ не описывают ситуацию, когда при эксплуатации подъемного сооружения возможно установление нового назначенного показателя после ранее проведенной экспертизы, как допускается правилами проведения ЭПБ в отношении зданий и сооружений.

Григорий ИЛЬЧЕНКО, технический директор ООО «Сибмашхолдинг» (г. Красноярск) Артем МУХАНОВ, инженер-эксперт ООО «Сибмашхолдинг» (г. Красноярск) Евгений МОСТЕПАНОВ, начальник лаборатории НК ООО «Сибмашхолдинг» (г. Красноярск) Егор ТАТАРЕНКО, начальник экспертного отдела ООО КЦ АО «Строймеханизация» (г. Красноярск) Дмитрий НЕЖАЛЕЕВ, инженер-эксперт ООО КЦ АО «Строймеханизация» (г. Красноярск)

Литература 1. Федеральный закон от 21 июля 1997 года № 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов».

2. ТР ТС 010/2011. Технический регламент Таможенного союза «О безопасности машин и оборудования».

3. Федеральные нормы и правил в области промышленной безопасности «Правила безопасности опасных производственных объектов, на которых используются подъемные сооружения» (утв. приказом Ростехнадзора от 12 ноября 2013 года № 533).

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

23

Экспертное сообщество | Научные подходы

Экспертиза ПБ стальных газопроводов О процедуре технического диагностирования газопроводов и важности выбора экспертной организации для проведения качественной экспертизы. Ключевые слова: экспертиза промышленной безопасности, качество экспертизы, техническое диагностирование газопроводов. Мария ЛОГИНОВА, директор, эксперт ООО «ЭКФ «ДиаЛог» (г. Омск) Алексей КРАПИВА, заместитель директора, эксперт ООО «ЭКФ «ДиаЛог» (г. Омск) Михаил СТРАТОНОВ, эксперт ООО «ЭКФ «ДиаЛог» (г. Омск) Виталий КРЮКОВ, эксперт ООО «ЭКФ «ДиаЛог» (г. Омск)

24

И

з-за высокоплотной застройки в крупных городах России все большее значение приобретает восстановление подземных стальных газопроводов, имеющих значительную степень износа. Опасность изношенных газопроводов состоит в том, что они проложены в населенных пунктах. Хотя давление в газопроводах снижено, газ остается горючим и взрывоопасным продуктом. Последствия некачественной диагностики и экспертизы подземных газопроводов в городах может привести к разрушениям и человеческим жертвам. Основным документом по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов является РД-12-411-01, для определения остаточного срока службы базирующийся на фактических количественных значениях физико-механических свойств металла и параметров напряженно-деформированного состояния. Процедура технического диагностирования газопровода включает в себя: 1. Анализ проектной, строительной и эксплуатационной документации. При анализе документации устанавливаются сроки изготовления и ввода в эксплуатацию, информация о проектной и строительной организации. Производится проработка схем газопроводных конструкций, определяются марки материала, основные размеры обследуемого объекта. Оцениваются проектные, технические параметры и их соответствие действительности: температура, давление, воздействие окружающей среды. Выявление безопасного доступа к конструкциям и их элементам. Результаты анализа оформляются актом.

2. Разработка программы диагностирования газопровода без вскрытия грунта, которая состоит из следующих разделов: • технические средства диагностирования; • проверка на герметичность; • проверка эффективности работы электрохимзащиты; • проверка состояния изоляции; • выявление участков газопровода с аномалиями металла труб; • определение коррозионной агрессивности грунта и наличия блуждающих токов.

3. Диагностирование без вскрытия грунта.

4. Диагностирование в базовом шурфе. Если на эксплуатируемом газопроводе отсутствует базовый шурф, то его место выбирается исходя

из обнаружения наибольшей аномалии металла или сквозного повреждения изоляции. Если же на проверяемом участке таких отклонений нет, то место базового шурфа определяется по результатам анализа технической документации.

5. Разработка программы шурфового диагностирования (при необходимости), которая включает: измерение поляризационного и (или) суммарного потенциала; определение внешнего вида, толщины и свойств изоляционного покрытия; определение состояния поверхности металла трубы; контроль геометрических размеров трубы; определение вида и размеров дефектов в сварных швах; определение коррозионной агрессивности грунта и наличия блуждающих токов; определение фактических значений временного сопротивления, предела текучести, при толщине стенки 5 мм и более – ударной вязкости металла, параметров НДС в кольцевом направлении. Основные причины необходимости разработки программы: утечки газа, совпадение показаний приборов проверки состояния изоляции с показаниями приборов определения аномалий металла, результаты анализа технической документации и совпадение повреждений изоляционного покрытия с местами высокой агрессивности грунта, наличие блуждающих токов.

6. Диагностирование по программе шурфового диагностирования.

7. Определение технического состояния.

8. Расчет остаточного срока службы, выдача заключения. При выборе организации для проведения экспертизы промышленной безопасности заказчик должен оценить экспертную организацию по следующим критериям: наличие лицензии на осуществление деятельности с указанием видов работ, выполняемых в составе экспертизы промышленной безопасности; наличие экспертов с профильной областью аттестации; приборное оснащение; наличие программного обеспечения для проведения расчетов остаточного ресурса. Литература 1. Федеральный закон от 21 июля 1997 года № 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов».

2. РД-12-411-01. «Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов».

ЭНЕРГОНАДЗОР

О контроле тепловых сетей О необходимости проведения контроля за реальным состоянием теплопроводов. Ключевые слова: экспертиза промышленной безопасности, трубопровод, коррозия трубопровода.

Н

адежная и безопасная работа трубопроводов тепловых сетей может быть обеспечена в результате своевременного проведения технического диагностирования, достоверного прогнозирования ресурса, своевременной реализации мероприятий по обеспечению и повышению работоспособности. Причиной повреждений подземных трубопроводов тепловых сетей является как внутренняя, так и наружная коррозия, которые могут развиваться как независимо, так и взаимосвязано друг с другом. Развитие повреждений за счет внутренней коррозии приводит к развитию локальных дефектов (коррозионных язв), что ведет к увлажнению изоляции и развитию поверхностной коррозии. Самостоятельное развитие наружной коррозии обусловлено внешними неблагоприятными гидрогеологическими условиями. Для выявления ослабленных участков на трубопроводах проводится неразрушающий контроль, одним из основных методов приняты гидравлические испытания. Но этот метод несовершенен, трудоемок и не обеспечивает выявление всех ослабленных мест. Как показывает практика, сильно корродированная, но без сквозных повреждений, стенка трубы, имеющая местами утонение, может выдержать гидравлические испытания при пробном давлении, но сквозные повреждения на ней возникают в начале отопительного периода при температурных деформациях или гидравлических ударах. До настоящего времени мало уделяется внимания разработке и внедрению достаточно эффективных методов комплексной диагностики состояния трубопроводов без вскрытия теплотрасс, способов обнаружения дефектных участков.

№ 10 (74), октябрь, 2015 г.

Применение диагностических методов, определяющих состояние трубопровода, должно способствовать выявлению потенциально опасных в гидрогеологическом отношении участков. Это позволило бы обосновать необходимость дополнительной гидроизоляции, дренажа, утепления перекрытий каналов, предотвращения выпадения конденсата. Для определения состояния тепловых сетей следует проводить прогнозирование повреждаемости и оценку надежности тепловых сетей на основе статистических методов, основанных на сборе материала о повреждениях за предыдущие периоды эксплуатации. Полученные в процессе эксплуатации статистические данные о повреждениях можно использовать в качестве оценки соответствия фактической и проектной надежности. Опыт эксплуатации тепловых сетей в России показывает, что контроль за реальным состоянием теплопроводов, как правило, не проводится, и, как следствие, старение трубопроводов из-за коррозии происходит в 2–3 раза быстрее расчетных нормативов. Контроль за состоянием тепловых сетей необходимо осуществлять с момента их приемки в эксплуатацию. Система контроля должна предусматривать создание методов оценки, приборов и средств, позволяющих определить параметры технического состояния и их соответствие нормативным характеристикам, а также обеспечивать на основании поступления и обработки данных о состоянии элементов эксплуатируемых теплопроводов организацию своевременных профилактических мероприятий и ремонта.

Мария ЛОГИНОВА, директор, эксперт ООО «ЭКФ «ДиаЛог» (г. Омск) Алексей КРАПИВА, заместитель директора, эксперт ООО «ЭКФ «ДиаЛог» (г. Омск) Михаил СТРАТОНОВ, эксперт ООО «ЭКФ «ДиаЛог» (г. Омск) Виталий КРЮКОВ, эксперт ООО «ЭКФ «ДиаЛог» (г. Омск)

Литература 1. Федеральный закон от 21 июля 1997 года №116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов».

25

Экспертное сообщество | Научные подходы УДК: 624

Безопасная эксплуатация дымовых труб В статье приведены причины появления дефектов дымовых труб и рассмотрены методы их предупреждения.

Ключевые слова: дымовые трубы, отходящие газы, воздействие ветровых нагрузок, атмосферной влаги, аварийный крен трубы, неравномерная осадка фундамента, тепловой режим, коррозия, температурные напряжения в кладке, конденсация водяных паров в отходящих газах, надзор за трубами, область промышленной безопасности дымовых и вентиляционных труб. Юрий САПОВ, эксперт высшей квалификации по обследованию зданий и сооружений, 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)

Д

ымовые трубы являются сложными инженерными сооружениями, воспринимающими статические и динамические нагрузки и термические напряжения. В процессе работы на них действует ряд внешних и внутренних силовых факторов, вызывающих напряженное состояние в элементах конструкций. Внутренняя поверхность трубы подвержена постоянному воздействию отходящих газов, вызывающих тепловое и химическое разрушающее действие и истирание футеровки мелкой дисперсной пылью. Наружная поверхность трубы находится под воздействием ветровых нагрузок, атмосферной влаги, одностороннего нагрева солнцем, резкого изменения наружной температуры и других факторов. Одним из основных условий нормального эксплуатационно-технического состояния трубы является строго вертикальное положение геометрической оси, которую обеспечивают правильным конструктивно-техническим решением при соответствующем строительно-монтажном исполнении. Основными причинами, нарушающими вертикальное положение сооружаемой трубы, являются ошибки в расчете фундамента, устройство фундаментов на мерзлом основании, интенсивное одностороннее оттаивание замороженной кладки ствола (у кирпичных труб) и т.д. Появление аварийного крена трубы после длительной

Образование горизонтальных трещин в стволе кирпичной трубы

26

эксплуатации наступает по причине неравномерной осадки фундамента, который может быть вызван односторонним замачиванием просадочных грунтов, воздействием агрессивных грунтовых вод на бетон и основание фундамента, а также сотрясениями и постоянно действующими вибрациями. Чаще всего крупные повреждения труб появляются в период эксплуатации в результате отвода агрессивных газов в сочетании с воздействием внешних факторов, влияющих на прочность несущих конструкций. Заметные разрушения в трубах наблюдаются после взрывов (хлопков) горючей смеси, получаемой от смешивания в газоходе не полностью сгоревшего газа и воздуха, подсасываемого через неплотности в стволе. Это явление наблюдается при запуске обслуживаемых трубой агрегатов в результате подачи обильного количества топлива, нарушающего нормы технологической эксплуатации. Возможны случаи полного разрушения труб от хлопков. Серьезные повреждения внутренних конструктивных элементов происходят в период эксплуатации от действия агрессивной группы дымовых газов. Степень повреждения зависит как от количественного состава агрессивной группы, так и от условий эвакуации. На прочность ствола влияет несоблюдение теплового режима как в случаях повышения температур, так и в сторону понижения. Под влиянием атмосферных факторов в кирпичных трубах материал постепенно выветривается, вследствие чего начинают появляться опасные пороки. Наибольшему разрушающему воздействию атмосферных факторов подвержена головка трубы. Износ металлических частей сооружения происходит в основном от действия коррозии. Степень и скорость износа отдельных его частей зависят от вида производственного агрегата и химического состава атмосферы в районе дымовой трубы. От перечисленных выше воздействий возможны следующие разрушения дымовых труб: вертикальные и горизонтальные трещины, сколы кирпича на наружной поверхности трубы, разрушение футеровки и опорных консолей, крен фундамента, разрушение головки и гарнитуры трубы. Наиболее опасным из перечисленных разрушений для эксплуатации трубы является

ЭНЕРГОНАДЗОР

образование горизонтальных трещин, появление которых возможно в случаях крена трубы, температурной деформации футеровки из-за отсутствия зазора для расширения, частичного разрушения кирпичей в кладке с пониженной прочностью и др. Причинами появления вертикальных трещин являются взрывные хлопки, температурные напряжения в кладке, вызванные нарушением технологического режима в сторону повышения температуры, а также случаи несоблюдения режима, графика сушки и первого разогрева трубы, неправильное конструктивнотехническое решение. Внутри трубы разрушению подвергается футеровка. А после ее разрушения приходят в негодность консольные выступы ствола. Разрушение вызывается агрессивным химическим действием и механическим истиранием твердыми частицами газов футеровки. Процесс химической коррозии увеличивается при конденсации водяных паров в отходящих газах, где растворяемые окислы, образующие растворы кислот, разрушающе действуют на материал футеровки. Увеличение сроков службы трубы достигается постоянным контролем за эксплуатационным режимом, состоянием конструкции ствола, футеровки и гарнитуры. По оценкам экспертов в России эксплуатируется около 300 тысяч дымовых и вентиляционных труб. Из них около 5 тысяч дымовых труб имеют высоту более 100 м, то есть, в соответствии с Градостроительным кодексом РФ, относятся к уникальным объектам. Большинство дымовых и вентиляционных труб располагается на опасных производственных объектах металлургической, химической, энергетической промышленности, а также на котельных, обеспечивающих теплом города и поселки нашей страны. Специфика этих сооружений заключается в том, что, с одной стороны, они являются опасными, как технологические аппараты. А с другой стороны – как высотные сооружения. В настоящее время более половины эксплуатируемых дымовых труб уже выработали свой нормативный ресурс. В 90-е годы и начале 2000-х годов на фоне упадка промышленности происходили аварии с дымовыми трубами, вызванные отсутствием технического надзора и грубыми нарушениями правил эксплуатации. Это инициировало разработку специалистами и организациями ( в том числе входящими в систему МЧС России) и утверждение в 2002 году Ростехнадзором ПБ 03-445-02 «Правила безопасности при эксплуатации дымовых и вентиляционных промышленных труб». Разработка этого документа была необходимым и эффективным мероприятием. Регулирующее воздействие ПБ 03-445-02 проявлялось в том, что во всех регионах России дымовые трубы были поставлены на учет, обучены и аттестованы эксперты по трубам и специалисты эксплуатирующих организа-

№ 10 (74), октябрь, 2015 г.

Отслоение бетона от ствола ж/б трубы из-за нарушения температурного режима эксплуатации ций, регулярно проводились обследования, ремонты, реконструкция дымовых труб; неэксплуатируемые трубы были ликвидированы или поставлены на консервацию. Надзор за трубами, безопасность их эксплуатации были выведены на качественно иной уровень, благодаря в том числе активной позиции служб Ростехнадзора. В последующее десятилетие (после 2002 года) известна одна крупная авария – обрушение в 2010 году железобетонной дымовой трубы (Н=120 м) Березниковской ТЭЦ-2 (Пермский край). Данная труба выработала нормативный срок службы и на момент обрушения не эксплуатировалась (находилась в резервном режиме). ПБ 03-445-02, как первый национальный документ в области промышленной безопасности дымовых и вентиляционных труб, были несовершенными. А к настоящему моменту, по предложению Ассоциации печетрубостроителей «РосТеплостройМонтаж», была подготовлена новая редакция этого документа в форме Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности. Однако Ростехнадзором было принято решение об отказе в утверждении нового документа, а действие ПБ 03-445-02 в августе 2014 года было отменено. Отмена ПБ 03-445-02 поворачивает вспять все достижения в этой области и неизбежно приведет к росту количества аварий и последствий, так как это ликвидирует налаженную, полезную и эффективно действующую систему промышленной безопасности для одного из специфических типов опасных производственных объектов. Обеспечение безопасности промышленных дымовых и вентиляционных труб должно быть постоянным, развивающимся и эффективным процессом.

27

Экспертное сообщество | Научные подходы УДК: 535.648.01

Энергосбережение в процессе производства сжатого воздуха В статье рассматривается конструкция воздушного фильтра компрессора, обеспечивающая снижение энергозатрат на производство сжатого воздуха и повышение его качеств по теплотехническим параметрам.

Сергей ФЕДОРОВ, преподаватель кафедры «Теплогазоводоснабжение» ЮЗГУ (г. Курск) Сергей АПУТИХИН, директор ООО «МеталлЭксперт» (г. Курск) Дмитрий ДЕМЧЕНКО, эксперт ООО «МеталлЭксперт» (г. Курск) Александр ЗАГРОДСКИЙ, генеральный директор ООО «Центртехнотест» (г. Курск) Игорь ГОРБУЛИН, начальник лаборатории неразрушающего контроля ООО «Центртехнотест» (г. Курск)

28

В

Ключевые слова: сжатый воздух, энергосбережение, воздушный фильтр.

рамках реализации Государственной программы энергосбережения и повышения энергетической эффективности на период до 2020 года, разработанной в соответствии с Перечнем поручений Президента Российской Федерации по итогам расширенного заседания президиума Государственного совета Российской Федерации 2 июля 2009 года Пр-1802ГС от 15 июля 2009 года, распоряжениями Правительства Российской Федерации от 17 ноября 2008 года № 1663-р и от 25 декабря 2008 года № 1996-р, направленной на повышение энергоэффективности экономики Российской Федерации и, как следствие, роста конкурентоспособности, финансовой устойчивости, энергетической и экологической безопасности Российской Федерации, снижение энергозатрат стало одной из первостепенных задач на российских предприятиях. Используемый на предприятиях сжатый воздух вырабатывается на компрессорных станциях, которые в отдельных случаях представляют собой значительный энергокомплекс с суммарной мощностью электродвигателей свыше 1000 кВт. Поэтому снижение энергозатрат на производство сжатого воздуха имеет важное значение. Один из путей решения этой проблемы – повышение термодинамической эффективности работы компрессорных установок, заключающийся в снижении температуры всасываемого атмосферного воздуха.

На большинстве предприятий в зоне размещения всасывающих фильтров компрессорных станций наблюдаются частицы пыли, которые под воздействием сил гравитации и движения воздуха сталкиваются и, утяжеляясь, образуют в воздухе микрозавихрения. При поступлении всасываемого атмосферного воздуха в воздушный фильтр компрессора микрозавихрения твердых частиц пыли из хаотического движения переходят в направленное. Независимые завихрения объединяются в вихревые шнуры в связи с тем, что наблюдается асимметрия между объединяющимися микрозавихрениями и осью входного отверстия фильтра. В результате во входном устройстве фильтра компрессора образуется вихревая воронка, особенно выраженная, если данное устройство представляет собой цилиндрическую конструкцию малой длины или суживающееся сопло. При определенных условиях вихревое движение воздуха приводит к его термодинамическому расслоению на холодный (осевой) и горячий (периферийный) потоки [1]. Выявленная закономерность послужила основой создания входного устройства в виде суживающегося сопла с внутренними криволинейными направляющими, обеспечивающими постоянство вихреобразного поступления всасываемого атмосферного воздуха в воздушный фильтр компрессора. Эксплуатация данной конструкции с 1989 года до настоящего времени

ЭНЕРГОНАДЗОР

на компрессорной станции Курского завода крупнопанельного домостроения обеспечивает снижение энергозатрат на производство сжатого воздуха [2]. Дальнейшие экспериментальные и теоретические исследования термодинамической обработки всасываемого воздуха при прохождении по элементам воздушного фильтра привели к усовершенствованию его конструкции. Воздушный фильтр компрессора имеет особое пространственное расположение суживающегося сопла и отражательной перегородки, тепловлажностную обработку всасываемого воздуха путем совместного протекания процессов: термодинамического расслоения обрабатываемого воздуха, снижения его температуры за счет эффекта Джоуля – Томсона и отбора тепла из движущегося потока на испарение жидкости, конденсирующейся на отражательной перегородке [3]. Процесс снижения температуры всасываемого воздуха осуществляется следующим образом. При входе атмосферного воздуха в корпус (см. рисунок) воздушного фильтра через суживающееся сопло 2 с внутренними криволинейными направляющими 3 происходит его закручивание и термодинамическое расслоение на холодный и горячий потоки с оттеснением твердых частиц загрязнений в периферийный горячий поток для последующего удаления. В полости 4 между выходным сечением сопла 2 и отражательной пористой перегородкой 5 происходит быстрое расширение горячего и холодного потоков. В связи с тем, что горячий поток имеет большую скоростную составляющую, чем холодный, первый имеет и больший температурный градиент. В результате горячий поток за период движения от выходного сечения сопла до отражательной перегородки интенсивно охлаждается. В то же время за счет эффекта Джоуля – Томсона охлаждается и холодный поток, хотя и с меньшей интенсивностью. Следовательно, завихренный поток, быстро расширяясь, имеет степень снижения температуры всего обрабатываемого воздуха, несколько большую, чем любой другой движущийся поток воздуха [4]. Последующее совместное протекание процессов быстрого расширения потока воздуха и испарения жидкости, находящейся на отражательной перегородке 5, в результате конденсации в холодном потоке паров атмосферной и технологической влаги и наличия мелкодисперсной влаги в атмосферном воздухе при туманах, снеге и дожде, приводит к дальнейшему снижению температуры обрабатываемого всасываемого воздуха. Это обусловлено тем, что для осуществления процесса испарения отбирается теплота в пограничном слое от всасываемого воздуха. При этом горячий поток отдает большее количество тепла, которое одновременно поступает к жидкости наряду с теплом, отбираемым от холодного потока, и рассеивается по объему корпуса фильтра (6 – жидкость в днище корпуса). Следовательно, для осуществления эффективного процесса снижения температуры

№ 10 (74), октябрь, 2015 г.

Схема работы воздушного фильтра компрессора

обрабатываемого воздуха отражательная перегородка должна устанавливаться на расстоянии, обеспечивающем необходимую тепловлажностную обработку (1,4–1,6 диаметра выходного сечения суживающегося сопла) при скорости обрабатываемого потока всасываемого воздуха, допустимой по условиям эксплуатации воздушных фильтров компрессоров [4]. При внедрении разработанной конструкции фильтра достигается снижение температуры поступающего в компрессор воздуха на 3°С и более, что снижает энергозатраты не менее чем на 1% [5], а это может привести к годовой экономии десятков тысяч киловатт-часов электрической энергии на крупных компрессорных станциях. Опыт эксплуатации и дальнейшие теоретические исследования в данном направлении позволили создать ряд конструкций воздушных фильтров, снижающих энергозатраты на производство сжатого воздуха. Литература 1. Меркулов А.П. Вихревой эффект и его применение в технике. – М.: Машиностроение, 1969.

2. Кобелев Н.С. Снижение температуры атмосферного воздуха во всасывающем фильтре компрессора. – Промышленная энергетика, 1991. № 12.

3. Кобелев Н.С., Кудрявцев В.Л., Сокол И.И., Панина Т.В. Пат.1827841 (СССР). Фильтр для очистки воздуха. – Опубл. в Б.И., 1992, № 23.

4. Нащокин В.В. Техническая термодинамика и теплопередача. – М.: Высшая школа, 1980.

5. Курчавин В.М., Мезенцев А.П. Экономия тепловой и электрической энергии в поршневых компрессорах. – Л. Энергоиздат. Ленингр. отделение, 1985.

29

Экспертное сообщество | Научные подходы

Экологическая безопасность и использование природного газа

УДК: 696. 004

жилищно-коммунальным комплексом как источника тепловой энергии

Перспектива интенсивного строительства малоэтажного жилья, в соответствии с государственными программами «Жилище» и «Свой дом», потребовала решения проблемы здравоохранения как функции города жизнеобеспечение в связи с преимуществом использования сжигания природного газа как источника тепловой энергии для систем теплоснабжения и бытовых нужд – например, приготовления пищи, что приводит к значительным выбросам во внутренний воздух кухонных помещений, загрязняющих веществ ухудшающих здоровье населения. Представлено научно обоснованное техническое решение экологически безопасного источника тепловой энергии без сжигания природного газа. Николай КОБЕЛЕВ, доктор технических наук, профессор ЮЗГУ (г. Курск) Сергей АПУХТИН, директор ООО «МеталлЭксперт» (г. Курск) Дмитрий ДЕМЧЕНКО, эксперт ООО «МеталлЭксперт» (г. Курск) Александр ЗАГРОДСКИЙ, генеральный директор ООО «Центртехнотест» (г. Курск) Игорь ГОРБУЛИН, начальник лаборатории неразрушающего контроля ООО «Центртехнотест» (г. Курск)

30

О

собенность географического положения Российской Федерации, ее климатические условия диктуют необходимость рассмотрения энергетического хозяйства страны как одного из наиболее значимых, топливоемких секторов экономики, где на теплоснабжение приходится около 40% энергоресурсов, используемых в стране, из которых более половины расходуется на коммунальные бытовые нужды [1]. Источником тепловой энергии в малоэтажных зданиях городов и поселков преимущественно является сжигаемый природный газ. Выбросы загрязняющих веществ в процессе сгорания топлива, как в котельных при централизованном теплоснабжении, так и на кухнях жилых помещений при децентрализованном отоплении и во время использования конфорочных плит для коммунально-бытового использования, снижают показатель оценки биосферной совместимости урбанизированных территорий различных поселений. Анализ базы статистических данных по Курской области выявил, что в малоэтажном жилище проживает различный численный состав людей: от одной семьи с количеством в 2–3 человека до двух-трех семьей с количеством 9 и более человек. В результате на кухнях используются двух-, трех- и четырехконфорочные плиты [2] с различным годовым расходом природного газа (рисунок 1). При открытом пламени сгорания во внутреннем воздухе помещения природного газа в бытовом оборудовании, например конфорочной плиты на кухне, осуществляются выбросы различных загрязняющих веществ, из них наиболее агрессивные диоксид серы, оксид углерода, диоксид азота и оксид азота, которые вредно воздействуют на здоровье человека [3]. Также загрязняющие вещества диффундируют в материал строительных конструкций, что приводит к существенным изменениям механических

свойств строительных элементов, в том числе прочностных [4], сокращая сроки их службы. Интенсивность насыщения внутреннего воздуха кухонного помещения и материалов соответствующих строительных конструкций наиболее агрессивными веществами, как для здоровья людей, так и прочностных параметров малоэтажного здания, поддерживается также наличием автоматизированных котлов децентрализованного автономного теплоснабжения с резко возрастающим расходом сжигаемого природного газа в отопительный период (рисунок 2), который определяется объемом отапливаемых помещений. С помощью разработанной динамической модели исследована интенсивность выделения выбросов загрязняющих веществ на примере многодетной семьи при наибольшем из проанализированных значений малоэтажного жилья с усредненным расходом природного газа, как на конфорочной плите, так и при децентрализованном отоплении [5]. Результаты моделирования подтверждают тенденцию накопления выбросов загрязняющих веществ (таблица 1) в материале строительных конструкций, которые по мере насыщения для находящегося населения становятся средообразующим фактором при последующем возвращении в процессе диффузии во влажный воздух помещения. Это приводит к возрастанию хронических заболеваний, в том числе онкологических, а при внезапных выбросах загрязняющих веществ – и со смертельным исходом, особенно людей пожилого возраста, при значительном времени пребывания на кухне в процессе приготовления пищи. Следовательно, производство тепловой энергии для коммунальных нужд и теплоснабжения малоэтажных зданий в городском хозяйстве неизбежно сопряжено с негативным воздействием на окружающую среду и здоровье населения.

ЭНЕРГОНАДЗОР

В результате возникает необходимость создания технологии экологически безопасной эксплуатации оборудования в инфраструктуре инженерных систем, в том числе как источников тепловой энергии для теплоснабжения жилых малоэтажных зданий и производственных помещений. Конструкционные решения защищены патентами Российской Федерации. Выводы: 1. В соответствии с интенсификацией строительства малоэтажных зданий проведен анализ использования природного газа как источника тепловой энергии в кухонном помещении на конфорочных плитах и малых котлах автономного теплоснабжения.

2. Выявлено, что расход сжимаемого природного газа зависит не только от объема отапливаемого помещения, но и от заселения малоэтажного здания, как по составу: одна или несколько одновременно проживающих семей, так и по количеству: от 2–3 до 9 и более человек.

3. Определены усредненные объемы выбросов загрязняющих веществ во внутренний воздух кухонного помещения. Даже при нормированном, не менее трехкратном воздухообмене по СНиП наблюдается интенсивное насыщение загрязняющими веществами материала строительных конструкций на кухне, которые со временем становятся средообразующим фактором, приводящим к ухудшению здоровья находящихся в ней людей. Литература 1. Инновационные решения по повышению эффективности систем газоснабжения и климатотехники: /Монография/Кобелев Н.С. и др. Юго-Западный гос. ун-т. Курск. 2013. – 187 с.

2. Промышленное газовое оборудование [Текст]: справ. / авт. сост.: Е.А. Корякин [и др.]; под ред. Е.А. Корякина. Саратов: Газовик, 2002.

624 с.

3. Техносферная совместимость: Человек, регион, технологии – 2013 – № 2.

4. Бондаренко В.М., Колчунов В.И. Концепция и направления развития теории конструктивной безопасности зданий и сооружений при силовых и средовых воздействиях/ Промышленное и гражданское строительство №2, 2013. Москва. С.28–32.

Рис. 1. Среднестатистические данные расхода природного газа на конфорочную плиту в зависимости от состава проживающих в малоэтажном здании

Рис. 2. Среднестатистические расходы природного газа по отношению к максимально необходимому при децентрализованном теплоснабжении

5. Классификация источников выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух. Санкт-Петербург. 2010. – 196 с.

6. Ежов В.С. Очистка и утилизация газообразных выбросов теплогенераторов /Монография. Курск. 2006. – 128 с.

таблица 1. Динамика накопления выбросов загрязняющих веществ Норматив веществ – концентрация Мг/м3

Наименование загрязняющих веществ

Зона воздействия, м Заболевание при отравлении загрязняющими веществами

Смертельная суточная концентрация в воздухе помещения Мг/м3

Максимальное накопление в течение года, мг

Средняя суточная

МАКСИМАЛЬНАЯ РАЗОВАЯ

ОСТРОГО

ХРОНИЧЕСКОГО

Азот диоксид

0,04

0,2

Менее 6

Более 2,5

500

261,5

Азот оксид

0,06

0,4

500

523,0

Сера диоксид

0,05

0,5

500

653,5

Углерод диоксид

3

5

500

6537,5

ИТОГО:

Σ 6975,5

№ 10 (74), октябрь, 2015 г.

31

Экспертное сообщество | Научные подходы

Нет препятствий на пути к предотвращению аварий на трубопроводном транспорте. Проведение внутритрубной диагностики на трубопроводах с радиусом изгиба 1D

В данном материале приведен и обзор реальной картины, сложившейся в нефтяной отрасли в сфере трубопроводного транспорта. Ключевые слова: внутритрубная диагностика, надежность, отказ, нефтепромысловые трубопроводы, магистральные трубопроводы, внутритрубный снаряд 1D, экологическая безопасность. Сергей САРАЖА, заместитель директора, эксперт в области промышленной безопасности ЗАО «НЦТО» (г. Нижневартовск) Михаил ПАТЕЛЬЕ, заместитель директора, эксперт в области промышленной безопасности ЗАО «НЦТО» (г. Нижневартовск) Андрей ЛЕВЧЕНКО, директор, эксперт в области промышленной безопасности ЗАО «НЦТО» (г. Нижневартовск) Ринат САГАДИЕВ, главный инженер, эксперт в области промышленной безопасности ЗАО «НЦТО» (г. Нижневартовск) Игорь КРИМИНСКИЙ, начальник отдела экспертизы нефтепромыслового оборудования, эксперт в области промышленной безопасности ЗАО «НЦТО» (г. Нижневартовск) Александр ГЛУШКОВ, инженер, эксперт ЗАО «НЦТО» (г. Нижневартовск)

32

П

о протяженности трубопроводов для транспортировки нефти и газа Россия занимает второе место в мире после США. Однако у российских трубопроводов высокий показатель износа, к тому же с каждым годом аварийность на трубопроводах возрастает. Происходящие аварии и утечки из нефтепроводов наносят как экономический, так и экологический ущерб. И если экономический ущерб восполнить можно за довольно короткое время, то восстановление имиджа и благоприятной экологической обстановки в местах аварий и прорывов трубопроводов порой затягивается на многие годы. Согласно данным Ростехнадзора, общая протяженность магистральных нефте- и продуктопроводов в России составляет более 73 000 км (данные годового отчета о деятельности Федеральной службы за 2008 год). Помимо магистральных трубопроводов, в технологической цепи транспортировки нефти используются также промысловые трубопроводы, общая протяженность которых еще выше. Для примера: только на месторождениях Западной Сибири эксплуатируется свыше 100 000 км промысловых трубопроводов, и именно эта категория трубопроводов является наиболее проблемной, так как в отличие от магистральных трубопроводов их реже подвергают обследованиям, часто по причине отсутствия технической возможности применения технологий и методов, способных представить реальные данные о техническом состоянии обследуемого трубопровода. Основными причинами большого количества и объемов разливов нефти и нефтепродуктов, происходящих в результате аварий, являются следующие: 1) изношенность основных фондов; 2) проведение диагностики трубопроводов с применением методов неразрушающего контроля в объеме, недостаточном для определения реального технического состояния; 3) недостаточность, а порой и полное отсутствие технических средств, предназначенных для своевременного определения реального технического состояния трубопроводов. Однако в связи с постоянным ужесточением требований российского законодательства в области охраны окружающей среды и повы-

шения ответственности для предприятий, эксплуатирующих опасные производственные объекты, специалисты данной отрасли работают над предупреждением аварий на трубопроводном транспорте. Но за короткое время заменить даже малую часть существующих в России трубопроводных сетей сложно, учитывая их протяженность. Несмотря на это, ужесточение мер за техногенные аварии, которые проявляются в виде возросших штрафов, приводит к тому, что собственники трубопроводов начинают постепенно производить замену аварийных трубопроводов в большем объеме по сравнению с предыдущими годами и внедряют идею «адресного ремонта» на основе данных, полученных в результате инспекции трубопроводных сетей. На сегодняшний день существует широкий спектр технических средств и методов, систем мониторинга для определения технического состояния трубопроводов. Все технологии можно разделить как по их стоимости, так и по их информативности, то объему полезной информации вы получаете об обследуемом объекте по результатам применения технологии, и ее способности представить данные о реальном техническом состоянии обследуемого трубопровода. Разумным выбором между ценой и качеством является диагностика (или инспекция) трубопроводов с применением интеллектуальных внутритрубных снарядов–дефектоскопов. Изначально идея использования интеллектуальных снарядов для проверки трубопроводов возникла на основе исследований в 1963 году, проводимых компанией Shell. Эта компания запатентовала идею применения интеллектуальных приборов, которые перемещаются по полости трубопровода, принцип работы которых был основан на вихретоке. Позже американская фирма Tuboscope перекупила патент и изменила принципы работы дефектоскопов. Внутритрубные снаряды фирмы Tuboscope были основаны на MFL-технологии (magnetic flux leakage – рассеяния магнитного потока), и в 1964 году компания приступила к первой коммерческой эксплуатации своих приборов. Эволюция развития внутритрубных снарядов продолжалась длительное время. Так,

ЭНЕРГОНАДЗОР

Рис. 1. П-образный компенсатор в горизонтальном и вертикальном исполнении например, в 1986 году был представлен первый ультразвуковой снаряд-дефектоскоп для обследования трубопроводов, перекачивающих жидкость, на предмет выявления коррозионного утонения стенки. В 1992 году компанией PII был представлен первый прототип ультразвукового дефектоскопа для обследования трубопроводов на предмет выявления трещин. В 1998 году была представлена первая разработка снаряда-дефектоскопа, основанного на TFI-технологии (transverse flux inspection – поперечное намагничивание (или поток). В наши дни активно ведутся разработки и применяются дефектоскопы, основанные на EMAT-технологии (еlectromagnetic acoustic transducer – электромагнитоакустические преобразователи), RFTтехнологии (remote field technology – технология ослабленного поля), SMFL-технологии (spirally magnetic flux leakage – спиральное намагничивание (или спиральное рассеяние магнитного потока), ET-технологии (Eddy current Testing – вихретоковая) и т.д. Большая часть нефтяной инфраструктуры России (в частности, трубопроводы) была создана в середине или в конце прошлого века, и до последнего времени по тем или иным причинам проведение внутритрубной диагностики на этих трубопроводах было затруднено или невозможно. Первой причиной является отсутствие камер запуска и приема снарядов, так как они изначально не были предусмотрены проектом, второй причиной до недавнего времени являлась геометрия трубопроводов. Первую причину можно устранить, потому что сейчас существует широкий выбор технических средств, позволяющих выполнить холодную врезку в трубопровод и установить камеры запуска и приема снаряда или произвести остановку трубопровода и оборудовать его камерами, тем более что есть доступ к началу и концу трубопровода. Вторую причину устранить было почти невозможно ввиду отсутствия технических средств. Проблемы в геометрии обусловлены тем, что трубопроводы строились с применением крутоизогнутых отводов с радиусом изгиба, равного одному диаметру трубопровода (или отводы с радиусом изгиба 1D), и до недавнего времени геометрические и габаритные параметры снарядов-дефектоскопов не позволяли им преодолевать изогнутые

№ 10 (74), октябрь, 2015 г.

фасонные детали, особенно под прямым углом. Замена отводов с радиусом изгиба 1D на 1,5D возможна, но это предполагает крупные затраты, так как, например, большая часть трубопроводов в Западной Сибири проложена под землей в болотистой местности, отсутствуют непосредственный доступ ко всему трубопроводу и сведения о реальном количестве этих самых фасонных деталей. Решением проблемы занялись специалисты компании АО «Самотлорнефтегаз» (АО «СНГ»), эксплуатирующей крупнейшее в России Самотлорское нефтегазоконденсатное месторождение. Многие трубопроводы, принадлежащие АО «Самотлорнефтегаз», построены с 1D-отводами. Поэтому для решения данной проблемы руководством предприятия была поставлена задача поиска технологии, позволяющей провести внутритрубную диагностику трубопроводов, оборудованных отводами с радиусом изгиба 1D и углом поворота девяносто градусов. Было необходимо обследовать пять трубопроводов диаметром 530 мм, толщиной стенки 8 мм и общей протяженностью 34 км. Причем трубопроводы имели внутреннее эпоксидное покрытие и были оборудованы втулками для защиты сварного шва. Отделом по управлению целостностью трубопроводов АО «СНГ» был изучен мировой опыт обследования таких трубопроводов. Однако возникла проблема с выбором подрядчиков, имеющих в своем распоряжении необходимое оборудование для проведения внутритрубной диагностики на предложенных объектах. Специалисты компании определили, что требуемые приборы должны работать на ультразвуковом принципе по двум причинам. Первая из них связана с тем, что ультразвуковые снарядыдефектоскопы имеют меньшие габаритные размеры по сравнению с другими технологиями, а вторая с тем, что необходимо было сохранить внутреннее защитное покрытие, то есть снаряды не должны были иметь металлических частей, трущихся о стенки трубопровода. Два этих качества были объедены лишь в одной технологии – ультразвуковой (или UT). Провести переговоры с компаниями, имеющими потенциал в области ультразвуковых технологий, было поручено подрядной организации ЗАО «Нижневартовский центр по техническому обследованию оборудо-

33

Экспертное сообщество | Научные подходы вания и промышленной экспертизе объектов» (ЗАО «НЦТО»), занимающейся обследованием трубопроводов и внедрившей на тот момент на производственных площадках АО «СНГ» ряд технологий и концепций в данной области. Однако при наличии финансовых средств, поддержки и заинтересованности со стороны руководства АО «СНГ», поиск компании на мировом рынке, заинтересованной в работе в Сибири, занял шесть месяцев. В итоге подрядчиком выступила немецкая компания NDT Systems&Services. Финальное подтверждение возможности проведения работ было получено еще через шесть месяцев, в сентябре 2012 года. Наступил процесс со стороны создания и испытаний диагностического снаряда, для чего в Германию были направлены отводы с радиусом изгиба 1D, а также фрагменты труб с внутренним покрытием и втулками для защиты сварного шва, впоследствии из которых на территории компании был построен в натуральную величину стенд, имитирующий сложную геометрию трубопровода, П-образный компенсатор в горизонтальном и вертикальном исполнении (рисунок 1). В марте 2013 года от специалиста ЗАО «НЦТО», который был направлен в Германию для решения специфических технических вопросов, пришли результаты испытаний: «Снаряд преодолел П-образный компенсатор в горизонтальном и вертикальном исполнении». Рис. 2. Общий вид ультразвукового снаряда-дефектоскопа

На рисунке 2 показан общий вид ультразвукового снаряда-дефектоскопа. Он представляет собой несколько герметичных емкостей, в которых находятся блок питания, электронные приборы и записывающее устройство, а также носитель датчиков. Отдельные модули снаряда соединены между собой с помощью универсальных карданных соединений, конструкция которых позволяет снаряду-дефектоскопу проходить через изогнутые участки, встречающиеся в трубопроводах. Носитель датчиков может использоваться для диагностики трубопровода любого диаметра; он снабжен достаточным количеством датчиков, которые обеспечивают диагностику 100% поверхности стенки трубы. Датчики подсоединяются к герметичным секциям обработки данных/электроники. Эти секции включают в себя ультразвуковую электронику и электронику сбора данных, а также устройства записи. Емкость устройств записи является достаточной для записи данных инспекции протяженных участков трубопровода длиной до нескольких сотен километров. Более того, секции данных/электроники включают в себя вспомогательную электронику, такую как маятник, датчик температуры и давления. Батарейная секция обеспечивает питание снаряда-дефектоскопа. В зависимости от расхода электроэнергии, длины инспектируемого трубопровода и средней скорости инспекции может использоваться одна или более батарейных секций. В итоге работы по обследованию пяти трубопроводов Ø 530х8 мм, оборудованных отводами с радиусом изгиба 1Dх45°, 1Dх90°, были выполнены. Обследование трубопроводов проведено с разрешением 110 000 точек на 1 м2. Обнаруженные дефекты подтверждены. Отчет об обследовании содержит информацию об измерении толщины стенки трубопровода каждой секции. Положение дефекта на трубопроводе представляется не в часах соответствующего стрелке часов циферблата (I–III–VI–XII), а в градусах, что свидетельствует о точности данных, полученных по результатам обследования ультразвуковыми снарядами-дефектоскопами. Это впоследствии позволило сократить время на поиски выявленного дефекта при проведении последующего дополнительного дефектоскопического контроля и позиционирования дефекта на трубопроводе, а также сократить затраты на подтверждение всех выявленных дефектов, так как информация об остаточной толщине каждой секции уже имелась. Более того, это позволило с достаточно высокой точностью прогнозировать остаточный ресурс трубопровода. Литература 1. ГОСТ 27.002-89 «Надежность в технике. Основные понятия. Термины и определения».

2. РД 39-132-94 «Правила по эксплуатации, ревизии, ремонту и отбраковке нефтепромысловых трубопроводов».

3. Правила охраны магистральных трубопроводов, утвержденные Постановлением Госгортехнадзора России от 22 апреля 1992 года № 9.

34

ЭНЕРГОНАДЗОР

Механизм образования продуктов коррозии нефтепроводов Самотлорского месторождения

В данном материале систематизированы и проанализированы причины коррозии нефтепромысловых трубопроводов Самотлорского месторождения нефти и газа. Ключевые слова: надежность, отказ, коррозия, исследования, нефтепромысловые трубопроводы.

Н

ефтепроводные трубы, эксплуатируемые на Самотлорском месторождении, выходят из строя по причине или язвенной коррозии, причем в зависимости от диаметра трубы и условий эксплуатации язвы могут располагаться либо по нижней образующей трубы, либо на границе раздела «вода – нефть – газ», или из-за канавочной коррозии, характеризующейся мгновенным разрушением трубы на относительно большие расстояния и приводящей к наиболее значительным экологическим последствиям. В процессе исследования образцов, изготовленных из аварийных труб, о химическом составе сред судили по фазовому и химическому составу продуктов коррозии и осадков, образовавшихся на поверхности металла труб в процессе эксплуатации. В экспериментах использовали оборудование, характеризующееся высокой разрешающей способностью: микрорентгеноспектральный анализатор Superprobe-735 фирмы Джеол (Япония); растровый электронный микроскоп SEM-505 фирмы Филипс (Нидерланды); рентгеновский дифрактометр Дрон-3 (Россия). По данным химического, локального микрорентгеноспектрального анализов выявлено два типа продуктов коррозии, различающихся по фазовому составу, структуре и степени адгезии с поверхностью металла труб, а соответственно по влиянию на интенсивность язвенной коррозии. Различия между ними связаны с концентрацией в транспортируемой среде ионов кальция. При увеличении концентрации кальция формируется коррозионный продукт, наружный слой которого представлен сульфидами FeS, что свидетельствует о повышенной концентрации сероводорода в среде. Продукты коррозии, сформировавшиеся в средах с пониженным содержанием ионов кальция, более плотные, прочно «сцеплены» с металлом и до определенного времени защищают поверхность металла от контакта с коррозионной средой. Последовательность образования многослойных продуктов коррозии подтверждается термодинамическими расчетами (таблица). Как видно из таблицы, образование оксидов энергетически наиболее вероятно, чем карбонатов и сульфидов, за оксидами следуют карбонаты кальция. Образование карбонатов железа при наличии в среде ионов кальция энергетически маловероятно.

№ 10 (74), октябрь, 2015 г.

Значения энергии Гиббса Fe3O4

ΔG’298, КДЖ/МОЛЬ -1023

CaCO3

-496

FeS

-67

FeCO3

-33

ФАЗА

Таким образом, в средах Самотлорского месторождения при наличии в воде значительного количества ионов кальция образование карбонатов железа маловероятно. Наличие в продуктах коррозии рыхлого слоя карбонатов кальция приводит к отслаиванию последних от поверхности металла и образованию язв. В связи с этим одним из перспективных направлений снижения коррозионной активности транспортируемой среды является удаление ионов кальция из раствора с помощью специальных химических реагентов. Результатом взаимодействия поверхности трубы с сероводородсодержащей средой и образования сульфидов железа является атомарный водород, который проникает в металл трубы. При этом идет процесс охрупчивания металла, образования микротрещин на неметаллических включениях. Через микротрещины проникает флюид и инициирует локальную коррозию. Наиболее интенсивно этот процесс протекает по нижней образующей трубы. Между образовавшейся свежей металлической поверхностью и покрытой продуктами коррозии начинается электрохимическая коррозия, в результате которой образуется канавка. Одновременно интенсифицируется процесс наводораживания деформированного металла канавки. На удлиненных сульфидах образуются характерные трещины водородного растрескивания. В дальнейшем они объединяются и под действием напряжения перерастают в трещины, вызывающие расслоение металла стенки трубы. Выявленный механизм образования продуктов коррозионной повреждаемости нефтепроводов учитывался при разработке методов повышения коррозионной стойкости труб. Литература 1. ГОСТ 27.002-89 «Надежность в технике. Основные понятия. Термины и определения».

2. РД 39-132-94 «Правила по эксплуатации, ревизии, ремонту и отбраковке нефтепромысловых трубопроводов».

Сергей САРАЖА, заместитель директора, эксперт в области промышленной безопасности ЗАО «НЦТО» (г. Нижневартовск) Михаил ПАТЕЛЬЕ, заместитель директора, эксперт в области промышленной безопасности ЗАО «НЦТО» (г. Нижневартовск) Андрей ЛЕВЧЕНКО, директор, эксперт в области промышленной безопасности ЗАО «НЦТО» (г. Нижневартовск) Ринат САГАДИЕВ, главный инженер, эксперт в области промышленной безопасности ЗАО «НЦТО» (г. Нижневартовск) Игорь КРИМИНСКИЙ, начальник отдела экспертизы нефтепромыслового оборудования, эксперт в области промышленной безопасности ЗАО «НЦТО» (г. Нижневартовск) Александр ГЛУШКОВ, инженер, эксперт ЗАО «НЦТО» (г. Нижневартовск)

35

Экспертное сообщество | Научные подходы

Риск аварийного обрушения зданий и сооружений Необходимость определения риска аварийного обрушения зданий и сооружений обусловлена вероятностью аварии. Раскрыто понятие риска и приведены исходные данные для его определения. Представлена методика оценки риска аварийного обрушения зданий и сооружений. Ключевые слова: риск, безопасность, эксперт, риск аварийного обрушения, здание, сооружение, экспертиза промышленной безопасности.

Михаил ПАТЕЛЬЕ, заместитель директора – эксперт в области промышленной безопасности ЗАО «НЦТО» (г. Нижневартовск) Анатолий МОРОЗОВ, инженер-эксперт ЗАО «НЦТО» (г. Нижневартовск) Евгений ПФЛЮГ, начальник отдела экспертизы грузоподъемных сооружений, эксперт в области промышленной безопасности ЗАО «НЦТО» (г. Нижневартовск) Ринат САГАДИЕВ, главный инженер, эксперт в области промышленной безопасности ЗАО «НЦТО» (г. Нижневартовск) Игорь КРИМИНСКИЙ, начальник отдела экспертизы нефтепромыслового оборудования, эксперт в области промышленной безопасности ЗАО «НЦТО» (г. Нижневартовск) Александр ГЛУШКОВ, инженер-эксперт ЗАО «НЦТО» (г. Нижневартовск)

36

П

ериодически происходят аварийные обрушения зданий и сооружений различных типов. Для предупреждения обрушений возникает необходимость в оценке фактического состояния несущих конструкций с учетом накопленных повреждений, изменившихся нагрузок и условий эксплуатации, а также оценки риска возникновения вероятной аварии здания или сооружения. Основные понятия в области оценки риска аварийного обрушения зданий и сооружений приведены в ГОСТ 31937-2011 [1]. Мониторинг общей безопасности зданий (сооружений) заключается в периодическом определении риска и скорости его роста до допустимого значения, устанавливаемого для конкретного объекта. Под риском понимается вероятностная мера опасности или совокупности опасностей, устанавливаемая для объекта в виде возможных потерь за заданное время. Оценка риска – это определение его значения количественным и качественным способами. Для оценки риска анализируют следующие исходные данные: • основные опасности, характерные для данного объекта, и их различные сочетания; • характер и условия эксплуатации объекта; • характеристики используемых на объекте веществ, материалов и продуктов; • генеральный план, тип конструкции объекта, расположение прочих построек и объектов, способных повлиять на возникновение и развитие аварии; • сведения об авариях и опасных инцидентах, происходивших ранее на объекте; • зоны, представляющие повышенную опасность для возникновения взрывов при аварийных ситуациях; • последствия аварий в виде степени повреждения объекта и ожидаемого числа пострадавших; • частоту, последствия аварий и приемлемый уровень риска; • зоны индивидуального риска; • возможности снижения риска и тяжести последствия аварий. Уровень риска здания (сооружения) проверяют по формуле:

P ≤ [P], где Р – риск нанесения зданию (сооружению) ущерба определенного уровня при опасном воз-

действии данной интенсивности за срок службы объекта; [Р] – допустимый уровень риска, который принимается равным 5 × 10-6. Значение риска Р определяют по формуле:

P=P(H)P(A/H)P(T/H)P(D/H)C, где Р(Н) – вероятность возникновения опасности; Р(А/Н) и Р(Т/Н) – вероятности встречи опасности с рассматриваемым объектом в пространстве и времени соответственно; P(D/H) – вероятность нанесения ущерба данного уровня; С – относительный ущерб (отношение стоимости ущерба к стоимости объекта). Риск ниже фонового уровня, равного 5 ×10-6, является приемлемым (не требует мероприятий по его снижению); свыше 5×10-5 – является недопустимым (требует срочной системы мер для его снижения); риск в интервале от 5×10-6 до 5×10-5 – для снижения уровня риска требуется система мер, полнота и сроки реализации которой устанавливаются с учетом экономических и социальных аспектов [1]. Основным типом безопасности зданий и сооружений является конструкционная, которая характеризует степень их защиты от разрушения несущих конструкций при возникновении непроектных воздействий, показателем которой является величина риска аварии объекта. Учитывая, что непроектные воздействия управлению не поддаются, необходимо минимизировать отрицательное влияние человеческого фактора на величину риска аварии при проектировании и возведении объектов. Зачастую человеческий фактор не компенсирует и излишний запас прочности несущих конструкций. Следовательно, наиболее эффективное решение – качественный контроль величины риска аварии на всех этапах жизненного цикла зданий и сооружений. Показатели конструкционной безопасности и конструкционной надежности объекта – взаимосвязанные величины. В данном случае под конструкционной надежностью понимается наличие следующих характеристик: прочность, жесткость, устойчивость. Следовательно, для количественной оценки риска аварии зданий и сооружений эксперт обязан обследовать несущие конструкции, а

ЭНЕРГОНАДЗОР

потом оценить его конструкционную надежность. Процесс контроля риска аварии зданий и сооружений основывается на предельных значениях риска аварии. Для зданий и сооружений, находящихся в эксплуатации, пороговым значением является критический риск аварии. После его достижения безопасный ресурс зданий и сооружений иссякает и начинается его переход в аварийное состояние [2]. В работе [3] предложена методика оценки риска аварийного обрушения зданий и сооружений. Суть методики заключается в сравнении расчетных значений фактического и предельно допустимого уровня рисков. Методика включает в себя количественную оценку риска аварийного обрушения зданий и сооружений путем: 1) выявления потенциального риска аварии зданий с накопленными дефектами и повреждениями; 2) расчета фактического риска аварийного обрушения эксплуатируемых зданий и сооружений; 3) расчета предельно допустимого уровня риска аварийного обрушения зданий и сооружений, а также составления карт дефектности зданий и сооружений. В процессе оценки риска необходимо еще на стадии проведения экспертизы промышленной безопасности выявить наличие потенциального риска аварии. Выявление риска аварии рекомендуется проводить в три стадии: 1. Предварительный анализ опасности. В начале анализа следует «разделить» здание и выявить наиболее опасные участки производства, которые являются вероятными источниками аварии всего здания. На данной стадии рекомендуется: • выявить виды опасности (возможны ли взрывы, пожары, падения, удары и т.д.); • определить источники опасности, которые могут вызвать аварию здания (емкости и хранилища, энергетические установки, тяжелое металлургическое оборудование, конвертеры, разливочные краны и др.); • ввести ограничения на анализ риска (определить, будет ли он включать детальное изучение риска аварии здания в результате незначительных ошибок людей, поражения второстепенного оборудования и т.д.).

2. Выявление последовательности опасных ситуаций. Исследование производят с помощью двух основных аналитических методов: • построения дерева событий; • построения дерева отказов. На практике дерево отказов анализируют с помощью обычной инженерной логики и упрощают, отбрасывая «ненужные» события.

3. Анализ последствий. При анализе последствий используются данные, полученные на первой и на второй стадии. По данным дерева отказов и полученным значениям вероятности возможных отказов строят гистограмму частот для различных величин отказов. По данным гистограммы получают предельную кривую частоты аварийных отка-

№ 10 (74), октябрь, 2015 г.

зов (кривая Фармера). Кривая отделяет верхнюю область недопустимо большого риска от области приемлемого риска, расположенной ниже и левее кривой. Основой для расчета служат данные о техническом состоянии зданий и сооружений. Данные группируются и разносятся по разработанным формам экспертных документов. Предельно допустимый риск аварии определяют исходя из вероятностей аварий в различных группах однотипных несущих элементов каркаса и весомости этих групп в каркасе здания. Также предельно допустимый уровень риска определяют в зависимости от категории ответственности здания и факторов окружающей среды. Фактический риск аварийного обрушения каркаса зависит от конструкционного риска и особенностей технологического процесса. Уровень активных факторов внутренней среды и технических устройств предложено определять исходя из значений таких показателей, как: • наличие высокой температуры (более 115°С); • наличие расплавленного металла; • наличие (использование) кислорода (23– 100%); • наличие (использование) горючего газа; наличие высоких механических скоростей (свыше 1 м/с) и другие. Уровень активных факторов внутренней среды и технических устройств зависит от сроков работы и технического состояния оборудования, применяемого в здании. Конструкционный риск аварийного обрушения предлагается определять исходя из уровней надежности отдельных несущих конструктивных элементов (зависящих от сроков эксплуатации здания, уровня и ранга дефектности, назначенных экспертом), объединенных в группы смежных дефектных элементов по территориальному признаку, и вероятностей аварий в данных группах. Кроме того, фактический риск зависит от величин групп смежных несущих дефектных элементов каркаса и их количества, а также от уровня влияния факторов внутренней среды и технических устройств. В результате расчетов эксперт может определить количественную величину риска аварийного обрушения. Литература 1. ГОСТ 31937-2011 «Здания и сооружения. Правила обследования и мониторинга технического состояния».

2. Мельчаков А.П. Независимый контроль риска аварии зданий и сооружений – реальный путь к снижению аварийности в строительстве / А.П. Мельчаков, Д.А. Байбурин, Е.А. Казакова, Д.В. Чебоксаров // Предотвращение аварий зданий и сооружений. – URL: http://www.pamag.ru/ src/pressa/001.pdf.

3. Пермяков М.Б. Риск аварий зданий и сооружений / Пермяков М.Б., Марков К.В., Хлесткин А.Ю., Асланов С.А. // Предотвращение аварий зданий и сооружений. – URL: http://www.pamag. ru/src/risk-avarii-zdanii-sooruzenii.pdf.

37

Экспертное сообщество | Научные подходы

Проблема трещиностойкости промысловых трубопроводов В данном материале систематизированы и проанализированы проблемы трещиностойкости промысловых трубопроводов, эксплуатируемых в коррозионно-агрессивных средах при отрицательных температурах. Ключевые слова: надежность, отказ, коррозионный процесс, промысловые трубопроводы. Сергей САРАЖА, заместитель директора, эксперт в области промышленной безопасности ЗАО «НЦТО» (г. Нижневартовск) Михаил ПАТЕЛЬЕ, заместитель директора, эксперт в области промышленной безопасности ЗАО «НЦТО» (г. Нижневартовск) Андрей ЛЕВЧЕНКО, директор, эксперт в области промышленной безопасности ЗАО «НЦТО» (г. Нижневартовск) Ринат САГАДИЕВ, главный инженер, эксперт в области промышленной безопасности ЗАО «НЦТО» (г. Нижневартовск) Игорь КРИМИНСКИЙ, начальник отдела экспертизы нефтепромыслового оборудования, эксперт в области промышленной безопасности ЗАО «НЦТО» (г. Нижневартовск) Александр ГЛУШКОВ, инженер, эксперт ЗАО «НЦТО» (г. Нижневартовск)

38

П

роблема трещиностойкости, напрямую связанная с эксплуатационной надежностью промысловых трубопроводов, в состав которых входят напорные нефтепроводы, нефтесборные сети, водоводы низкого и высокого давления, газопроводы, в настоящее время не имеет окончательного теоретического, методологического и технического выражения, а сами трубопроводные системы являются технически сложными и дорогостоящими конструкциями. Как показывает анализ состояния основного фонда транспортной системы нефти Самотлорского месторождения, одной из основных проблем трубопроводного транспорта является его износ. Решение этой практической проблемы сопряжено с большими денежными и временными затратами. В этих условиях повышается роль своевременного капитального ремонта с заменой отдельных участков трубопроводной сети, особенно эксплуатируемых в коррозионно-агрессивных зонах Самотлорского месторождения, на трубы с повышенными хладостойкими и коррозионными характеристиками для поддержания уровня эксплуатационной надежности трубопроводной системы в целом. Для трубопроводов, эксплуатируемых на Самотлорском месторождении, причины аварий и отказов сравнительно стабильны и адекватны причинам аварий магистральных нефтепроводов Западной Сибири. Это подтверждается диаграммами анализа статистических данных причин аварий и отказов промысловых (рисунок 1) и магистральных (рисунок 2) нефтепроводов. Анализ диаграмм свидетельствует также, что аварийность их по причине низкой коррозионной стойкости колеблется для нефтяных месторождений Западной Сибири в пределах 30–60% от общего числа отказов. Как правило, срок службы трубопроводов, эксплуатируемых в коррозионно-активных зо-

нах нефтяных месторождений, определяется в значительной мере трещиностойкостью сварных соединений, которая существенно снижается при отрицательных температурах, что связано с повышенной охрупчиваемостью металла. Таким образом, обобщение причин разрушений промысловых трубопроводов позволило выделить основные: низкая коррозионная стойкость и хладостойкость материала труб и их сварных соединений при контакте с коррозионно-активными продуктами в условиях минусовых температур. В оценке эксплуатационной надежности трубопроводного транспорта промысловым трубопроводам уделялось недостаточно внимания, которое, как правило, акцентировалось на магистральных трубопроводах. Между тем их протяженность значительно превышает протяженность магистральных трубопроводов, а условия эксплуатации исключительно сложны (таблица). Отличительной особенностью промысловых нефтепроводов является то, что по ним перекачивается не подготовленная к транспортировке сырая нефть. Это значительно усложняет условия эксплуатации промысловых нефтепроводов, так как имеют место повышенное рабочее давление и температура продукта, содержание хлоридов, углекислого газа, сероводорода и коррозионно-активных микробактерий. И если для магистральных трубопроводов определяющей является внешняя коррозия, то для промысловых – внутренняя. Совместное действие внутренней и внешней коррозии и механических напряжений, особенно циклических, в присутствии агрессивной среды интенсифицирует разрушение металла. Как следует из приведенных выше данных, аварии при эксплуатации трубопроводов из-за разрушения монтажных сварных стыков, особенно выполненных в трассовых (полевых) усло-

Технические характеристики нефтепроводов Тюменского нефтегазового комплекса Показатели

Протяженность, км

Диаметр, мм

Рабочее давление, МПа

Магистральные

9 600

720–1420

10–12

Промысловые

96 000

114–520

4–6

Нефтепроводы

Характеристика продукта

Кол-во отказов на 1 км трубопровода в год

5–20

нефть

0,001

40–60

нефть+вода+ газ

1

Температура продукта, °С

ЭНЕРГОНАДЗОР

виях месторождений, занимают второе место после аварий, вызванных коррозией. Несмотря на общий прогресс в области сварных материалов и технологий, еще имеют место случаи брака по причине некачественной сварки (повышенная химическая неоднородность, поры, микротрещины и другие дефекты). Литература 1. ГОСТ 27.002-89 «Надежность в технике. Основные понятия. Термины и определения».

2. РД 39-132-94 «Правила по эксплуатации, ревизии, ремонту и отбраковке нефтепромысловых трубопроводов».

рис. 1. причины отказов и аварий промыСловых трубопроводов СамотлорСкого меСторождения:  воздействие коррозионных процессов  брак строительномонтажных работ  нарушение нормативного регламента эксплуатации  наличие заводского дефекта

рис. 2. причины отказов и аварий магиСтральных нефтепроводов западной Сибири:  наружная и внутренняя коррозия  разрушение сварных соединений  Повреждение от внешних воздействий  нарушение нормативного регламента эксплуатации  заводской брак производства труб

№ 10 (74), октябрь, 2015 г.

39

Экспертное сообщество | Научные подходы

Системы мониторинга строительных конструкций зданий и сооружений Разрушение зданий и сооружений может принести значительный ущерб, поэтому для обеспечения безопасности необходимо применять мониторинг строительных конструкций. Рассмотрены стандарты, регламентирующие использование систем мониторинга строительных конструкций. Ключевые слова: мониторинг строительных конструкций, безопасность, эксперт, экспертиза промышленной безопасности, здание, сооружение, системы мониторинга. Михаил ПАТЕЛЬЕ, заместитель директора – эксперт в области промышленной безопасности ЗАО «НЦТО» (г. Нижневартовск) Анатолий МОРОЗОВ, инженер-эксперт ЗАО «НЦТО» (г. Нижневартовск) Евгений ПФЛЮГ, начальник отдела экспертизы грузоподъемных сооружений, эксперт в области промышленной безопасности ЗАО «НЦТО» (г. Нижневартовск) Ринат САГАДИЕВ, главный инженер, эксперт в области промышленной безопасности ЗАО «НЦТО» (г. Нижневартовск) Игорь КРИМИНСКИЙ, начальник отдела экспертизы нефтепромыслового оборудования, эксперт в области промышленной безопасности ЗАО «НЦТО» (г. Нижневартовск) Александр ГЛУШКОВ, инженер-эксперт ЗАО «НЦТО» (г. Нижневартовск)

40

С

троительные конструкции являются элементами, воспринимающими основные нагрузки при эксплуатации зданий и сооружений, следовательно, наиболее подвержены разрушению. Основным путем предотвращения разрушений является обеспечение своевременного контроля строительных конструкций зданий и сооружений. Сроки проведения контроля строительных конструкций регламентируются нормативно-правовыми документами, что не позволяет обеспечить постоянный контроль в реальном режиме времени. Современное развитие техники позволило создавать автоматизированные системы мониторинга технического состояния строительных конструкций и, как следствие, создало возможность обеспечения контроля в реальном режиме времени. Основные понятия в области мониторинга строительных конструкций зданий и сооружений приведены в ГОСТ 31937-2011 [1]: 1) общий мониторинг технического состояния зданий (сооружений) – это система наблюдения и контроля, проводимая по программе, утверждаемой заказчиком, для выявления объектов, на которых произошли значительные изменения напряженно-деформированного состояния несущих конструкций или крена и для которых необходимо обследование их технического состояния (изменения напряженно-деформированного состояния характеризуются изменением имеющихся и возникновением новых деформаций или определяются путем инструментальных измерений); 2) система мониторинга технического состояния несущих конструкций – это совокупность технических и программных средств, позволяющая осуществлять сбор и обработку информации о различных параметрах строительных конструкций (геодезические, динамические, деформационные и др.) в целях оценки технического состояния зданий и сооружений. Также в данном стандарте установлены требования к системе мониторинга, а именно автоматизированная стационарная система (станция) мониторинга технического состояния оснований и строительных конструкций должна:

• проводить комплексную обработку результатов проводимых измерений; • проводить анализ различных измеренных параметров строительных конструкций (динамических, деформационных, геодезических и др.) и сравнение с их предельными допустимыми значениями; • предоставлять достаточную информацию для выявления на ранней стадии тенденции негативного изменения напряженнодеформированного состояния конструкций, которое может привести к переходу объекта в ограниченно работоспособное или аварийное состояние [1]. ГОСТ Р 22.1.12-2005 устанавливает требования у мониторингу. Однако областью его применения являются категории потенциально- опасных объектов, зданий и сооружений, подлежащих оснащению структурированными системами мониторинга и управления инженерными системами зданий и сооружений. Согласно данному стандарту, структурированная система мониторинга и управления инженерными системами зданий и сооружений (СМИС) – это построенная на базе программно-технических средств система, предназначенная для осуществления мониторинга технологических процессов и процессов обеспечения функционирования оборудования непосредственно на потенциально опасных объектах, в зданиях и сооружениях и передачи информации об их состоянии по каналам связи в дежурно-диспетчерские службы (ДДС) этих объектов для последующей обработки с целью оценки, предупреждения и ликвидации последствий дестабилизирующих факторов в реальном времени, а также для передачи информации о прогнозе и факте возникновения ЧС, в том числе вызванных террористическими актами. Согласно стандарту [2] СМИС должны обеспечивать: • прогнозирование и предупреждение аварийных ситуаций путем контроля за параметрами процессов обеспечения функционирования объектов и определения отклонений их текущих значений от нормативных;

ЭНЕРГОНАДЗОР

• непрерывность сбора, передачи и обработки информации о значениях параметров процессов обеспечения функционирования объектов; • формирование и передачу формализованной оперативной информации о состоянии технологических систем и изменении состояния инженерно-технических конструкций объектов в ДДС объекта; • формирование и передачу формализованного сообщения о ЧС на объектах, в том числе вызванных террористическими актами, в единую дежурно-диспетчерскую службу города (ЕДДС); • автоматизированный или принудительный запуск системы оповещения населения о произошедшей чрезвычайной ситуации и необходимых действиях по эвакуации; • автоматизированное или принудительное оповещение соответствующих специалистов, отвечающих за безопасность объектов; • автоматизированный или принудительный запуск систем предупреждения или ликвидации ЧС по определенным алгоритмам для конкретного объекта и конкретного вида ЧС, которые должны быть утверждены установленным порядком (прекращение подачи газа, воды, включение средств пожаротушения и т.п.). Алгоритмы должны обеспечивать комплексную, взаимосвязанную работу всех необходимых систем безопасности и жизнеобеспечения с целью предупреждения и ликвидации ЧС. Для каждого вида ЧС, в том числе вызванных террористическими актами, должны быть разработаны свои алгоритмы предупреждения и ликвидации ЧС; • документирование и регистрацию аварийных ситуаций, а также действий ДДС объектов. Согласно стандарту [2] в состав СМИС должны входить следующие компоненты: • комплекс измерительных средств, средств автоматизации и исполнительных механизмов; • многофункциональная кабельная система; • сеть передачи информации; • автоматизированная система диспетчерского управления инженерными системами объектов; • административные ресурсы. СМИС должна удовлетворять следующим основным требованиям: • обеспечивать автоматизированный контроль и управление необходимыми для предупреждения и ликвидации ЧС (в том числе вызванных террористическими актами) инженерными системами; • иметь модульную структуру и быть «открытой», обеспечивать при необходимости возможность диспетчеризации и управления вновь устанавливаемым оборудованием инженерных систем; • допускать возможность объединения с другими информационными системами мониторинга и управления. В СМИС должны быть предусмотрены автоматический – ручной и дистанционный – местный режимы работы. СМИС должна иметь открытую архитектуру, допускать последующее расши-

№ 10 (74), октябрь, 2015 г.

рение, как по числу объектов автоматизации, так и по числу функций, а также быть готовой к интеграции с другими системами мониторинга и управления. СМИС должна базироваться на структурированных информационных кабельных сетях. СМИС должна иметь иерархическую многоуровневую структуру [2]. В ГОСТ Р 22.1.12-2005 [2] впервые были сформулированы требования к системам мониторинга не только технологических систем и оборудования, но и строительных конструкций зданий и сооружений. В декабре 2009 года был принят Федеральный закон № 384-ФЗ [3], в котором установлены требования по включению в проектную документацию мероприятий по мониторингу состояния оснований и строительных конструкций как в процессе их строительства, так и эксплуатации. СМИС устанавливаются для контроля технического состояния конструкций зданий и сооружений при воздействии на них окружающей среды и нагрузок (статическая, сейсмическая и ветровая) и включают набор датчиков (температуры, деформации, прогиба, наклона, ускорения колебаний, влажности, коррозии). Датчики в цифровом виде через интерфейс передают информацию в компьютер. Компьютер, являющийся центральной частью СМИС, используется для анализа данных измерений, выявления и определения места повреждений в элементах строительных конструкций. В отличие от планового осмотра здания, выполняемого специалистами, два раза в год СМИС позволяет проводить инструментальный контроль непрерывно с заданным интервалом времени в течение как этапа строительства, так и периода последующей эксплуатации зданий и сооружений. Таким образом, использование систем мониторинга строительных конструкций позволяет значительно повысить качество контроля, повысить уровень безопасности зданий и сооружений. Система мониторинга строительных конструкций является автоматизированной и обладает длительным периодом эксплуатации. Литература 1. ГОСТ 31937-2011 «Здания и сооружения. Правила обследования и мониторинга технического состояния».

2. ГОСТ Р 22.1.12-2005 «Безопасность в чрезвычайных ситуациях. Структурированная система мониторинга и управления инженерными системами зданий и сооружений. Общие требования».

3. Федеральный закон Российской Федерации от 30 декабря 2009 г. №384-ФЗ «Технический регламент о безопасности зданий и сооружений».

4. Болдырев Г.Г. Системы мониторинга строительных конструкций зданий и сооружений / Болдырев Г.Г., Нестеров П.В., Живаев А.А., Валеев Д.Н. // Предотвращение аварий зданий и сооружений http://www.pamag.ru/src/ sm-skzis/sm-skzis.pdf – URL: http://sopromat.vstu. ru/metod/lek/lek_22.pdf.

41

Экспертное сообщество | Научные подходы

Гидродинамические и коррозионно-эрозионные процессы в нефтесборных промысловых трубопроводах

В данном материале систематизированы и проанализированы вопросы гидродинамических и коррозионно-эрозионных процессов в нефтесборных промысловых трубопроводах. Ключевые слова: надежность, отказ, коррозия, исследования, нефтепромысловые трубопроводы. Сергей САРАЖА, заместитель директора, эксперт в области промышленной безопасности ЗАО «НЦТО» (г. Нижневартовск) Михаил ПАТЕЛЬЕ, заместитель директора, эксперт в области промышленной безопасности ЗАО «НЦТО» (г. Нижневартовск) Андрей ЛЕВЧЕНКО, директор, эксперт в области промышленной безопасности ЗАО «НЦТО» (г. Нижневартовск) Ринат САГАДИЕВ, главный инженер, эксперт в области промышленной безопасности ЗАО «НЦТО» (г. Нижневартовск) Игорь КРИМИНСКИЙ, начальник отдела экспертизы нефтепромыслового оборудования, эксперт в области промышленной безопасности ЗАО «НЦТО» (г. Нижневартовск) Александр ГЛУШКОВ, инженер, эксперт ЗАО «НЦТО» (г. Нижневартовск)

42

П

ри освоении нефтяных месторождений необходимо предотвращать коррозию нефтесборных промысловых трубопроводов. Коррозионные разрушения локализуются на нижней образующей труб в виде язв, раковин, канавок извилистой и прямоугольной формы. Скорость местной коррозии на пораженных участках стальной поверхности трубопроводов достигает 2...3 мм/год. При анализе работы нефтесборных коллекторов было установлено: 1) аварии происходили преимущественно на участках недозагруженных коллекторов, где скорость газожидкостного потока колеблется от 0,03 до 0,86 м/с; 2) на участках коллекторов диаметром 820 мм, работающих с большей загруженностью, при скорости потока 1,64...1,70 м/с аварий не наблюдалось; 3) авариям подвергались участки, где эмульсия в процессе транспорта расслаивалась на нефть и воду. Состав пластовой воды, перекачиваемой трубопроводами, неоднороден даже по длине одного коллектора. Возможный механизм локализации коррозии по нижней образующей трубопроводов состоит в особенностях гидродинамических и коррозионно-эрозионных процессов, протекающих в трубопроводах при движении многофазных газожидкостных потоков в трубах. Известно, что коррозия нефтесборных сетей сопровождается процессами отложения солей или осадков, адсорбцией остаточной нефти, деятельностью бактерий. Большая часть нефти Западной Сибири заражена сульфатвосстанавливающими бактериями (СВБ), способными в благоприятных условиях обогащать нефть значительным количеством сероводорода, повышение концентрации которого создает серьезные технические и экологические проблемы. Для разработки эффективных способов защиты труб необходимо моделирование условий для коррозионных испытаний на лабораторных или стендовых установках. Результаты испытаний приведены в таблице. Наличие некоторого количества нефтепродуктов и других диэлектриков в составе осадка не снижает его электропроводность. Простейшие измерения свидетельствуют, что влажный

осадок проводит электрический ток в несколько раз лучше, чем насыщающая его сточная вода. Поэтому измерение стационарного электродного потенциала стали под слоем осадка представляет большой интерес. В герметичной ячейке измеряли стационарный потенциал дискового электрода из стали 20 площадью 5 см2 относительно хлорсеребряного электрода сравнения. Раствор в ячейке перемешивали с помощью магнитной мешалки. При этом pH его поддерживали в пределах 4...10. В другой серии опытов электрод помещали в сосуд, заполненный осадком из трубы нефтесборной сети Самотлорского месторождения. Измерения показали, что присутствие осадка на поверхности электрода смещает его потенциал в положительную сторону на 82...104 мВ (рисунок 1). Максимальное смещение потенциала за счет осадка отмечено в интервале pH = 5,0...7,0; с увеличением pH до 8,6...10,0 оно уменьшается до 15...28 мВ. Таким образом, осадки, образующиеся на стенках, являются катодным материалом и стимулируют коррозию. Резкое снижение скорости развития локальной коррозии по нижней образующей трубопровода может быть достигнуто путем удаления осадков и водных скоплений из его полости. Подтверждением могут служить данные измерений стационарных потенциалов стали до и после механической очистки внутренней поверхности нефтепровода Гурьев – Куйбышев от осадков, содержащих до 10–15% сульфидов железа. В результате очистки было достигнуто уменьшение величины Δφ от 120 до 40... 50 мВ, что способствовало снижению скорости коррозии стали в 3–4 раза. На рисунке 2 приведены результаты измерения Δφ по сечению трубопровода (h) в жидкой фазе. Так, в нефтесборном коллекторе диаметром 420 мм, где режим транспорта эмульсии расслоенный, наблюдается резкое изменение разности потенциалов между стальным зондом и внутренней поверхностью трубы, причем на расстоянии 10–50 мм от поверхности трубы Δφ изменяется от 160 до 110 мВ. На большем удалении от низа (50–200 мм) Δφ практически не изменяется и колеблется в пределах 90–100 мВ. Резкое изменение величины Δφ в нижней (донной) части коллектора, где режим течения водонефтяной эмульсии расслоенный, свидетельствует о том,

ЭНЕРГОНАДЗОР

что в нефтепроводе существуют условия для ускоренного развития локальной коррозии, скорость и характер протекания которой будут зависеть от соотношения площадей анодных и катодных участков, условий формирования осадков и скорости движения газожидкостного потока. В новом нефтепроводе диаметром 530 мм, где режим течения жидкости эмульсионный и разделения фаз в процессе эксперимента не наблюдалось, отмечены незначительные колебания величины и скорости коррозии по сечению потока. Таким образом, гидродинамический режим транспорта продукции нефтяных скважин в нефтесборных коллекторах Самотлорского месторождения существенно влияет на характер распределения коррозионных поражений в нефтепроводах. При однородном эмульсионном течении жидкости наблюдается в основном равномерная коррозия стальной поверхности. В условиях расслоенного течения, когда вода выпадает на дно коллектора в виде отдельной фазы и скапливается вместе с мехпримесями на пониженных участках трассы, происходит локализация коррозионных поражений. Причиной ускоренного развития локальной коррозии служит работа макрогальванических пар, возникновение которых связано с макроэлектрохимической гетерогенностью внутренней поверхности труб и фазовым расслоением транспортируемой среды. Из оценочных расчетов следует, что при проектировании и строительстве нефтесборных сетей необходимо принимать конструкторскотехнологические и организационно-технологические решения, которые не допустили бы условий выделения воды в третью свободную фазу, то есть исключили бы базу образования волн на границе раздела «нефть – вода». При движении по трубопроводам маловязкой обводненной нефти вместе с газовой фазой при низкой скорости для исключения образования волн возможно: глубокое обезвоживание и сброс выделившейся воды из нефти в начальном пункте ее транспорта; создание в начальном пункте эмульсии нефти с водой или же загущение нефти без незначительного снижения ее качества при дальнейшей промысловой подготовке; применение при строительстве нефтесборных сетей труб меньшего диаметра, чтобы создать турбулентный поток нефтегазовой смеси; пропуск с определенной частотой как твердых, так и жидкостных разделительных устройств. К твердым разделительным устройствам можно отнести торпеды, поршни, шары, скребки и другие устройства; к жидкостным – гелеобразные пробки, пробки из высокократных пен, образованных путем эмульгирования газа в нефти. Реализация последних двух предложений позволит обеспечить движение обводненной нефти в одном потоке с газовой фазой при развитом изотропном турбулентном режиме, при котором глобулы воды находятся в объеме нефти, то есть сила тяжести глобул с учетом действия турбулентных пульсаций, вязкости, поверхностного натяжения уравновешивается и

№ 10 (74), октябрь, 2015 г.

Результаты испытаний Условия испытаний

Продолжительность, сут.

Скорость коррозии, г/(м2-ч)

Лабораторные испытания модели сточной воды на коррозиометре при перемешивании

0,5

0,025...0,065

Стендовые испытания сточной воды на коррозиометре при перемешивании и протекании со скоростью

0,5

0,025...0,05

Стендовые испытания трубчатых образцов в потоке сточной воды

8,0

0,025...0,40

Натурные испытания плоских образцов в потоке сточной воды

8,0

0,15...1,62

Фактические данные обследования водовода диаметром

840

3,42...12,26

Рис. 1. Графики изменения электродного потенциала стали 20 в модели пластовой жидкости с различным pH

Рис. 2. Изменение потенциала Δφ «электрод–внутренняя поверхность трубы»

гасится силой инерции. Таким способом будут предотвращены процессы выделения воды в третью свободную фазу и негативные процессы разрушения труб по нижней образующей. Литература 1. ГОСТ 27.002-89 «Надежность в технике. Основные понятия. Термины и определения».

2. РД 39-132-94 «Правила по эксплуатации, ревизии, ремонту и отбраковке нефтепромысловых трубопроводов».

43

Экспертное сообщество | Научные подходы

Промышленная безопасность при переводе кранов мостового типа В статье рассматриваются вопросы обеспечения промышленной безопасности при переводе кранов мостового типа, установленных на открытых складах, на управление с пола. Артем ГАРКУШИН, директор ООО «Крановая бригада» (г. Ростов-на-Дону) Вадим ГРЕБЦОВ, эксперт ООО «Крановая бригада» (г. Ростов-на-Дону) Дмитрий ОСИПЕНКО, эксперт ООО «Крановая бригада» (г. Ростов-на-Дону) Виталий МЕЛЬНИК, эксперт ООО «Крановая бригада» (г. Ростов-на-Дону) Игорь АРНАУТОВ, эксперт ООО «Крановая бригада» (г. Ростов-на-Дону)

44

В

практике ООО «Крановая бригада» были заявки от заказчиков на проведение работ по переводу кранов мостового типа на управление с пола. С точки зрения требований Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила безопасности опасных производственных объектов, на которых используются подъемные сооружения», (зарегистрировано в Минюсте России 31 декабря 2013 года, № 30992): 146. Регистрации подлежат только те опасные производственные объекты, где эксплуатируются подъемные сооружения, подлежащие учету в органах Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору и иных органах, уполномоченных на регистрацию опасных производственных объектов.

147. Подъемные сооружения, перечисленные в пункте 3 настоящих Федеральных норм и правил, за исключением подъемных сооружений, перечисленных в пункте 148 настоящих Федеральных норм и правил, перед пуском их в работу подлежат учету в Федеральной службе по экологическому, технологическому и атомному надзору.

148. Не подлежат учету в органах Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору следующие подъемные сооружения: а) краны мостового типа и консольные краны грузоподъемностью до 10 т включительно, управляемые с пола посредством кнопочного аппарата, подвешенного на кране, или со стационарного пульта, а также управляемые дистанционно по радиоканалу или однопроводной линии связи; б) краны стрелового типа грузоподъемностью до 1 т включительно; в) краны стрелового типа с постоянным вылетом или не снабженные механизмом поворота; г) переставные краны для монтажа мачт, башен, труб, устанавливаемые на монтируемом сооружении; д) подъемные сооружения, используемые в учебных целях на полигонах учебных заведений; е) краны, установленные на экскаваторах, дробильно-перегрузочных агрегатах, отвалообразователях и других технологических машинах, используемые только для ремонта этих машин; ж) электрические тали грузоподъемностью до 10 т включительно, используемые как самостоятельные подъемные сооружения; з) краны-манипуляторы, установленные на фундаменте, краны-манипуляторы грузоподъемностью до 1 т и с грузовым моментом до 4 т•м включительно; и) грузовые строительные подъемники; к) рельсовые пути, сменные грузозахватные органы, съемные грузозахватные приспособления и тара; л) мостовые краны-штабелеры; м) краны-трубоукладчики. Двумя основными причинами для перевода кранов мостового типа на управление с пола являются отсутствие необходимости содержать машиниста в штате эксплуатирующей организации и возможность не проводить постановку на учет в органах Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору кранов мостового типа грузоподъемностью до 10 тонн включительно. Перевод кранов мостового типа на управление с пола осуществляют с учетом требований РД 24.090.90-89 «Машины грузоподъемные. Основные требования к техдокументации на

ЭНЕРГОНАДЗОР

реконструкцию» (за исключением кранов, предназначенных для работы во взрывоопасных и пожароопасных зонах, а также в помещениях, где хранятся, производятся и применяются взрывоопасные вещества). Согласно РД 24.090.90-89 основными документами реконструкции крана являются принципиальная электрическая схема и ведомость комплектующего электрооборудования (оставляемого на кране и нового, покупного). При необходимости разрабатывается схема соединений и общий вид крана. При этом исполнитель проекта при разработке электрической схемы управления должен исключить возможности для: • самозапуска электродвигателей после восстановления напряжения; • пуска электродвигателей не по заданной схеме ускорения; • пуска электродвигателей контактами предохранительных устройств (контактами концевых выключателей и блокировочных устройств). При эксплуатации кранов с управлением с пола следует руководствоваться требованиями Федеральных норм и правил «Правила безопасности опасных производственных объектов, на которых используются подъемные сооружения», в частности: 1) п. 120. «При эксплуатации подъемных сооружений, управляемых с пола, вдоль всего пути следования подъемных сооружений, должен быть обеспечен свободный проход для работника, управляющего подъемным сооружением»; 2) п. 220. «Для подъемных сооружений, управляемых с пола, зацепку груза на крюк без предварительной обвязки разрешается выполнять персоналу основных рабочих профессий, прошедшему проверку навыков по зацепке грузов и инструктаж на рабочем месте». Эксплуатация систем дистанционного управления должна выполняться в соответствии с РДИ 7-75-96 «Типовая инструкция для крановщиковоператоров грузоподъемных кранов мостового типа, оснащенных радиоэлектронными средствами дистанционного управления», в которой установлены ответственность и обязанности оператора крана перед началом, во время и по окончании работы крана. При этом сотрудник, назначенный ответственным за управление краном (оператор), должен быть ознакомлен с данной инструкцией, а также должен быть обучен правилам использования дистанционного устройства (пульта) управления краном. На опасных производственных объектах четвертого класса опасности, к которым относятся производственные объекты, на которых используются краны мостового типа, плановые проверки органами Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору не проводятся. В то же время, зачастую переводятся на управление с пола краны мостового типа, установленные на складах металла, железобетонных изделий, леса и др., пролетами 20 метров и выше. Руководство

№ 10 (74), октябрь, 2015 г.

эксплуатирующей организации предпочитает исключить взаимодействие с Федеральной службой по экологическому, технологическому и атомному надзору (в части постановки на учет, регистрации опасного производственного объекта, страхования опасного производственного объекта, проведения экспертизы промышленной безопасности) и при этом не учитывает серьезное повышение опасности при проведении погрузочно-разгрузочных работ, особенно с длинномерными грузами (так как оператор не может покинуть опасную зону, возникающую при перемещении грузов). Кроме того, оператор не имеет возможности обзора площадки производства работ, необходимой для управления козловым краном большого пролета. Повышается опасность наезда крана на внезапно возникшее препятствие, невидимое оператору на земле из-за загруженного склада. Перевод кранов мостового типа на управление с пола целесообразен только в случае применения этих кранов в технологических процессах рабочими основных профессий (слесарь-сборщик, токарь, фрезеровщик и др.), но не на складах материалов. Возможно, в Федеральных нормах и правилах необходимо уточнить требование по невозможности на перевод на управление с пола кранов мостового типа, установленных на открытом воздухе на складах, а также кранов мостового типа пролетом более 20 метров, в связи с отсутствием возможности обеспечения выполнения требований промышленной безопасности применительно к оператору крана и обслуживающему персоналу.

45

Экспертное сообщество | Научные подходы

Радиоуправление кранами мостового типа В статье рассматриваются особенности обеспечения промышленной безопасности при переводе кранов мостового типа на радиоуправление. Артем ГАРКУШИН, директор ООО «Крановая бригада» (г. Ростов-на-Дону) Вадим ГРЕБЦОВ, эксперт ООО «Крановая бригада» (г. Ростов-на-Дону) Дмитрий ОСИПЕНКО, эксперт ООО «Крановая бригада» (г. Ростов-на-Дону) Виталий МЕЛЬНИК, эксперт ООО «Крановая бригада» (г. Ростов-на-Дону) Игорь АРНАУТОВ, эксперт ООО «Крановая бригада» (г. Ростов-на-Дону)

46

З

а последние годы многие предприятия переводят мостовые краны на радиоуправление. Это имеет ряд следующих преимуществ: • создание условий для свободного перемещения крана в помещениях, загруженных оборудованием или строительными сооружениями; • повышение скорости доводочных операций; • обеспечение синхронности при транспортировке груза двумя или более кранами; • уменьшение пробегов крана; • эргономичность; • исключение крановщика из штата организации. При этом организации, эксплуатирующей краны мостового типа и намеренной внедрить систему радиоуправления такими кранами, следует учитывать, что: • для установки радиоуправления потребуется провести восстановительные работы грузоподъемного механизма крана; • мостовой кран с системой радиоуправления требует постоянного технического обслуживания; • оператор крана должен иметь соответствующую квалификацию, следовательно, даже при исключении крановщика из штата потребуется провести специализированное обучение сотрудника из числа работников организации.

Согласно требованиям Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила безопасности опасных производственных объектов, на которых используются подъемные сооружения», зарегистрированных в Минюсте России 31 декабря 2013 года № 30992: «146. Регистрации подлежат только те ОПО, где эксплуатируются ПС, подлежащие учету в органах Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору и иных органах, уполномоченных на регистрацию ОПО.

147. ПС, перечисленные в пункте 3 настоящих ФНП, за исключением ПС, перечисленных в пункте 148 настоящих ФНП, перед пуском их в работу подлежат учету в Федеральной службе по экологическому, технологическому и атомному надзору.

148. Не подлежат учету в органах Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору следующие ПС: а) краны мостового типа и консольные краны грузоподъемностью до 10т включительно, управляемые с пола посредством кнопочного аппарата, подвешенного на кране, или со стационарного пульта, а также управляемые дистанционно по радиоканалу или однопроводной линии связи; б) краны стрелового типа грузоподъемностью до 1 т включительно;

ЭНЕРГОНАДЗОР

в) краны стрелового типа с постоянным вылетом или не снабженные механизмом поворота; г) переставные краны для монтажа мачт, башен, труб, устанавливаемые на монтируемом сооружении; д) ПС, используемые в учебных целях на полигонах учебных заведений; е) краны, установленные на экскаваторах, дробильно-перегрузочных агрегатах, отвалообразователях и других технологических машинах, используемые только для ремонта этих машин; ж) электрические тали грузоподъемностью до 10 т включительно, используемые как самостоятельные ПС; з) краны-манипуляторы, установленные на фундаменте, краны-манипуляторы грузоподъемностью до 1 т и с грузовым моментом до 4 т•м включительно; и) грузовые строительные подъемники; к) рельсовые пути, сменные грузозахватные органы, съемные грузозахватные приспособления и тара; л) мостовые краны-штабелеры; м) краны-трубоукладчики». Таким образом, Федеральные нормы и правила принципиально разделяют управление краном мостового типа на управление из кабины и радиоуправление. При этом, согласно п.148, мостовые краны грузоподъемностью до 10 тонн не подлежат учету в органах Федеральной службы по технологическому, экологическому и атомному надзору (Ростехнадзор). С точки зрения эргономики пульт радиоуправления следует размещать именно в кабине управления крана мостового типа. Разработчик документации на перевод крана мостового типа

№ 10 (74), октябрь, 2015 г.

на радиоуправление должен учитывать, что если не предусмотреть по проекту демонтаж кабины управления краном, то соответственно радиоуправление может осуществляться из кабины. А в таком случае мостовой кран уже будет подлежать учету в органах Федеральной службы по технологическому, экологическому и атомному надзору, согласно требованиям Федеральных норм и правил. Для выполнения требований действующего законодательства в области промышленной безопасности будет целесообразно предусматривать в документах, разрабатываемых на перевод кранов мостового типа на радиоуправление, демонтаж кабины управления краном мостового типа в целях предотвращения спорных ситуаций. Также проект реконструкции должен быть выполнен в соответствии с РД 24.090.90-89 «Машины грузоподъемные. Основные требования к техдокументации на реконструкцию» специализированной организацией. С учетом того, что теперь не требуется проводить экспертизу документации на реконструкцию крана, эксплуатирующая организация должна привлекать к работам по проекту только квалифицированных исполнителей. Литература 1. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности опасных производственных объектов, на которых используются подъемные сооружения» (утв. приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору № 533 от 12 ноября 2013 года).

2. РД 24.090.90-89 «Машины грузоподъемные. Основные требования к техдокументации на реконструкцию».

47

Экспертное сообщество | Научные подходы

Подъемники (вышки)

Промышленная безопасность при проведении работ по спилу деревьев

В статье рассматриваются вопросы обеспечения промышленной безопасности при проведении работ по спилу деревьев с использованием самоходных подъемников. Артем ГАРКУШИН, директор ООО «Крановая бригада» (г. Ростов-на-Дону) Вадим ГРЕБЦОВ, эксперт ООО «Крановая бригада» (г. Ростов-на-Дону) Дмитрий ОСИПЕНКО, эксперт ООО «Крановая бригада» (г. Ростов-на-Дону) Виталий МЕЛЬНИК, эксперт ООО «Крановая бригада» (г. Ростов-на-Дону) Игорь АРНАУТОВ, эксперт ООО «Крановая бригада» (г. Ростов-на-Дону)

48

П

ри проведении работ по спилу деревьев с использованием самоходных подъемников (вышек) для владельца технического устройства, применяемого на опасном производственном объекте (эксплуатирующей организации), возникает вопрос по регламентированию данного вида работ с точки зрения требований Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила безопасности опасных производственных объектов, на которых используются подъемные сооружения», зарегистрированных в Минюсте России 31 декабря 2013 года № 30992 (далее по тексту – ФНП). Однако ФНП регламентируют только проведение строительно-монтажных и погрузочно-разгрузочных работ: 101. Выполнение строительно-монтажных работ, погрузочно-разгрузочных работ над действующими коммуникациями, проезжей частью улиц или в стесненных условиях на ОПО с применением ПС должно осуществляться в соответствии с ППР, разработанным эксплуатирующей или специализированной организацией, в соответствии с требованиями пунктов 159 – 167 настоящих ФНП. Ответственность за качество и соответствие требованиям промышленной безопасности ППР несет его разработчик. Эксплуатация ПС с отступлениями от требований ППР не допускается. Внесение изменений в ППР осуществляется разработчиком ППР.

102. Погрузочно-разгрузочные работы и складирование грузов с применением ПС на базах, складах, открытых площадках, в случаях, кроме

случаев, указанных в пункте 101 настоящих ФНП, должны выполняться по ТК, разработанным в соответствии с требованиями пунктов 159–167 настоящих ФНП. Ответственность за качество и соответствие требованиям промышленной безопасности ТК несет ее разработчик. Эксплуатация ПС с отступлениями от требований ТК не допускается. Внесение изменений в ТК осуществляется разработчиком ТК.

159. В проекте организации строительства (далее – ПОС) с применением ПС должно быть предусмотрено: • соответствие устанавливаемых ПС условиям строительно-монтажных работ по грузоподъемности, высоте подъема и вылету (грузовой характеристике ПС), ветровой нагрузке и сейсмичности района установки; • обеспечение безопасного расстояния от сетей и воздушных линий электропередачи, мест движения городского транспорта и пешеходов, а также безопасных расстояний приближения ПС к строениям и местам складирования строительных деталей и материалов, согласно требованиям пунктов 101–137 настоящих ФНП; • соответствие условий установки и работы ПС вблизи откосов котлованов, согласно требованиям пунктов 101–137 настоящих ФНП; • соответствие условий безопасной работы нескольких ПС и другого оборудования (механизмов), одновременно находящихся на строительной площадке; • определение площадок для складирования грузов.

160. В ППР с применением ПС, если это не указано в ПОС, должно быть предусмотрено: а) соответствие устанавливаемых ПС условиям строительно-монтажных работ по грузоподъемности, высоте подъема и вылету (грузовой характеристике ПС), ветровой нагрузке и сейсмичности района установки; б) обеспечение безопасных расстояний от сетей и воздушных линий электропередачи, мест движения городского транспорта и пешеходов, а также безопасных расстояний приближения ПС к оборудованию, строениям и местам складирования строительных деталей и материалов, согласно требованиям пунктов 101–137 настоящих ФНП; в) условия установки и работы ПС вблизи откосов котлованов, согласно требованиям пунктов 101–137 настоящих ФНП; г) условия безопасной работы нескольких кранов на одном пути и на параллельных путях с применением соответствующих указателей и ограничителей;

ЭНЕРГОНАДЗОР

д) перечень применяемых грузозахватных приспособлений и графические изображения (схемы) строповки грузов; е) места и габариты складирования грузов, подъездные пути; ж) мероприятия по безопасному производству работ с учетом конкретных условий на участке, где установлено ПС (например, ограждение строительной площадки, монтажной зоны); з) расположение помещений для санитарнобытового обслуживания строителей, питьевых установок и мест отдыха; и) разрез здания на полную высоту, при положении стрелы ПС над зданием (максимальный и минимальный вылет), и пунктиром – выступающих металлоконструкций ПС при повороте на 180 градусов; к) безопасные расстояния от низа перемещаемого груза до наиболее выступающих по вертикали частей здания или сооружения (должно быть не менее 0,5 м, а до перекрытий и площадок, где могут находиться люди, не менее 2,3 м), с учетом длин (по высоте) применяемых стропов и размеров траверс (при наличии последних); л) безопасные расстояния от частей стрелы, консоли противовеса с учетом габаритов блоков балласта противовеса до наиболее выступающих по вертикали частей здания или сооружения; м) размеры наиболее выступающих в горизонтальной плоскости элементов здания или сооружения (карнизы, балконы, ограждения, эркеры, козырьки и входы); н) условия установки подъемника на площадке; о) условия безопасной работы нескольких подъемников, в том числе совместной работы грузовых и грузопассажирских подъемников совместно с работой фасадных подъемников, а также совместной работы указанных подъемников и башенных кранов; п) мероприятия по безопасному производству работ с учетом конкретных условий на участке, где установлен подъемник (ограждение площадки, монтажной зоны). В ППР должны быть указания о недопустимости проведения работы на высоте в открытых местах при предельной скорости ветра, записанной в паспорте ПС и более, при гололеде, грозе или тумане, исключающем видимость в пределах фронта работ. В ППР также должны быть указания о запрещении использовать для закрепления технологической и монтажной оснастки оборудование и трубопроводы, а также технологические и строительные конструкции без согласования с лицами, ответственными за их правильную эксплуатацию, при монтаже (демонтаже) ПС. Работы с применением подъемников (вышек) по спилу деревьев нельзя отнести ни к строительно-монтажным, ни к погрузочноразгрузочным работам. Тем не менее это работы повышенной опасности, которые требуют разработки специального документа, регламентирующего их проведение, опыта работы ответственных специалистов, согласованных действий машиниста подъемника (вышки) и

№ 10 (74), октябрь, 2015 г.

рабочих люльки. Вся ответственность по проведению таких работ лежит на организации, эксплуатирующей опасный производственный объект, поэтому в первую очередь она должна быть заинтересована в разработке и неукоснительном выполнении технологического регламента по обеспечению промышленной безопасности при проведении работ по спилу деревьев. В ФНП необходимо внести работы по спилу деревьев с применением подъемников (вышек) как отдельно выделенный вид работ с требованием разработки проекта производства работ подъемником (вышкой), где должен быть указан ряд требований, обеспечивающих выполнение требований промышленной безопасности.

49

Служба надзора

Обзор аварий и несчастных случаев

Результаты проверок

Ростехнадзор информирует об авариях и несчастных случаях, расследование по которым завершено. УРАЛЬСКОЕ УПРАВЛЕНИЕ РОСТЕХНАДЗОРА ОАО «Русская инжиниринговая компания», РУСАЛ Свердловская область 16 декабря 2014 года электрослесарь при работе на трансформаторной подстанции в результате воздействия электрическим током получил травму, несовместимую с жизнью. Причины несчастного случая: недостаточная квалификация пострадавшего для проведения выполняемых работ, отсутствие качественного инструктажа. ЗАПАДНО-УРАЛЬСКОЕ УПРАВЛЕНИЕ РОСТЕХНАДЗОРА ОАО «Гайский ГОК» Оренбургская область 23 декабря 2014 года при выполнении сварочных работ по ремонту ограждения люльки подъемника машины CHARMET, предназначенной для заряжания взрывных скважин, произошел неконтролируемый взрыв. В результате электрогазосварщик получил травму головы, несовместимую с жизнью. Причины несчастного случая: • неудовлетворительная организация ремонтных работ; • ненадлежащая подготовка оборудования, имевшего контакт со взрывчатыми веществами; • несоблюдение правил безопасности при выполнении ремонтных работ; • отсутствие производственного контроля. ПАО «Уралкалий» Пермский край 3 марта 2015 года машинист ГВМ при перемещении электрического кабеля, находящегося под напряжением, получил травмы, несовместимые с жизнью. Причины несчастного случая: • прикосновение к открытым токоведущим жилам кабеля, находящимся под напряжением; • несанкционированная установка диода непосредственно на клеммнике в цепи управления контактором; • несанкционированное подключение электрооборудования, запрещенного к применению в рабочих зонах; • неудовлетворительная организация производства работ. ОАО «Учалинский гок», подземный рудник «Узельгинский», ООО «Шахтостроительное управление» Республика Башкортостан 14 декабря 2014 года электрослесарь при выполнении наряда-задания по осмотру ревизии электрооборудования, освещения, заземления линии связи, проверке реле утечек скончался в результате

50

Более 1 000 нарушений В период с 21 июля по 28 августа 2015 года отделом по надзору за электрическими станциями и сетями, ГТС и тепловыми установками Кавказского управления Ростехнадзора по Кабардино-Балкарской Республике (КБР) проводились проверки хода подготовки к ОЗП. Проведены проверки 14 теплоснабжающих организаций на территории КБР. ОАО «ТЭК» (г. Нальчик) – 76 пунктов нарушений. Привлечены к административной ответственности по ст. 9.11 КоАП РФ четыре должностных лица на сумму 8 000 рублей. ОАО «Прохладный теплоэнерго» – 88 пунктов нарушений. К административной ответственности по ст. 9.11 КоАП РФ привлечены два должностных лица на сумму 4 000 рублей и юридическое лицо на сумму 20 000 рублей. ООО «Эльбрустеплоком» – 333 пункта нарушений (котельные Нижний Герхожан, УТ и СР, а также с. Былым находятся в аварийном состоянии). Привлечены к административной ответственности по ст. 9.11 КоАП РФ одно должностное лицо на сумму 2 000 рублей и юридическое лицо на сумму 20 000 рублей и т.д. В результате проверки выявлено 1 051 пункт нарушений Правил технической эксплуатации тепловых энергоустановок, к административной ответственности привлечено 21 должностное лицо на общую сумму 42 000 рублей и юридические лица на сумму 60 000 рублей. Проведенные проверки показали, что 90% котельных, находящихся в районах КБР, запитаны по III категории надежности электроснабжения. Тепловая сеть без паспорта Центральное управление Ростехнадзора выявило 45 нарушений в плановой выездной проверке ООО «Кадыйский фанерный завод». Цель мероприятия – контроль за соблюдением требований безопасности в электроэнергетике при эксплуатации электрических и тепловых энергоустановок, требований законодательства об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности. В ходе проверки выявлено 45 нарушений обязательных требований. В частности, на предприятии отсутствуют паспорта на тепловую сеть и котлы предприятия, годовой план ремонтов тепловых энергоустановок предприятия, инструкция по эксплуатации тепловых энергоустановок, акты испытаний тепловой сети и системы отопления предприятия на плотность и прочность, не проведено техническое освидетельствование котлов, не проводятся обязательные осмотры зданий и сооружений тепловых энергоустановок. Кроме того, не проведены испытания и измерения оборудования трансформаторной подстанции ЗТП № 62, отсутствуют утвержденные графики плановых ремонтов основного электрооборудования на 2015 год, не проводится техническое освидетельствование электрообору-

ЭНЕРГОНАДЗОР

дования, у которого истек установленный нормативно-технической документацией срок службы. Распоряжением руководителя не назначен ответственный за проведение периодических проверок переносных и передвижных электроприемников, вспомогательного оборудования к ним, не проведена проверка знаний по электробезопасности у газоэлектросварщиков, отсутствуют календарные графики проверки знаний электротехнического и электротехнологического персонала. По результатам проверки предприятию выдано предписание с указанием конкретных сроков устранения выявленных нарушений. ООО «Кадыйский фанерный завод» и 1 должностное лицо привлечены к административной ответственности по ст. 9.11 КоАП РФ с назначением административного наказания в виде штрафа на сумму 22 тыс. рублей. Воздуха недостаточно Специалисты Сибирского управления Ростехнадзора проверили эффективность работы систем управления вентиляторов главного проветривания (ВГП) и обеспечение бесперебойного энергоснабжения шахт Кемеровской области. В ходе плановой проверки обследовано 76 вентиляторных установок главного проветривания на 48 шахтах, выдано 48 предписаний. Выявлено и предписано к устранению 279 нарушений требований промышленной безопасности и требований по безопасной эксплуатации электроустановок потребителей. За допущенные нарушения привлечены к ответственности восемь юридических лиц, 42 должностных лица, в том числе один директор шахты, десять главных инженеров шахты и 34 главных специалиста. Основные нарушения при эксплуатации вентиляторов главного проветривания: • система контроля и управления ВГП не обеспечивает автоматическое включение резервного агрегата при отключении рабочего; • отсутствует или неисправно устройство автоматического ввода резерва электроснабжения ВГП; • отсутствует или неисправен дистанционный контроль и управление ВГП; • на многоагрегатных вентиляторных установках, при отключении рабочих агрегатов, не обеспечивается подача в шахту расхода воздуха не менее расчетного резервными агрегатами. Практически на всех шахтах не отрегулированы или не согласованы с энергоснабжающими организациями установки релейных защит. По результатам проверки руководителям шахт выданы предписания на устранение выявленных нарушений Правил безопасности в угольных шахтах и Положения об аэрогазовом контроле в угольных шахтах, в отношении должностных лиц были оформлены административные дела.

№ 10 (74), октябрь, 2015 г.

механической асфиксии от заполнения дыхательных путей инородном веществом. Причины несчастного случая: • содержание камеры УПП № 22 гор. 220 м, принадлежащей ОАО «Учалинский ГОК», находится в обводненном состоянии (жидкая пульпа); • неудовлетворительное производство работ с нарушением требований безопасности на рабочем месте; • недостаточный уровень осуществления производственного контроля со стороны руководителей и специалистов ООО «Шахтостроительное управление. СИБИРСКОЕ УПРАВЛЕНИЕ РОСТЕХНАДЗОРА ОАО «ОУК «Южкузбассуголь», шахта «Ерунаковская-VIII» Кемеровская область 16 февраля 2015 года электрослесарь при производстве работ по ревизии трансформаторной подстанции КТПВ-400 в результате возникновения электрической дуги получил многочисленные термические ожоги тела, в результате чего, не приходя в сознание, скончался в больнице. Организационные причины: 1. Нарушение работниками дисциплины труда, выразившееся в опасных действиях и приемах выполнения ремонтных работ обслуживающим персоналом на подстанции КТПВ-400/6-0,69 № 35: • допущено производство работ без снятия напряжения с трансформатора; • открытие крышки подстанции со стороны распределительного устройства низшего напряжения; • разбор автоматического выключателя А 3792; • демонтаж дугогасителей разъединительных контактов автоматического выключателя А3792; • ведение работ без оформления наряда-допуска.

2. Возникновение электрической дуги вследствие опробования работоспособности автоматического выключателя А3792 подстанции КТПВ-400/6-0,69 №35 со снятыми дугогасителями и включении при этом рабочего вентилятора местного проветривания.

3. Необеспечение безопасных условий и охраны труда работников: • непроведение в установленном порядке ежегодного технического обслуживания автоматического выключателя А3792 подстанции КТПВ-400/6-0,69 № 35 в соответствии с его руководством по эксплуатации; • неудовлетворительная организация производства ремонтных работ – отсутствие оформленного и согласованного в установленном порядке наряда на производство ремонтных работ на подстанции КТПВ-400/6-0,69 № 35; • ненадлежащий порядок допуска к производству работ электротехнического персонала; • проведение ремонтных работ без предварительной проверки наличия напряжения на ремонтируемом оборудовании.

4. Не обеспечен контроль соблюдения членами бригады требований безопасности.

51

Энергетика и право | Обзор законодательства Постановление Правительства РФ от 30 сентября 2015 года № 1044 «О внесении изменений в Правила 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». Скорректирован порядок технологического присоединения к электросетям. Так, сокращен срок присоединения в отношении построенных (реконструированных) объектов электросетевого хозяйства сетевых организаций классом напряжения до 20 кВ включительно. При этом вместо разрешительной процедуры предусмотрено направление Ростехнадзору уведомления о готовности на ввод объекта в эксплуатацию. Определяются исключительные случаи технологического присоединения потребителей электроэнергии к объектам электросетевого хозяйства, относящимся к единой национальной (общероссийской) электросети, а также к тем, которые принадлежат организации по управлению единой сетью.

Персоналу, прошедшему проверку знаний по охране труда, выдаются удостоверения. В них, в частности, вносятся сведения о праве проводить специальные работы. Это верхолазные (высота более 5 м) работы под напряжением на токоведущих частях, под наведенным напряжением, испытания оборудования повышенным напряжением. Предусмотрены правила охраны труда при выполнении конкретных функций. Это отключения в электроустановках, проверка отсутствия напряжения, установка заземлений, работы в зоне влияния электрического и магнитного полей, в электролизных установках, на электродвигателях и др. На определенное оборудование (возле него) необходимо вывешивать запрещающие знаки. Например, на приводах (их рукоятках) коммутационных аппаратов с ручным управлением (выключателей, отделителей, разъединителей, рубильников, автоматов) во избежание подачи напряжения на рабочее место нужно располагать плакаты «Не включать! Работают люди».

Приказ Ростехнадзора от 25 марта 2015 года № 113 «О признании утратившим силу приказа Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 11 марта 2013 года № 97». С 30 марта 2015 года признан утратившим силу приказ Ростехнадзора, которым утверждены экзаменационные билеты (тесты) по блоку Г.1 «Требования к порядку работы в электроустановках потребителей». Они применялись комиссией Службы в рамках аттестации руководителей и специалистов поднадзорных организаций.

Приказ Министерства труда и социальной защиты РФ от 23 декабря 2014 года № 1101н

Приказ Министерства труда и социальной защиты РФ от 24 июля 2013 года № 328н «Об утверждении Правил по охране труда при эксплуатации электроустановок». Опубликованы приложения к Правилам по охране труда при эксплуатации электроустановок. Правила распространяются на сотрудников из числа электротехнического, электротехнологического и неэлектротехнического персонала, а также на работодателей, занятых техобслуживанием электроустановок, проводящих в них оперативные переключения, организующих и выполняющих строительные, монтажные, наладочные, ремонтные работы, испытания и измерения. Предусматриваются общие и специальные требования. Машины, аппараты, линии и вспомогательное оборудование (вместе с сооружениями и помещениями) для производства, трансформации, передачи, распределения электроэнергии и преобразования ее в другой вид энергии должны быть исправны. Необходимо наличие защитных медицинских изделий и средств для оказания первой помощи. Работники обязаны обучаться безопасным методам и приемам выполнения работ в электроустановках. Для некоторых категорий предусмотрены предварительные и периодические медосмотры. Речь идет о сотрудниках, занятых на тяжелых и вредных работах (например, под землей).

52

«Об утверждении Правил по охране труда при выполнении электросварочных и газосварочных работ». Установлены правила по охране труда при выполнении электро- и газосварочных работ. Они обязательны для работодателей (юрлиц и ИП) и их работников. Правила распространяются на сотрудников, использующих в помещениях или на открытом воздухе стационарные, переносные и передвижные электро- и газосварочные установки. Последние предназначены для сварки (в том числе давлением, атомно-водородной, электронно-лучевой, электрошлаковой и др.), наплавки, резки плавлением (разделительной и поверхностной). На основе техдокументации организации-изготовителя на конкретные виды электро-, газосварочного оборудования работодатель разрабатывает инструкции по охране труда для профессий и (или) видов выполняемых работ. При этом учитывается мнение профсоюзного органа. Оборудование должно быть исправно. Работникам необходимо знать требования охраны труда. Это обеспечивает работодатель. Предусмотрены следующие требования охраны труда: при организации работ, осуществлении технологических процессов, эксплуатации оборудования и инструмента, хранении и транспортировке исходных материалов, заготовок, полуфабрикатов, готовой продукции и отходов производства. Кроме того, определены требования к производственным помещениям (площадкам) и рабочим местам. Установлены требования при выполнении работ по обезжириванию свариваемых поверхностей, некоторых видов сварки и резки.

ЭНЕРГОНАДЗОР

Предусмотрены требования при работе с углекислым газом и аргоном. Надзор за выполнением правил осуществляют Роструд и его территориальные органы. Приказ вступает в силу по истечении 3 месяцев после его официального опубликования.

Приказ Ростехнадзора от 15 июля 2015 года № 276 «Об утверждении Методических рекомендаций по составу и содержанию информации, обосновывающей выдачу заключения о соответствии построенного, реконструированного объекта капитального строительства электроэнергетики требованиям технических регламентов (норм и правил), иных нормативных правовых актов и проектной документации, в том числе требованиям в отношении энергетической эффективности и требованиям в отношении оснащенности объекта капитального строительства электроэнергетики приборами учета используемых энергетических ресурсов». Приказом определено, какие должны быть состав и содержание информации, обосновывающей выдачу заключения о соответствии построенного, реконструированного объекта капстроительства электроэнергетики требованиям техрегламентов, иных актов и проектной документации, в том числе требованиям в отношении энергоэффективности и оснащенности приборами учета используемых энергоресурсов. Такое заключение составляется Ростехнадзором. Ведомство выполняет функции органа федерального государственного строительного надзора. Обосновывающая информация собирается в процессе проверок. Сведения рекомендуется отражать по следующим разделам. Организационная деятельность технического заказчика (застройщика). Управление персоналом. Управление документацией. Управление поставками (закупками) оборудования, комплектующих изделий, материалов, полуфабрикатов, а также предоставляемых услуг. Производственная деятельность. Метрологическое обеспечение. Управление несоответствиями техническим заказчиком (застройщиком). Записи о проверках соответствия качества в ходе выполнения СМР и ПНР с указанием автора записей. Управление выявленными несоответствиями органом федерального государственного строительного надзора. Итоговые материалы. Определен состав каждого. Урегулирована процедура анализа несоответствий на объекте капстроительства электроэнергетики.

№ 10 (74), октябрь, 2015 г.

Приказ Ростехнадзора от 15 июля 2015 года № 275 «Об утверждении Методических рекомендаций по организации и осуществлению федерального государственного строительного надзора на объектах электроэнергетики». Документ регламентирует, как Ростехнадзор осуществляет госнадзор на объектах капитального строительства электроэнергетики. Надзор осуществляется в форме проверок на основании согласованной с техническим заказчиком (застройщиком) программы проверок. Предметом проверки, в частности, является наличие свидетельств о допуске на право выполнения работ, достаточность квалификации работников, наличие у застройщика систем и программ обеспечения качества работ. Дан перечень проверяемых документов (журналы, чертежи, сертификаты, акты и др.). Регламентированы действия должностных лиц по проведению проверок. По результатам составляется акт проверки. К нему прилагаются в том числе объяснения работников, акты об отборе образцов стройматериалов, протоколы (заключения) исследований и экспертиз. Указанные материалы включаются в дело государственного строительного надзора объекта. При выявлении нарушений техзаказчику (застройщику) выдается предписание об их устранении. На отдельных видах объектов (гидротехнические сооружения 1 и 2 классов, тепловые электростанции мощностью от 150 МВт, линии электропередачи напряжением от 330 кВ) проводятся специальные виды надзора по вопросам пожарной безопасности, санитарно-эпидемиологического благополучия, охраны окружающей среды. Приведены перечни нормативных правовых актов в указанных сферах. При подготовке заключения о соответствии такого объекта должностными лицами Ростехнадзора учитываются материалы проверок в рамках вышеупомянутых специальных видов надзора. Сведения, полученные в ходе осуществления всех видов надзора, обобщаются и включаются в создаваемые Ростехнадзором информационные системы. Результатом госнадзора является выдача заключения о соответствии.

53

Административная практика | Арбитраж

Кассация оставлена без удовлетворения ОАО «Чеченэнерго» обратилось в Арбитражный суд города Москвы с исковым заявлением к ОАО «Оборонэнерго» с требованием об урегулировании разногласий при заключении договора оказания услуг по передаче электрической энергии (мощности).

А

именно: принять приложение № 2 к договору (спорные акты разграничения балансовой принадлежности электросетей и эксплуатационной ответственности сторон) в редакции, согласно которой на балансе истца (исполнителя) находятся воздушные линии – напряжением 10 кВ Ф-5 ПС «Цемзавод» до опоры № 346 сечением АС 70 длиной 17 км и напряжением 10 кВ Ф-8 ПС «Шали» до опоры № 242 сечением АС 70 длиной 11,7 км. К участию в деле в качестве третьих лиц, не заявляющих самостоятельные требования относительно предмета спора, привлечены ФГКУ «Северо-Кавказское территориальное управление имущественных отношений» Минобороны России, Минобороны России, ОАО «Россети», ОАО «Нурэнерго». Решением Арбитражного суда города Москвы от 20 января 2015 года, оставленным без изменения постановлением Девятого арбитражного апелляционного суда от 5 мая 2015 года, исковые требования ОАО «Чеченэнерго» удовлетворены в полном объеме. Не согласившись с принятыми по делу судебными актами ОАО «Оборонэнерго» обратилось с кассационной жалобой, в которой просит отменить решение и постановление суда апелляционной инстанции, направить дело на новое рассмотрение в Арбитражный суд города Москвы. Судами первой и апелляционной инстанций установлено, что существенным условием договора между ОАО «Чеченэнерго» и ОАО «Оборонэнерго» от 25 сентября 2013 года является ответственность за состояние и обслуживание объектов электросетевого хозяйства, которая определяется балансовой принадлежностью исполнителя и заказчика и фиксируется в акте разграничения балансовой принадлежности сетей и эксплуатационной ответственности сторон (приложение № 2). Проект договора со всеми приложениями к нему подготовлен исполнителем и направлен заказчику письмом, при этом в актах разграничения балансовой принадлежности электросетей и эксплуатационной ответственности сторон указано, что на балансе исполнителя находятся ВЛ напряжением 10 кВ Ф-5 ПС «Цемзавод» до опоры № 346 сечением АС 70 длиной 17 км и ВЛ напряжением 10 кВ Ф-8 ПС «Шали» до опоры № 242 сечением АС 70 длиной 11,7 км. Заказчик подготовил свои проекты актов, в соответствии с которыми обе ВЛ находятся на

54

его балансе. Подписанный договор с протоколом разногласий направлен в адрес исполнителя письмом от 20 ноября 2013 года. Протокол разногласий подписан истцом с уточнением «подписано с протоколом урегулирования разногласий от 6 декабря 2013 года», из которого следует, что истец не согласился подписать акты в редакции ответчика. Неурегулирование сторонами указанных разногласий послужило основанием для обращения исполнителя с рассматриваемым иском в суд. Ст.445 Гражданского кодекса РФ установлено, что в случаях, когда в соответствии с Кодексом или иными законами заключение договора обязательно для стороны, направившей оферту (проект договора), и ей в течение 30 дней будет направлен протокол разногласий к проекту договора, то эта сторона обязана в течение 30 дней со дня получения протокола разногласий (если другие сроки не установлены законом, иными правовыми актами или не согласованы сторонами) известить другую сторону о принятии договора в ее редакции либо об отклонении протокола разногласий. При отклонении протокола разногласий либо неполучении извещения о результатах его рассмотрения в указанный срок сторона, направившая протокол разногласий, вправе передать разногласия, возникшие при заключении договора, на рассмотрение суда. Ст.446 Кодекса устанавливает, что в случаях передачи разногласий, возникших при заключении договора, на рассмотрение суда на основании ст. 445 либо по соглашению сторон условия договора, по которым у сторон имелись разногласия, определяются в соответствии с решением суда, при этом согласно ст. 173 Арбитражного процессуального кодекса РФ по спору, возникшему при заключении или изменении договора, в резолютивной части решения указывается вывод арбитражного суда по каждому спорному условию договора. Следовательно, разрешение судом спора о понуждении к заключению договора и при уклонении от заключения договора, при возникновении разногласий по конкретным его условиям сводится по существу к внесению определенности в правоотношения сторон и установлению судом условий, не урегулированных сторонами в досудебном порядке. Удовлетворяя исковые требования, суды исходили из оценки представленных в материалы дела доказательств, которыми под-

ЭНЕРГОНАДЗОР

тверждается, что спорные объекты находятся на балансе истца. При этом судами установлены следующие обстоятельства. Согласно соглашению от 13 августа 2007 года, заключенному между Чеченской Республикой (ЧР) и РАО «ЕЭС России», стороны признают право собственности РАО «ЕЭС России» и его дочерних компаний на объекты недвижимого и движимого имущества электросетевого хозяйства, находящиеся на территории ЧР и возведенные или восстановленные за счет средств РАО «ЕЭС России» и его дочерних компаний. Соглашением от 31 августа 2007 года, заключенным между Правительством ЧР и ОАО «МРСК Северного Кавказа», предусмотрено создание ОАО «Чеченэнерго» с целью консолидации электросетевых активов, принадлежащих РАО «ЕЭС России», его дочерним компаниям и республике. Судами установлено, что с 2001 года ОАО «Нурэнерго» выступало заказчиком работ по восстановлению электроснабжения в Чеченской Республике (инвестором указано РАО «ЕЭС России»), в том числе работ по строительству (восстановлению) спорных объектов. По договору купли-продажи от 24 октября 2011 года № 36/КП-9, заключенному между ОАО «Нурэнерго» (продавец) и ОАО «Холдинг МРСК» (покупатель), продавец передает в собственность покупателя имущество согласно приложениям № 1, 2, 3, 4, 5, 6 к договору за 2 051 182 149 руб. 26 коп. Воздушная линия напряжением 10 кВ Ф-5 ПС «Цемзавод» указана в приложении № 6 к договору как объект незавершенного строительства. По акту от 31 октября 2011 года имущество, в том числе и ВЛ напряжением 10 кВ Ф-5 ПС «Цемзавод», переданы покупателю. Судами установлено, что ВЛ напряжением 10 кВ Ф-8 ПС «Шали» передана ОАО «Холдинг МРСК» в процессе реформирования РАО «ЕЭС России». По договору от 29 июля 2013 года № 2010, заключенному между ОАО «Российские сети» (до переименования ОАО «Холдинг МРСК») (приобретатель) и ОАО «Чеченэнерго» (эмитент), последнее передало приобретателю именные обыкновенные бездокументарные акции в количестве 4 275 548 093 штук по цене 1 руб. за акцию. В соответствии с п. 3.1 договора в оплату акций приобретатель передает эмитенту имущество, пообъектный состав которого указан в приложениях № 1, 2, 3, 4, 5, 6 к договору. Спорные объекты указаны в приложении № 6. По актам от 30 июля 2013 года № 135 и 961 спорные объекты приняты приемочной комиссией истца как законченные строительством и введены в эксплуатацию. На основании изложенного, принимая во внимание установленные по делу обстоятельства, суды пришли к правомерному выводу о том, что при восстановления электроснабжения Чеченской Республики ОАО «Нурэнерго» являлось заказчиком работ по строительству спорных объектов, в качестве объектов незавершенного

№ 10 (74), октябрь, 2015 г.

строительства эти объекты передавались ОАО «Холдинг МРСК», которое предоставило их в аренду ОАО «Нурэнерго», а в 2013 году переданы истцу ОАО «Россети» в оплату акций истца, как это и предусмотрено Соглашениями от 13 и от 31 августа 2007 года. Следовательно, в актах разграничения балансовой принадлежности и эксплуатационной ответственности сторон спорные объекты правомерно указаны истцом в качестве объектов, которые находятся у него на балансе. Таким образом, фактические обстоятельства, имеющие значение для дела, установлены судами первой и апелляционной инстанций на основании полного, всестороннего и объективного исследования имеющихся в деле доказательств с учетом всех доводов и возражений участвующих в деле лиц, а окончательные выводы судов соответствуют фактическим обстоятельствам и представленным доказательствам, основаны на правильном применении норм материального и процессуального права. Доводы заявителя кассационной жалобы, по которым он не согласен с оспариваемыми судебными актами, направлены на переоценку обстоятельств, установленных судами первой и апелляционной инстанций, что недопустимо при рассмотрении дела в суде кассационной инстанции, исходя из положений главы 35 Арбитражного процессуального кодекса РФ. При указанных обстоятельствах суд кассационной инстанции не установил оснований для изменения или отмены решения арбитражного суда первой и постановления апелляционной инстанций, предусмотренных в ч.1 ст.288 Арбитражного процессуального кодекса РФ. И 18 августа 2015 года принял постановление, руководствуясь статьями 284 – 289 Арбитражного процессуального кодекса РФ, решение от 20 января 2015 года Арбитражного суда города Москвы и постановление от 5 мая 2015 года Девятого арбитражного апелляционного суда по делу № А40-40680/14 оставить без изменения, кассационную жалобу ОАО «Оборонэнерго» – без удовлетворения. Э

55

обратная СвяЗь | вопроС – ответ

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

– В правилах охраны труда при эксплуатации электроустановок говорится в п. 6.1, что наряд можно передавать по телефону и в виде электронного письма. В главе VII организация работ в электроустановках по распоряжению, возможность передачи распоряжения по телефону либо в виде электронного письма не оговаривается. Следует ли из этого, что распоряжение отдается только посредством личного контакта или можно, как и наряд, передать его по телефону либо в виде электронного письма. Отвечают специалисты Сибирского управления Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору: – В соответствии с п.3 приложения № 8 «Правил охраны труда при эксплуатации электроустановок» допускается организация работ по распоряжению с использованием средств связи, если проведение и получение инструктажа фиксируются в двух журналах учета работ по нарядам и распоряжениям – в журнале работника, отдавшего распоряжение, и в журнале работников, получивших инструктаж, с подтверждающими подписями в обоих журналах. Оба журнала должны быть пронумерованы, прошнурованы и скреплены печатью организации.

– Вправе ли проектная организация, имеющая свидетельство СРО о допуске к выполнению работ по подготовке проектной документации, которые оказывают влияние на безопасность объектов капитального строительства, самостоятельно разрабатывать типовую проектную документацию электроустановок, типовые технологические карты на строительномонтажные и пусконаладочные работы для применения в распределительных сетях напряжением до 10 кВ включительно? Каким образом производится рассмотрение, согласование и утверждение типовой проектной документации электроустановок, необходима ли ее экспертиза? Чем регламентируется порядок разработки типовой проектной документации электроустановок и какие дополнительные требования могут быть предъявлены к проектной организации в связи с ее разработкой?

56

Отвечают специалисты Центрального управления Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору: – В соответствии с Федеральным законом от 22 июля 2008 года № 148-ФЗ «О внесении изменений в Градостроительный кодекс Российской Федерации и отдельные законодательные акты Российской Федерации», осуществление деятельности в области проектирования с 1 января 2010 года должно выполняться только индивидуальными предпринимателями или юридическими лицами, имеющими выданные профильной саморегулируемой организацией (далее – СРО) свидетельства о допуске к таким видам работ. Проектная организация, имеющая регистрацию в профильной СРО, имеет право заниматься разработкой проектной документации в соответствии с Перечнем разрешенных видов проектирования, являющимся обязательным приложением к Свидетельству о регистрации в СРО. Порядок формирования и ведение реестра типовой проектной документации утвержден приказом Министерства регионального развития Российской Федерации от 29 марта 2013 года № 106 «Об утверждении Правил формирования и ведения реестра типовой проектной документации, а также состава информации о проектной документации, которая подлежит внесению в реестр, и формы ее представления». Формирование и ведение реестра осуществляет Министерство строительства и жилищнокоммунального хозяйства Российской Федерации (далее – Минстрой России) в соответствии с Постановлением Правительства Российской Федерации от 27 сентября 2011 года № 791 «О формировании реестра типовой проектной документации и внесении изменений в некоторые постановления Правительства Российской Федерации». Решение о внесении типовой проектной документации в реестр оформляется приказом Минстроя России.

– Какими документами необходимо руководствоваться при проектировании систем электроснабжения рудников цветной металлургии? Отвечают специалисты Енисейского управления Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору: – При проектировании систем электроснабжения рудников цветной металлургии необходимо руководствоваться Федеральными нормами и правилами в области промышленной безопасности «Правила безопасности при ведении горных работ и переработке твердых полезных ископаемых», утвержденными приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 11 декабря 2013 года № 599.

ЭНЕРГОНАДЗОР

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