Gfb54eh45nh0345h3hb7h1r5

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

№ 7 (71), июль, 2015 год

Дмитрий ИВАНОВСКИЙ, секретарь подкомитета С6 «Системы распределения электроэнергии и распределенная генерация» РНК СИГРЭ, главный специалист отдела оперативного контроля энергообъектов ЗАО «Техническая инспекция ЕЭС»:

Все ошибки, усложняющие процесс технологического присоединения объекта распределенной генерации к электросетям, закладываются на этапе подготовки заявки. с. 8

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

Консультации по интересующим вопросам напрямую от руководителей государственных структур и экспертов

Оформляйте подписку экономьте сотни тысяч рублей возможных штрафов

Особенности взаимодействия надзорных органов с поднадзорными предприятиями

Политика государства в области государственного надзора и контроля

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НАДЗОР

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

8-800-700-35-84

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

профессиональной дисквалификации

www.tnadzor.ru

Журнал «ЭНЕРГОНАДЗОР» ежемесячное издание

Шеф-редактор Группы изданий «ТехНАДЗОР» Екатерина Владимировна Черемных И.о. главного редактора Валентина Сергеевна Смирнова Обозреватели Роза Ибрагимова, Мария Степанова, Павел Цереня 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

Содержание Стратегия отрасли

Факты, события, комментарии.......................................................................2 Топливно-энергетический баланс России без «перекосов».........................4 Председатель Комитета Государственной Думы по энергетике, президент Российского газового общества, к.т.н. Павел ЗАВАЛЬНЫЙ назвал проблемные точки, критичные для развития отраслей ТЭК

Иностранцы в своем отечестве.......................................................................6

О дефиците критериев отнесения продукта к российскому, локализованному или зарубежному, тормозящем темпы реализации программы импортозамещения, – генеральный директор ОАО «Звезда – Энергетика», к.э.н. Николай ХАУСТОВ

Оптимальная модель запуска энергоустановки..........................................8 Ошибки и недочеты, допускаемые владельцами объектов распределенной генерации на первом этапе подготовки их технологического присоединения к электрическим сетям, анализирует Дмитрий ИВАНОВСКИЙ, секретарь подкомитета С6 «Системы распределения электроэнергии и распределенная генерация» РНК СИГРЭ, главный специалист отдела оперативного контроля энергообъектов ЗАО «Техническая инспекция ЕЭС»

Клуб главных энергетиков

Теплоснабжение как социальная нагрузка................................................. 12 Итоги реализации Программы повышения энергоэффективности производства российских заводов ОАО «Трубная металлургическая компания» подводит его главный энергетик Владимир ДВОРКИН

Энергосервис

Будет ли «капитальный» значить «энергоэффективный»?....................... 14

Коммерческий директор Ольга Казеннова

О необходимости доработки новой модели комплексного ремонта жилых зданий – генеральный директор Ассоциации энергосервисных компаний «РАЭСКО» Ирина БУЛГАКОВА

Руководитель отдела подписки Юлия Ягудина

Консультационный семинар

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 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 13 июля 2015 года. Выход из печати 16 июля 2015 года. Отпечатано в ООО «Астер-Ек+» г. Екатеринбург, ул. Черкасская, 10 ф Тел. +7 (343) 310-19-00 Заказ № 25508 от 13 июля 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+

Правильный обогрев....................................................................................... 16 Требования МЧС России при проверках противопожарной защиты котельных, принадлежащих предприятиям

Охрана труда

Двойной стандарт во вред здоровью............................................................ 20 Причины роста несчастных случаев в производстве и распределении электроэнергии, газа и воды в Свердловской области объясняет Рэстам БИКМЕТОВ, главный технический инспектор труда ФПСО

На высоту – с надежной страховкой............................................................. 22 Значение средств индивидуальной защиты для снижения производственного травматизма

Технологии и оборудование

Газогенератор для угольного топлива......................................................... 24 Новые экологически чистые технологии использования угля в промышленной теплоэнергетике

Заключение «пригодно» по результатам ФХА............................................ 26 Комплексное обследование трансформаторов и выработка рекомендаций для продления срока их службы до 40 лет и более

НВИЭ укрепляет позиции в мире................................................................. 28 Прогноз Международного энергетического агентства о сроках использования органического ископаемого топлива

Электрические сети

Интеллектуальные системы в «чистом поле»............................................ 30 Инфраструктура территорий опережающего социально-экономического развития

Энергетика и право

Обзор законодательства................................................................................. 34

Служба надзора

Аварии и несчастные случаи. Результаты проверок................................. 36

Административная практика

Методы расчетного способа коммерческого учета воды.......................... 38

Обратная связь

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

Стратегия отрасли | Факты, события, комментарии Председателем Совета директоров ОАО «Россети» избран министр

С 6 июля 2015 года вновь избранный совет директоров ОАО «Российские сети» возглавил министр энергетики РФ Александр Новак. ОАО «Россети» является одной из крупнейших электросетевых компаний в мире, управляет 2,29 млн. километров ЛЭП, 480 тысячами подстанций трансформаторной мощностью более 751 ГВА. В 2014 году полезный отпуск электроэнергии потребителям составил 715 млрд. кВт•ч.

– Вхождение руководителей федеральных органов исполнительной власти в советы директоров системообразующих предприятий – это ни в коем случае не стремление установить над ними более жесткий контроль, – прокомментировал свое избрание на пост председателя Александр Новак. – В нынешней сложной экономической ситуации государство усиливает взаимосвязи, координацию в решении стратегических вопросов. Участие руководителей министерства в корпоративной работе позволит быстрее принимать нужные для отрасли решения. Совет директоров рассмотрел план («дорожную карту») реализации поручений Президента РФ Владимира Путина, связанных с консолидацией электросетевых активов на базе дочернего предприятия ОАО «Россети» – ПАО «Ленэнерго». Было одобрено приобретение обществом биржевых облигаций ПАО «Ленэнерго», являющееся сделкой, в совершении которой имеется заинтересованность. Также Совет директоров принял решение о проведении внеочередного общего собрания акционеров ОАО «Россети» – в форме заочного голосования 17 августа 2015 года. 17 июля закончено составление списка лиц, имеющих право на участие в нем.

Утверждена Концепция развития электросетевого комплекса ОАО «Россети» Документ разработан с участием специалистов дочерних предприятий под руководством директора Ситуационно-аналитического центра Дмитрия Гвоздева в целях реализации единой технической политики в электросетевом комплексе группы компаний ОАО «Россети». Имущественный комплекс ОАО «Россети» включает в себя 43 дочерних и зависимых общества, в том числе 14 межрегиональных и магистральную сетевую компанию. Предварительно Концепция была одобрена на заседании секции №3 «Управление режимами, автоматизация и применение автоматического управления в электрических сетях» научно-технического совета ОАО «Россети». Также были получены положительные отзывы с рекомендациями для внедрения документа в ОАО «Россети» от представителей научнотехнического сообщества в области

2

релейной защиты и автоматики. Требования и положения Концепции будут учитываться в обязательном порядке при принятии технических решений, разработке нормативной и технической документации в области РЗА электросетевого комплекса группы компаний «Россети». На основании разработанных критериев планируется подготовка соответствующих программ модернизации РЗА. Предлагаемые в Концепции решения по переходу от традиционных методов управления режимами работы устройств РЗА к дистанционному управлению и мониторингу их работы с диспетчерских пунктов электросетевых компаний соответствуют современным мировым тенденциям развития электроэнергетики, а также позволят обеспечить надежное функционирование устройств РЗА и минимизацию удельных капитальных и эксплуатационных затрат.

Владельцы ТЭС «грозят» неплатежами ФАС предлагает «Совету рынка» ограничить формирование нулевых цен и усовершенствовать процесс оптимизации ВСВГО под спрос по конечной цене. Глава НП «Совет производителей электроэнергии» Игорь Миронов 1 июля направил в адрес вице-премьера Аркадия Дворковича письмо, в котором изложена позиция крупнейших владельцев ТЭС по негативным последствиям концепции реформы оптового рынка электроэнергии, меняющей механизм выбора состава включенного генерирующего оборудования (ВСВГО). Новая модель ВСВГО, по мнению Игоря Миронова, исключает оптимизацию издержек генерирующих компаний, приведет к формированию ущербно низких либо нулевых цен в четверти часов в году (сейчас 3–5%) и потерям в 200 млрд. рублей. В мае 2015 года Аркадий Дворкович поручил Минэнерго России, «Системному оператору» и «Совету рынка» изменить ВСВГО, сделав приоритетом минимизацию цены электроэнергии для потребителей, а не объем включенной генерации с учетом резерва. Но поправки «Совета рынка» генераторы и ФАС сочли неэффективными. По их прогнозам, новая модель обеспечит дополнительный отбор примерно 2–4 ГВт мощности, станции будут работать в основном на технологическом минимуме. Из-за неэффективной загрузки расход топлива вырастет на 2–2,5 млрд. рублей в год при прежнем объеме выработки, сократится срок службы оборудования ТЭС. Уменьшится выручка компаний при росте издержек, возникнут риски неплатежей за топливо.

ЭНЕРГОНАДЗОР

Группа ЧТПЗ развивает проект «Белая скважина»

Лидер УрФО по экономии энергоресурсов В Свердловской области ежегодно снижаются удельные расходы энергоресурсов различных видов на производство единицы продукции.

Уникальный для отечественного рынка ТЭК проект «Белая скважина», а также последние разработки оборудования для механизированной нефтедобычи и ремонта скважин группа ЧТПЗ продемонстрировала на крупнейшей международной выставке «Нефть и газ» (MIOGE-2015), состоявшейся в Москве 23–26 июня. Целью проекта «Белая скважина», реализуемого совместно предприятиями трубного и нефтесервисного дивизионов группы ЧТПЗ, является увеличение добычи нефти на осложненном фонде скважин за счет повышения межремонтного периода работы подземного оборудования. В среднем эксплуатация комплекта оборудования «Белой скважины» сокращает простои до 20 суток на скважину. Примерный экономический эффект в течение трех лет на одной скважине составляет до 3 млн. рублей. По словам генерального директора ГК «Римера» Виталия Садыкова, для

этого Группа компаний «Римера» предлагает заказчикам комплексные поставки подземного отечественного оборудования под конкретную скважину – это, в первую очередь НКТ в коррозионно-стойком исполнении производства Первоуральского новотрубного завода и установки электроцентробежных насосов завода «Алнас». Сегодня комплекты оборудования «Белая скважина» прошли ОПИ в крупнейших нефтяных компаниях России и СНГ и продемонстрировали рост наработки оборудования на отказ в 3–6 раз. Участникам MIOGE-2015 также продемонстрированы образцы нового оборудования для нефтедобычи группы ЧТПЗ с комплексом телеметрии ИНМ-ТМС-4 для измерения параметров скважины, обеспечивающим высокую скорость получения телеметрических данных и постоянный контроль изоляции производства завода «Ижнефтемаш», и другие.

По заявлению министра энергетики и ЖКХ Николая Смирнова, регион по этому показателю является лидером в Уральском федеральном округе. Такие результаты достигнуты благодаря огромным инвестициям собственников. А также финансовой поддержке государства – на федеральном и региональном уровнях – областной программы «Энергосбережение и энергоэффективность», успешно реализуемой как в промышленных отраслях экономики, так и в сфере ЖКХ. Для собственников, которые имеют крупные энергоэффективные проекты, предусмотрено субсидирование части процентных ставок по кредитам, взятым в отечественных банках на энергосберегающие мероприятия. Так, на 2015 год в бюджете Свердловской области запланировано на такие расходы не менее 55 млн. рублей. Кроме того, 400 млн. рублей ежегодно, в течение последних трех лет, выдавалось органам местного самоуправления в рамках софинансирования программ энергосбережения в сфере ЖКХ – текущих проектов, имеющих сроки окупаемости до пяти лет и дающих, кроме экономического, еще и социальный эффект.

Газпром наращивает генерирующие активы «Газпром энергохолдинг» осуществил пуск нового энергоблока номинальной мощностью 220 МВт ТЭЦ-12 Москвы. Это уже седьмой энергоблок, который Газпром построил в московском регионе. Если первые четыре энергоблока введены в эксплуатацию в границах МКАД, то три последних служат укреплению надежности энергообеспечения потребителей в центральной части столицы. По информации генерального директора ООО «Газпром энергохолдинг» Дениса Федорова, порядка 80% оборудования ТЭЦ-12 произведено в России, компания стремится к тому, чтобы максимальный объем оборудования на других станциях был также отечественного производства. Группа «Газпром» уже является крупнейшим владельцем генерирую-

№ 7 (71), июль, 2015 г.

щих активов. Его доля в выработке электроэнергии в стране составляет 15%, тепла – 24%. Инвестиционная программа Группы «Газпром» в электроэнергетике – на 1

месте в России. Прирост новой мощности в период 2007–2016 годов в результате выполнения программы должен составить около 9 ГВт. К 2015 году уже введено в строй порядка 6 ГВт новой мощности.

3

Стратегия отрасли | От первого лица

Топливно-энергетический баланс России без «перекосов» О проблемах, критичных с точки зрения стратегического развития отраслей ТЭК, рассказывает председатель Комитета Государственной Думы по энергетике, президент Российского газового общества Павел ЗАВАЛЬНЫЙ.

– Павел Николаевич, выступая 10 июня на заседании Государственной Думы в рамках «правительственного часа» от фракции партии «Единая Россия», вы отметили высокую энергоемкость ВВП. Хотя сегодня в России на многих предприятиях идет серьезный процесс ее снижения, есть реальные успехи в этом плане.

– Это действительно так. Но если говорить об экономике страны в целом, ее конкурентоспособности, то по причине низкой эффективности производства и потребления энергии мы заметно проигрываем другим странам. К примеру, в два раза Китаю и в три-четыре раза развитым странам. Ежегодный объем энергопотребления в России превышает 1 млрд. т у.т., треть которого приходится на сам ТЭК. Мы могли бы экономить не менее 20–30% энергии. В России приняты и федеральная, и, в большинстве территорий, региональные программы по энергосбережению. Но все они, к сожалению, пока ощутимого эффекта не дают, потому что у потребителей при таких низких внутренних ценах на энергоресурсы нет экономических стимулов для энергосбережения. Что касается дотаций, налоговых льгот и других аналогичных методов стимулирования, то они сложны в администрировании, а потому менее эффективны. К примеру, газ занимает 52% в энергобалансе нашей страны, а в тепловой электрогенерации – 73%, и это не предел. Еще более заметно – с 78 до 87% – выросла доля газа в потреблении топлива ТЭС европейской части страны при сокращении доли угля с 12 до 9%. Каждый год расходуется около 460 млрд. кубометров газа, при этом впустую – от 120 до 180 млрд. кубометров, что сопоставимо с объемом его годового экспорта в Европу или годовой производительностью крупнейших месторождений, например Бованенковского или Заполярного. А между тем доказанных запасов газа в стране хватит не более чем на 60 лет. Угля – на 800 лет, но его доля в энергобалансе – менее 20%, потому что он проигрывает газу в стоимости. Действующая Энергетическая стратегия России нацелена на сохранение доли угольной генерации. Перспективные варианты развития угольной отрасли также предполагают стабильный или незначительно снижающийся вес угольной генерации, которая будет обеспечивать около 1/5 установленной мощности. Но, по данным Института энергетических исследований РАН,

4

его доля в генерации в последние годы снизилась по стране с 27 до 24%, а в европейской части страны – с 19 до 16%. По данным экспертов, в рамках договоров на строительство новой мощности – 80% газовых. Объем запасов угля явно не соответствует структуре потребления энергоресурсов. Несмотря на огромные дотации – 70 млрд. рублей в год – и функционирование по рыночным правилам, эта отрасль не выдерживает конкуренции с газовой. Несбалансированная же генерация содержит угрозы угледобывающим предприятиям, в большинстве своем градообразующим. И в значительной степени – и энергетической безопасности. В частности, при экстремально низких температурах, нередких в нашей стране, вводится режим ограничения потребления газа, и газовые электростанции вынуждены переходить на резервное топливо, запасы которого ограничены. Для угольной станции подобные риски минимальны – топливо хранится на складах в достаточных объемах, его пополнение возможно при любых температурах. Если посмотреть практику Энергосистемы большинства развитых стран, таких как США, Германия и других, они основаны на угольной генерации. В Японии, Великобритании сбалансированная структура генерации, в которой не доминирует ни один вид топлива. Практически во всех странах газ как топливо значительно дороже угля, например, в Германии – в 3,8 раза. По россий-

ЭНЕРГОНАДЗОР

скому «газовому» пути пошли лишь Италия и Новая Зеландия. Эту проблему может и должна решить готовящаяся по поручению Президента России концепция развития внутреннего рынка газа, пребывающего в стагнации.

– То есть цену на газ нужно поднимать однозначно? Но существует мнение, что это повышение может разогнать инфляцию.

– Сегодня озвучиваются различные предложения – приоритетный отбор угольной генерации в баланс, дифференциация предельных цен мощности для газовой и угольной генерации, более жесткие условия по допуску газовой генерации на рынок и даже выделение угольной генерации в отдельный блок по примеру атомной. Однако я убежден, что подобные неэкономические меры не будут эффективны, особенно в долгосрочной перспективе. По расчетам российских ученых, по мере роста цены газа к 2035 году все типы новых электростанций могут достичь равноэффективности. Что касается разгона инфляции, то, по оценке экспертов, рост стоимости газа на 10% повышает инфляцию всего на 0,4%, а цены на тепло и электроэнергию увеличиваются всего на 2–2,5%, поскольку затраты на тепло в ЖКХ и цена электроэнергии составляют всего 18–25%. Нужно также учитывать, что себестоимость добычи газа растет, а единая газотранспортная система стареет, и чтобы она не только развивалась, но элементарно функционировала, нужно все больше финансовых вложений. В противном случае при существующей непростой ситуации на внешних рынках ее будущее может оказаться непривлекательным. А ведь от состояния газовой отрасли, одного из основных доноров бюджета России, напрямую зависит ее энергетическая, экономическая, социальная безопасность. Государственная Дума ратифицировала Соглашение между Правительством Российской Федерации и Правительством Китайской Народной Республики о сотрудничестве в сфере поставок природного газа по «восточному маршруту». Это долгожданное событие. Рынок АТР дает более справедливую цену на газ.

– Министр энергетики Александр Новак в апреле этого года заявил о необходимости перевода к 2022 году нефтяной отрасли России на налогообложение финансового результата. Считаете ли вы возможным и эффективным ввод специальных налоговых режимов?

– Сегодня более 50% запасов нефти добывается в Западной Сибири, месторождения которой истощаются. Перспективы здесь в освоении трудноизвлекаемых запасов и сложных месторождений, в том числе шельфовых. И в первую очередь месторождений Баженовской свиты. Достигнутые значения коэффициента извлечения нефти не радуют. Из-за введения запрета на поставку современного оборудова-

№ 7 (71), июль, 2015 г.

ния в Россию нефтяным компаниям пришлось заморозить многие перспективные проекты. В условиях санкций необходимо развитие отечественных технологий и нефтесервиса. На это надо два-три года, а по некоторым направлениям – десятки лет. В любом случае государству и компаниям нужно как можно скорее увеличивать расходы на научные разработки в отрасли. Замена же, в частности, налога на добычу полезных ископаемых налогом с финансового результата будет также стимулировать и продление эксплуатации истощенных месторождений. Год назад был принят законопроект, предусматривающий налоговые льготы на трудноизвлекаемые запасы, но этого мало. Нужна новая налоговая система, отнюдь не грозящая снижением поступления налогов от добычи нефти в казну, как считают некоторые. Ее суть в том, чтобы при уменьшении в целом налогообложения каждой тонны добытой нефти и смещении начала поступления налогов на момент достижения положительного сальдо по разрабатываемым месторождениям значительно увеличить и объем добычи нефти, и соответственно общий объем налоговых поступлений в бюджет. По разным оценкам, технологические условия позволяют сейчас добыть около 700 млн. тонн трудноизвлекаемой нефти, но при действующей системе налогообложения, даже с учетом существующих налоговых льгот, можно получить максимум 7–8 млн. тонн.

– На конкурентоспособность российской экономики негативно влияет и ситуация с доступностью и стоимостью электроэнергии…

– Подключение к электрическим сетям энергообъекта зачастую обходится едва ли не дороже, чем его строительство. До последней девальвации рубля цена электроэнергии в России была сопоставима с европейской и превышала американскую, при том что первичные энергоресурсы у нас в разы дешевле. Сетевая составляющая в тарифе более 50%. А для некоторых категорий потребителей, например в сельском хозяйстве, – 70% и выше. Реформа электроэнергетики, к сожалению, не только не разрешила, но даже усугубила эти проблемы. Решение существующих проблем и развитие ТЭК в целом – в поощрении конкуренции во всех его сегментах при жестком государственном регулировании монопольных видов деятельности. Особенно важно повышение энергосбережения и энергоэффективности, в том числе в самом ТЭК. Фракция «Единая Россия», Комитет Государственной Думы по энергетике работают в тесном конструктивном сотрудничестве с Министерством энергетики Российской Федерации. И общими усилиями, я уверен, нам удастся совершенствовать действующее законодательство и выработать возможные методы решения проблемы перекоса топливно-энергетического баланса. Э По материалам сайта www.duma.gov.ru

5

Стратегия отрасли | Программа импортозамещения

Иностранцы в своем отечестве Политика госкорпораций в области поиска, создания и внедрения импортозамещающих технологий, оборудования и материалов, роль кластерных объединений как исполнителей заказов на импортозамещающую продукцию, обеспечение бесперебойной работы организаций, участвующих в реализации государственных контрактов, – все эти вопросы сегодня как нельзя актуальны. Николай ХАУСТОВ, генеральный директор ОАО «Звезда – Энергетика», к.э.н., доцент (Санкт-Петербург)

6

К

омпания «Звезда – Энергетика» производит для территорий с децентрализованным энергоснабжением локальные электростанции. До появления более 15 лет назад компании на рынке от 65 до 70% основных комплектующих узлов для таких электростанций закупались за рубежом. За это время ОАО «Звезда – Энергетика» произвело более двух тысяч контейнерных (мощностью 50 – 2500 кВт) и стационарных (до 200 МВт) блочно-модульных электростанций. Однако в список заказчиков государственных закупок компания не попадала. Основными заказчиками в нашей стране, как известно, являются госкорпорации нефтегазового комплекса. Основной проблемой в рамках программы по импортозамещению является полная неопределенность. До сих пор нет критериев отнесения продукта к российскому, локализованному, или к зарубежному. Сейчас у ОАО «Звезда – Энергетика» портфель заказов на 13 млрд. рублей. Но перечисляя в течение 15 лет значительные налоги в бюджет Российской Федерации и Санкт-Петербурга – 670 млн. рублей в год, то есть 2,5 млн. рублей в день, наша компания попала в категорию производителей промышленной продукции, которая, по мнению заказчиков, не является российской. Но в продукции ОАО «Звезда – Энергетика» все российское, за исключением мотора, который последние 25 лет практически не производится в нашей стране. Из 26 предприятий двигателестроения, которые могли выпускать мощные моторы (1000 л.с.), сегодня осталось только шесть, а работать из них можно с тремя-четырьмя. И нужно больше всего помогать дизелестроителям, генераторостроителям, потому что в течение последних 20 лет о них не вспоминал никто. Единственный в стране Коломенский завод сохранил все отделы, полный научно-технический потенциал. Но даже если на оставшихся двигателестроительных заводах все поменять, на нашу программу их продукции не хватит. Если одномоментно перейти на российские моторы, запретив весь импорт, дефицит составит 1000 электроагрегатов в год. А заказчики-монополисты требуют, чтобы 100% моторов, генераторов были российского производства. Оборонка, космос, судовая промышленность не хотят покупать электростанции с моторами, произведенными в «странах вероятного противника». Космодром «Плисецк»

отказался от поставки в свой адрес продукции не стопроцентной отечественной комплектации, но при этом официального запрета на ввоз моторов, генераторов и другого оборудования из-за рубежа не существует. Как возможно при этом обеспечить полное импортозамещение? Наша позиция – только поэтапно Мнение по реализации данной программы таково – если и далее на государственном уровне поддерживать отечественных двигателестроителей так, как поддерживается автопром, мы обречены всегда ездить на «Жигулях» и покупать моторы для электростанций у иностранцев. Чтобы выйти на уровень лучших мировых образцов, в том числе в двигателестроении большой мощности, нужна жесткая реальная конкуренция. Наша компания победила практически во всех тендерах на соответствующую продукцию для газопровода «Сила Сибири». Но замена комплектующих требует перепроектировки, новых расчетов запасов мощности. Мы просим установить правила игры по импортозамещению, потому что остановить поставки наших электростанций заказчикам невозможно, объекты должны вводиться в строй. ОАО «Звезда – Энергетика» подписало соглашения с Коломенским моторным заводом, Уральским дизельно-моторным заводом (Екатеринбург), Тутаевским заводом, Камазовским заводом, заводом «Волжский дизель им. Маминых» (Балаково). Подготовлено техзадание на генераторы большой мощности для предприятия в Лысьве Пермского края. Программу импортозамещения нужно вводить очень вдумчиво и последовательно, потому что нельзя останавливать процесс производства. Есть график ввода объектов, обязательства нашей страны перед Китаем по системе «Сила Сибири». Мы предлагаем разбить программу на 3–4 этапа. Допустим, до 2016 года дать право позволять применять то-то и то-то оборудование, а с 1 января 2017 года уже лишить производителей этого права. ОАО «Звезда – Энергетика» жизненно важен документ, объясняющий нашим заказчикам, что мы являемся российским производством с оборотом в 10 млрд. рублей.

ЭНЕРГОНАДЗОР

Наши заказчики работают в сфере обеспечения энергетической безопасности страны. Электростанции ОАО «Звезда – Энергетика» призваны обеспечить безаварийность, резервность и надежность при комбинированном электроснабжении сети и собственной генерации. В результате кибератаки на системы управления электроснабжением за несколько секунд может быть уничтожена огромная машина, способная вырабатывать электричество на целый жилой квартал. Ситуацию заражения интернет-червем системы управления дизельгенераторами смоделировали американские ученые в штате Айдахо. ОАО «Звезда – Энергетика» перестало закупать системы управления в Канаде уже семь лет назад. Мы разработали собственную систему управления многоагрегатными электростанциями, исключив возможность вмешательства извне на особоохраняемых объектах. Но элементной базы для такой системы управления в России нет. Заменить, конечно, можно все. Но при этом мы резко потеряем качество продукции. Компания создает продукт с большой добавленной стоимостью, с инжиниринговой, проектной, конструкторской разработкой. Пока виден только «дым» Качество отечественного оборудования – еще одна проблема, отнюдь не стимулирующая сегодня полный отказ от иностранных изделий. Из-за многолетнего невнимания к отрасли все характеристики – массогабаритные параметры, надежность, долговечность, КПД сжигания топлива, стоимость владения – ушли за пределы, допустимые вменяемым заказчиком. Несколько заводов, в том числе и в Санкт-Петербурге, с помощью господдержки приобрели технологии и уже пустили «первый дым», но реальное появление продукции на рынке ожидается только через два года, серия может быть только в 2017 году. Высокое качество и низкая цена сегодня у зарубежного производителя. На внутреннем рынке мы создавали для него изумительные условия. В 2001 году «Звезда – Энергетика» привела на российский рынок американский концерн Cummins Inc., производящий двигатели. Тогда их никто не знал, а сегодня это самый применяемый аппарат, потому что их мотор имеет оптимальное соотношение цена-качество. Тогда мы работали по правилам рынка, а сегодня, в связи с программой импортозамещения, должны делать обратное. Благодаря безупречной кредитной истории в нашей группе компаний ОАО «Звезда – Энергетика» всегда было обладателем самых дешевых денег. Сейчас меньше чем под 18–20% мы не можем привлечь кредит. Помочь заводам в этой связи может субсидирование процентной ставки по привлеченным на НИОКР кредитам. По правилам, по которым с нами работают нефтегазовые монополии, мы должны показать изделие в железе, пройти межведомственные испытания, опытно-промышленную эксплуа-

№ 7 (71), июль, 2015 г.

тацию около 2000 часов и только после этого войти в перечень приемлемого оборудования. Для того чтобы создать такой продукт, мы объединились в консорциум трех предприятий: ОАО «Звезда – Энергетика» (Санкт-Петербург), Коломенский завод в Подмосковье и ОЭЛЗ – подразделение бывшей «Электросилы». Не зная до сих пор правил игры, мы вынуждены работать по всем направлениям, и создали уже три таких триумвирата. Пока работаем, собирая «интернационал» из стран, не вошедших в ЕС, США и других стран, которые ввели санкции против России. Отечественные заводы, производящие моторы, должны понимать, что поставлять изделия ниже мирового уровня можно не более 1,5–2 лет. Надеемся, что наши предложения найдут поддержку профильных министерств, банковской системы. Необходимо, чтобы деньги были доступными и не убивали экономику, чтобы поддержка оказывалась тем, кто в ней реально нуждается. Тендерные процедуры должны стать справедливыми, чтобы в них участвовали компании, реально производящие добавленную стоимость, а не занимающиеся ее перераспределением, а критериями для участников тендерной процедуры были референс-лист, уставной капитал не в 10 тысяч рублей, а не менее 5 млрд. рублей, наличие отзывов заказчиков, которые были у компании до проведения конкурса. Тогда не придется бороться с фирмами-однодневками, выплачивающими «серую» зарплату, не проводящими НИОКР, но побеждающими по единственному критерию – цене, причем в нулевой период, забывая такой важный параметр, как цена владения. Э

7

Стратегия отрасли | Распределенная генерация

Оптимальная модель запуска энергоустановки Постановлением Правительства РФ № 861 от 27 декабря 2004 года утверждены 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.

Дмитрий ИВАНОВСКИЙ, секретарь подкомитета С6 «Системы распределения электроэнергии и распределенная генерация» РНК СИГРЭ, главный специалист отдела оперативного контроля энергообъектов ЗАО «Техническая инспекция ЕЭС»

8

Порядок, нормы и участники процесса… Технологическое присоединение (ТП) начинается с подачи заявки юридическим или физическим лицом, заключения договора, неотъемлемой частью которого являются технические условия (ТУ) на технологическое присоединение, и выполнения обеими сторонами мероприятий, предусмотренными ТУ. Далее следует получение разрешения органа федерального государственного энергонадзора на допуск к эксплуатации объектов заявителя, которое подразделяется на несколько этапов: осуществление сетевой организацией фактического присоединения объектов к электрическим сетям и фактический прием (подача) напряжения и мощности, осуществляемый путем включения коммутационного аппарата – его фиксация в положении «включено». После выполнения вышеуказанных мероприятий идет процедура составления актов об осуществлении технологического присоединения, разграничения границ балансовой принадлежности и эксплуатационной ответственности сторон. В процессе технологического присоединения необходимо руководствоваться целым рядом нормативных документов. Основные из них – постановление Правительства РФ «О составе разделов проектной документации и требованиях к их содержанию» № 87 от 16 февраля 2008 года и уже названное постановление Правительства РФ № 861. А также – постановление Правительства РФ «Об утверждении правил оптового рынка электрической энергии и мощности…» № 1172 от 27 декабря 2010 года, заложившее правовые основы его функционирования. В этот список входят Методические рекомендации по проектированию развития энергосистем СО153-34.20.118-2003, утвержденные приказом Минэнерго России № 281 от 30 июня 2003 года, которые могут использоваться как проектными организациями, так и органами госнадзора для проверки соответствия принятых проектных решений нормативным требованиям, и гарантирующие надежное обеспечение электроснабжения потребителей. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей РФ и Правила устройства электроустановок (издание седьмое), утвержденные приказами Минэнерго России № 229 от 16 июня 2003 года и № 204 от 8 июля 2002 года,

определяют общие требования к электрическим станциям и установкам. И наконец – Национальный стандарт РФ ГОСТ Р 55890-2013 «Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Оперативно-диспетчерское управление. Регулирование частоты и перетоков активной мощности. Нормы и требования». Данный перечень нормативно-технической документации не является полным и окончательным, так как дополняется другими требованиями, которые предъявляет сетевая организация, системный оператор и внутренние регламенты предприятия-заявителя. Основными участниками процесса технологического присоединения являются заявитель, проектная и сетевая организации, а также системный оператор. В соответствии с постановлением Правительства РФ № 861 взаимодействие осуществляется в следующем порядке: заявитель подает заявку на технологическое присоединение в сетевую организацию, которая после ее рассмотрения выдает технические условия, являющиеся неотъемлемой частью договора на ТП. Далее заявитель готовит техническое задание (ТЗ) на разработку проектной документации, проектную (ПД) и рабочую документацию (РД), с согласованием документов на каждом этапе с сетевой организацией. В случае если установленная мощность устройств по производству электроэнергии превышает 5 МВт или увеличивается на 5 МВт и выше, то, в соответствии с постановлением Правительства РФ № 861, возникает необходимость согласования технических условий на технологическое присоединение с системным оператором. Если в процессе выполнения мероприятий, предусмотренных ТУ на ТП, требуется реконструкция прилегающей сети, принадлежащей сетевой организации, то она разрабатывает техническое задание, проектную и рабочую документацию, которые согласовывает с системным оператором. …и его подводные камни Все ошибки или недочеты, усложняющие техприсоединение и удлиняющие срок его проведения, закладываются, как правило, именно на этом первом этапе подготовки. Одна из существующих сегодня проблем, – это подача заявки не в соответствии с пунктами

ЭНЕРГОНАДЗОР

ПРОБЛЕМЫ ПРИ ОРГАНИЗАЦИИ ТП

9 и 10 постановления Правительства РФ № 861. Если к ней не приложена какая-либо необходимая информация, то сетевая организация может включить в ТУ на технологическое присоединение и в техническое задание на разработку проектной документации избыточные требования. Срок рассмотрения заявки небольшой, а нужно объективно выдать ТУ присоединения заявителю и оценить ситуацию, которая сложится после его реализации в прилегающей сети. Мероприятия, отраженные в ТУ, должны строго соответствовать тем, которые будут прорабатываться далее в проекте. Вот здесь чаще всего выходят подводные камни. К примеру, может потребоваться установка какого-то дополнительного оборудования, реконструкция прилегающей сети. Либо какие-то мероприятия должны выполняться не заявителем, а сетевой организацией. Как следствие – процесс снова запускается по кругу. Были случаи, когда отдельные технические условия согласовывались больше года, что, конечно же, недопустимо. Предлагаемая оптимальная модель процесса технологического присоединения следующая. На первом этапе до подачи заявки и выдачи технических условий необходимо проводить разработку схемы выдачи мощности объекта РГ. На этом этапе заявитель уже будет иметь четкое представление о том, какие технические мероприятия потребуются для обеспечения ввода генерирующих мощностей, какие особенности эксплуатации у генерирующих установок и, главное, выгодно ли ему устанавливать собственную генерацию. Специалистам сетевой организации в этом случае будет упрощена процедура анализа прилегающей сети и включе-

№ 7 (71), июль, 2015 г.

ния необходимых мероприятий в техническое задание на технологическое присоединение, что в целом сведет к минимуму избыточные требования, необходимость внесения корректировок и оптимизирует сам процесс выдачи и согласования ТУ на ТП. После успешного завершения процедуры согласования технических условий на технологическое присоединение начинается процесс разработки проектной и рабочей документации. После завершения всех этапов проектирования и строительства наступает черед ввода объекта в эксплуатацию. При этом функциональные испытания собственник проводит самостоятельно, по результатам испытаний составляются акты (протоколы). Далее следует проверка выполнения ТУ, которые осуществляются с участием сетевой организации и системного оператора и по результатам которых выписывается акт о выполнении заявителем технических условий присоединения. Проведение испытаний: 72 часа работы с номинальной мощностью, для ГТУ предусматривается 10 успешных запусков, а для ГЭС и ГАЭС – три. Системный оператор требует… Требования системного оператора, предъявляемые при технологическом присоединении, будут зависеть от установленной мощности, а это диапазоны от 5 до 25 МВт, от 25 до 60 МВТ и более 60 МВт. Требования различаются и в зависимости от допустимых диапазонов работы объекта генерации по частоте, по участию в общем первичном регулировании частоты (ОПРЧ). А также – предъявляются к системам возбуждения, противоаварийной автоматике и каналам связи и телемеханики. Соответственно все они

9

Стратегия отрасли | Распределенная генерация обоснованы соответствующими стандартами. В частности, в соответствии со стандартом по автоматическому ограничению частоты, все установки всех диапазонов мощности должны обеспечивать работу генерирующего оборудования в диапазоне частот от 46,0 до 47,0 Гц/0,30,5 секунд, в диапазоне от 47,0 до 47,5 Гц/30-40 секунд. Все генерирующее оборудование должно участвовать в ОПРЧ. Системы возбуждения при мощности установки от 5 до 60 МВт должны соответствовать требованиям ПТЭ, утвержденным приказом Минэнерго России № 229. При мощности установок 60 МВт – требованиям Стандарта ОАО «СО ЕЭС» СТО 59012820.29.

160. 20. 001-2012. Противоаварийная автоматика. При 2–25 МВт должен быть обеспечен автоматический частотный ввод резерва для ГЭС мощностью 10 МВт и выше, имеющих регулирующее водохранилище. При 25–60 МВт обязательно наличие ЧДА – для ГЭС и ГАЭС мощностью 50 МВт и выше АЧВР, кроме ГЭС, не имеющих регулирующего водохранилища. При мощности объекта РГ выше 60 МВт – ЧДА, АЛАР при обосновании, для ГЭС и ГАЭС АЧВР, кроме ГЭС, не имеющих водохранилищ. По каналам связи при мощности объекта РГ от 5 до 25 МВт должна обеспечиваться ретрансляция телеизмерений (ТИ), от 25 до 60 МВт и свыше – наличие прямых каналов диспетчерской связи и передача ТИ и ТС. Оптом или в розницу? Выбор рынка сбыта вырабатываемой объектом РГ электроэнергии определяется постановлением Правительства РФ «Об утверждении правил оптового рынка электрической энергии и мощности…» № 1172. Все объекты генерации установленной мощностью в 25 МВт и выше должны продавать энергию оптом. Но существуют два исключения. Первое – если в качестве основного топлива такие установки используют побочные продукты производства, а электроэнергия потребляется преимущественно для своих нужд, то есть без них работа промышленного объекта невозможна или ограничена. И, кроме того, если в календарном месяце предыдущего года вырабатываемая мощность объектом производства за час не превышает объем потребления основного промышленного производства более чем на 25 МВт. Второе – если при тех же основных условиях менее 40% потребления производства электроэнергии может быть компенсировано от другого источника. Планирование и ведение режимов РГ После определения, подлежит ли объект электроэнергетики обязательному обслуживанию по оперативно-диспетчерскому управлению (ОДУ) – системы противоаварийного и режимного управления энергосистемой, – необходимо обратиться к следующим нормативным документам.

10

Если не подлежит, следует руководствоваться постановлением Правительства РФ № 861. Для начала рассматривается влияние РГ на энергетический режим работы энергосистемы. При отсутствии такового – налаживается взаимодействие с сетевыми компаниями и гарантирующими поставщиками. При наличии – заключается безвозмездное соглашение с системным оператором и применяется приказ Минэнерго России «Об утверждении перечня предоставляемой субъектами электроэнергетики информации, форм и порядка ее предоставления» № 340 от 23 июля 2012 года. А также – постановление Правительства РФ «Основные положения функционирования розничных рынков электрической энергии» № 442 от 4 мая 2012 года. Если объект РГ подлежит обязательному обслуживанию по ОДУ, нужно руководствоваться постановлением Правительства РФ № 1172. В этом случае заключается двусторонний договор об оказании услуг по ОДУ с ОАО «СО ЕЭС». Важно отметить, что в процессе предотвращения и ликвидации технологических нарушений участвуют все субъекты генерации, которые имеют у себя объекты диспетчеризации системного оператора, независимо от рынка сбыта электроэнергии. Какие могут быть нормативные нарушения? Снижение или повышение напряжения и частоты, перегрузка сечений, ЛЭП и оборудования, асинхронный ход, разделение энергосистемы. При снижении напряжения будут использоваться резервы реактивной мощности, допустимые перегрузки, разгрузка по активной мощности и загрузка по реактивной. Происходит выделение станции на изолированную работу, что крайне нежелательно. При повышении напряжения – снижение нагрузки по реактивной мощности и далее – режим потребления реактивной мощности. При снижении частоты идет подготовка ГЭС к переходу в генераторный режим, пуск блоков, которые находятся в холодном резерве, с использованием допустимых перегрузок, повышение нагрузок ТЭЦ за счет снижения расходов пара и опять же выделение станции на изолированную работу. При повышении частоты – разгрузка генерирующего оборудования и перевод ГАЭС в двигательный режим, отключение котлов. При перегрузке сечений, ЛЭП и оборудования – загрузка (разгрузка) оборудования, использование допустимых перегрузок, снижение напряжения. Важно помнить, что эксплуатировать объекты РГ будет его собственник. И чем серьезнее отношение к подготовке, проведению его технологического подключения, тем эффективнее будет эксплуатация. Чтобы процедура технологического присоединения стала наиболее оптимальной, прозрачной и короткой по срокам, необходимо поручать оформление заявки квалифицированному персоналу и привлекать специализированные организации, имеющие положительный опыт проектирования объектов РГ. Э

ЭНЕРГОНАДЗОР

Юбилей | ОАО «Янтарьэнерго» – 70 лет

Энергофорпост самого западного региона России ОАО «Янтарьэнерго» – дочернее акционерное общество ОАО «Россети» – крупнейшая электросетевая компания Калининградской области, обеспечивающая транспорт электроэнергии на всей ее территории.

К

омпания «Янтарьэнерго» – это энергетический комплекс с достаточным запасом прочности, оснащенный современными средствами противоаварийной защиты, системами автоматики, связи. В компании сложился высокопрофессиональный коллектив.

2015 год – юбилейный для акционерного общества. В 1945 году энергосистема, как и весь регион, вошла в состав Советского Союза. Объекты энергетики Восточной Пруссии война превратила в руины. По 70-летней истории предприятия можно проследить этапы послевоенного развития российской энергетики. Сегодня геополитическое положение Калининградской системы сравнимо только с российским Крымом. Построенный для параллельной работы в единых параметрах СССР, теперь электросетевой комплекс области отрезан от метрополии. При этом архитектура сети по-прежнему обеспечивает работу через транзитную связь с Литвой. Из официальных источников известно, что к 2017 году Литовская Республика планирует выйти из энергетического кольца «Беларусь – Россия – Эстония – Латвия – Литва» (БРЭЛЛ), так что Калининградская область будет полностью изолирована от внешних дополнительных источников генерации. Поэтому современная история компании связана с важными решениями Правительства Российской Федерации. С 2014 года началась реализация «дорожной карты» по обеспечению работы энергосистемы региона в изолированном режиме. Для этого планируется строительство четырех дополнительных электростанций. Компании предстоит полностью модернизировать сетевой комплекс, чтобы принять энергоресурс новых объектов генерации. В 2015 году правительством Калининградской области одобрена «Комплексная программа развития электрических сетей на территории Калининградской области до 2022 года». Она предусматривает строительство новых объектов и реконструкцию уже имеющихся. Инвестиции в ее реализацию оцениваются в 38 млрд. рублей. Предполагается, что средства на это поступят из внетарифного источника. Таким образом, программа будет выполнена не за счет потребителей области. Для реализации всех данных проектов нужны специалисты, поэтому в прошлом году ОАО «Янтарьэнерго» в рамках подписанных с ведущими вузами региона соглашений учредило стипендии. Предполагаются в партнерстве

№ 7 (71), июль, 2015 г.

и программы переподготовки кадров. Также компания сотрудничает со среднеспециальными учебными заведениями. На базе Технологического колледжа в Советске открыто новое структурное подразделение. Здесь создана электротехническая лаборатория, оборудованная современным учебным комплексом «Электроэнергетические системы и сети». В компании реализуются два инновационных проекта – «умные» сети и установка интеллектуальных приборов учета. В 2015 году планируется завершение первого этапа по внедрению системы оперативно-технологического управления сетями. Реализация проекта позволит снизить количество отключений в сети на 58,8%, а средней длительности отключений – на 73,4%. Кроме этого совместно с Российским фондом прямых инвестиций планируется реализация проекта по установке интеллектуальных приборов учета на территории области. «Умные» приборы учета позволят измерять не только передаваемый ресурс, но и его качество. Ожидается, что весь комплекс мероприятий по итогам реализации проекта позволит снизить потери в сетях на 8%, т.е. экономить около 200 миллионов рублей в год. Компания активно способствует динамичному экономическому росту, социальной стабильности, процветанию и прогрессу Калининградской области. В рамках подписанных с региональным правительством соглашений ведется работа по технологическому присоединению объектов АПК и стройкомплексов области. Но главное – это надежность. В 2014 году, по сравнению с 2012 годом, в два раза снижена аварийность и в четыре – сокращено среднее время ликвидации технологических нарушений. Р

236022 Калининград, ул. Театральная, 34 Тел. +7 (4012) 57-64-59 Факс +7 (4012) 53-00-26 E-mail: public@yantene.ru www.yantene.ru

11

Клуб главных энергетиКов | эКономиКа предприятия

Теплоснабжение как социальная нагрузка Cогласно Программе повышения энергоэффективности производства российских заводов ОАО «Трубная металлургическая компания», до 2017 года их потребление энергоресурсов должно снизиться в тоннах условного топлива на 10% по отношению к базовому 2011 году.

Н

Владимир ДВОРКИН, главный энергетик ОАО «Трубная металлургическая компания» (Москва)

аш холдинг, если оценивать его по системе энергоменеджмента, специфический, пожалуй, трудно найти аналоги в России. Это четыре крупных трубных завода в России, 11 – в США, два – в Румынии, по одному в Казахстане и в Аммане и несколько различных мелких предприятий. ОАО «ТМК» уже четыре года подряд является самым крупным предприятием в мире по производству металлических труб – в прошлом году выпущено порядка 5 млн. тонн. Часть из них идет внутрь производства – отгружаем, в том числе и в Америку на наши заводы. Надо отметить, что производственные мощности компании загружены полностью, кроме используемых для выпуска сварных труб – здесь загрузка 35–40 %. Управление главного энергетика общества курирует, мониторит, анализирует расходы на тонну продуктов – заготовки, сварной и горячекатаной труб. За оптимизацию показателей по энергоэффективности главному инженеру идет бонус. Если говорить о затратах на производство тепла, то, к примеру, Синарский трубный завод обеспечивает им половину города КаменскаУральского, в котором живут 270 тысяч человек. Тариф у нас ниже себестоимости, а поэтому за прошлый год имеем 114 млн. рублей убытка, а в этом году, по прогнозам, они могут составить уже 130 млн. рублей. Написали десятки обращений во властные структуры, но безрезультатно. Это сегодня общая система для всех крупных предприятий – теплоснабжение как социальная

ЭффЕкТ ОТ вНЕдРЕНИя ОРГАНИЗАЦИОННЫх МЕРОПРИяТИй ПРОГРАММЫ ПОвЫШЕНИя ЭНЕРГОЭффЕкТИвНОсТИ дО 2017 ГОдА

12

нагрузка. На Северском трубном заводе за этот же период убытки составили 38 млн. рублей, на Таганрогском металлургическом заводе – 50 млн. рублей. Расход газа на всех заводах практически снижается. Запрограммированные изменения в структуре потребления энергоресурсов всех подразделений общества предполагаются в разных пропорциях. Например, Северский трубный завод должен снизить потребление энергоресурсов в т у.т. с 514 606 в 2011 году до 384 825 к 2017 году. Уже сегодня по расходам энергоресурсов на тонну стали завод на уровне мировых образцов и даже выше – предприятий таких стран, как Япония, Америка, ЕЭС. На этом авангардном по снижению энергозатрат на выплавку тонны стали предприятии Трубной металлургической компании совместно с датскими специалистами проведен аудит, его программам и мероприятиям по повышению энергоэффективности дана высокая оценка. Надо признать, есть проблемы по технологической цепочке, но в целом, как показывает практика, заявления о том, что российские показатели использования энергии плохие, не соответствуют действительности. На Таганрогском металлургическом заводе потребление электроэнергии выросло после запуска в 2014 году новой печи. По газу – снижение, от мазута отказались. На Волжском трубном заводе выходил из строя печной трансформатор. Пришлось его транспортировать с Северского трубного завода, приспосабливать к печи при другом базовом

ЭкОНОМИчЕскИЕ ПАРАМЕТРЫ ПРОГРАММЫ ПОвЫШЕНИя ЭНЕРГОЭффЕкТИвНОсТИ ПРОИЗвОдсТвА ОАО «ТМк» дО 2017 ГОдА

ЗАвОд

ЗАТРАТЫ МЛН. РуБ.

сТЗ синТЗ Тагмет вТЗ НГс всего, в том числе: ОрМЗ Итого ТМк

453,8 109,8 469,9 497,1 36,4 15,0 1 565,1

ГОдОвОй ЭффЕкТ в ЦЕНАх ПЕРИОд ПРОсТОй 2012 ГОдА, МЛН. РуБ. ОкуПАЕМОсТИ, ЛЕТ 270,4 76,8 374,7 105,0 12,3 6,3 839,2

1,7 1,4 1,2 4,7 3,0 2,4 1,9

ЭНЕРГОНАДЗОР

напряжении, поэтому потребление энергии здесь резко возросло. Это связано и с увеличение загрузки, уровнем плана по выпуску труб большого диаметра.

П

ути повышения энергоэффективности производства, по сути, идентичны для всех крупных предприятий. Естественно, что наибольший эффект может дать внедрение современных технологий. В Трубной металлургической компании за последние 8 лет по сути дела прошла полная реконструкция производств горячекатаной трубы. Запуск трубопрокатного агрегата с непрерывным станом FQM на Северском трубном заводе замкнул цикл – от сталеплавления до выпуска труб. На Таганрогском металлургическом заводе появился аналогичный стан нового поколения. Эффект в цифрах сразу проявляется. Что касается выполнения требований стандарта ISO 50001, то все наши заводы сертифицированы. Концентрация вниманиия – на постоянном совершенствовании системы управления энергоэффективностью. Один из примеров – плата за резерв мощности, ну и оптимизация условий приобретения топливно-энергетических ресурсов и режимов их потребления. В целом активизация режимов потребления в нашем случае – реконструкция объектов собственной генерации. В прошлом году запущен новый турбогенератор на Синарской ТЭЦ мощностью 12 МВт, что дало значимую экономию по энергоресурам и Синарскому трубному заводу, и городу Каменску-Уральскому. Постоянно происходит реконструкция сетевого хозяйства. Это касается новых линий электропередачи 220 кВ, в том числе линии на Северском трубном заводе. А также линии, построенной для электроснабжения сталеплавильной печи Таганрогского металлургического завода протяженностью 67 километров. Получив 220 кВ на площадку, произвели реконструкцию внутренних сетей, чтобы перевести все основные нагрузки регулятора на напряжение 220 кВ и тем самым снизить тариф по передаче.

В

месте с тем хочу cказать об угрозах, которые мы ожидаем в 2015 году. Готовится к выходу постановление Правительства Российской Федерации об оплате услуг по передаче электроэнергии с учетом оплаты резервирования максимальной мощности. ОАО «ТМК» входит в НП «Консорциум «Русская сталь» и совместно с его металлургическими заводами лоббируем наши интересы. В 2014 году документ не был подписан, но чувствуем, что в этом году в какой-то форме он пройдет. При расчетах сравнивается фактическая мощность, которую мы используем, и установленная мощность. За резерв нужно будет платить. По нашему мнению, этот резерв сетевиками искусственно сделан, поскольку за каждый мегаватт мы в свое время платили при присоединении, организовывали прием этой мощности, рекон-

№ 7 (71), июль, 2015 г.

струировали за свой счет подстанции. На Северском трубном заводе линию 220 кВ через леса, горы и реки тянули 70 километров для того только, чтобы заработала наша электропечь. Стоило это примерно 1,3 млрд. рублей, мы вложили в строительство около 300 млн. рублей, от государства не получили при этом ни копейки. Теперь будем платить за эту мощность, которую мы себе сами и организовали. Я могу такие примеры по каждому нашему российскому заводу привести. Именно поэтому мы пытаемся изменить проект этого готовящегося постановления. Предлагаем или перенести его принятие на более поздние сроки, или обеспечить учет позиции потребителей – исключить повышение стоимости электроэнергии при физическом отсутствии резерва. Скажем, мы просим дать 5 МВт, нам отказывают, а потом выясняется, что по документам мы должны платить за резерв. Нужно обеспечить возможность платного отказа от мощности, то есть потребители должны иметь право отказаться, но при этом перераспределить ее на другие подстанции. А также – введение симметрично оплачиваемого резерва. Необходима и ответственность сетевых организаций за отключение. Возьмем так называемые грозовые отключения. В августе прошлого года в Свердловской области, к примеру, НТМК и другие заводы стояли по дватри дня. Синарский трубный завод тоже стоял полдня, здесь вылетела кислородная станция Криогенмаша. Мы пытались у НТМК купить, но у них оказалась такая же проблема. Для Урала гроза, оказывается, такое колоссальное бедствие. Всюду, куда нужно, написали, но опять же ни рубля в счет возмещения убытков за простой не получили – все сослались на новый стандарт, который сами же сетевики и выпустили. Согласно ему все форс-мажорные обстоятельства трактуются в их пользу. Ну и остальные пункты также дискриминационные в отношении крупных потребителей электроэнергии. Вот такие предложения по корректировке готовящегося постановления от «Русской стали» и поданы в Правительство России. Э

13

Энергосервис | Жилой фонд

Будет ли «капитальный» значить «энергоэффективный»? С одной стороны, все мы, как собственники, начинаем платить ежемесячный взнос на капитальный ремонт, установленный в соответствии с новым законодательством. А с другой, как профессионалы, – понимаем, что данная модель его проведения нуждается в доработке.

В

Ирина БУЛГАКОВА, генеральный директор Ассоциации энергосервисных компаний «РАЭСКО»

большинстве субъектов России новая модель капитального ремонта уже начала действовать – созданы Региональные операторы, приняты региональные программы капремонта, определена величина обязательного взноса, и в платежных документах уже появилась отдельная строка. Москва одной из последних вступает в процесс запуска программы капитального ремонта. До 29 мая москвичи – собственники жилья – определились со способом накопления средств на капремонт, а с 1 июля начнут платить ежемесячный взнос в размере 15 рублей с одного квадратного метра. Тогда же начнутся ремонты первых домов согласно очередности, определенной московской региональной программой. Поэтому москвичам сейчас самое время задуматься о том, как, впрочем, и тем жителям других регионов, кто уже выбрал способ накопления средств, чего мы хотим от капитального ремонта, на что и с какой эффективностью потратим деньги и как можно этот процесс оптимизировать. Прежде всего, беспокойство вызывает тот факт, что в процессе принятия решений о капитальном ремонте домов практически не учитывается критерий их энергетической эффективности. Причинами такой ситуации, с одной стороны, является недостаточное самосознание собственников, а с другой – объективные недостатки сложившейся практики по всему жизненному циклу зданий, начиная от проектирования и строительства и заканчивая эксплуатацией и утилизацией. К сожалению, пока не стало общепринятым понимание, что результатом капитального ремонта должно стать улучшение качества жилья – от таких четко измеримых показателей,

Российская ассоциация энергосервисных компаний «РАЭСКО» – методический центр и центр компетенций в вопросах энергосервисных контрактов. Она создана весной 2014 года при поддержке Минэнерго России и Минэкономразвития России. В состав ассоциации вошли профессиональные участники рынка – ЭСКО, энергоаудиторские компании, поставщики оборудования и энергоэффективных решений. Миссия РАЭСКО – содействовать ускоренному и массовому развитию энергосервисного механизма в России. Для этого РАЭСКО разрабатывает методики и профессиональные стандарты в сфере привлечения инвестиций в модернизационные и энергоэффективные проекты, организует их экспертизу, проводит обучение специалистов в сфере энергосервиса.

14

как степень износа, до сложно формализуемого комфорта проживания. Еще реже готовы собственники ставить целью капремонта повышение капитализации их квартир, то есть рост их рыночной стоимости. Чтобы этот механизм прямой зависимости между инвестициями в дом и их отдачей заработал, придется потрудиться профессионалам. И эта работа активно ведется одновременно по ряду направлений. Как будет присваиваться класс энергетической эффективности здания, заполняться его энергетический паспорт, какими должны быть строительные нормы – вот лишь некоторые из актуальных вопросов, над которыми работает сейчас профессиональное сообщество. РАЭСКО, как профессиональная ассоциация, также вносит свой вклад. Мы считаем важным достроить принятую модель реализации капитального ремонта жилых зданий таким образом, чтобы, с одной стороны, появилась легитимная и доступная возможность привлечь для модернизации многоквартирного дома новые инвестиции, а с другой – повысить показатели его энергетической эффективности. И реализовать это можно через механизм энергосервиса. В настоящее время специалисты РАЭСКО заняты разработкой и согласованием с вовлеченными ведомствами возможности заключения домом энергосервисного контракта одновременно с его капитальным ремонтом. Причем это касается не только жителей тех домов, которые выбрали специальный счет в качестве способа накопления денежных средств на капитальный ремонт и которым реализовать эту схему проще. Но и всех тех многочисленных домов, капремонт которых будет финансироваться из региональных фондов через Региональных операторов. Необходимый комплексный ремонт жилищного фонда составляет 3–4%, а по отдельным видам – до 10% в год. Региональные программы приняты на сроки до 25–35 лет. И, по оценкам, потребность в инвестициях на эти цели составляет порядка 350 млрд. рублей. Предусмотренный Жилищным кодексом Российской Федерации перечень обязательных мероприятий больше ориентирован на восстановительный ремонт жилищного фонда. Лишь ряд субъектов Федерации дополнили этот перечень мероприятиями, которые позволят экономить потребление энергоресурсов. Большинство же

ЭНЕРГОНАДЗОР

регионов ограничиваются в программах капитального ремонта списком «федеральных» мероприятий, и это значит, что собственники квартир будут и дальше – на протяжении 30–40 лет до следующего капитального ремонта – переплачивать за тепло, которое им не нужно, и электричество, которое используется впустую. В условиях роста тарифов такое решение явно не оптимальное. И здесь энергосервис – реальный выход уже при существующих законодательных и нормативных рамках, особенно если совместить во времени реализацию работ по энергосервисному контракту с проведением капремонта по региональной программе. Такое совмещение капитального ремонта, финансируемого из регионального фонда, с элементами энергоэффективной модернизации в рамках энергосервисного контракта обеспечит ему большую результативность за счет дополнительных к основному перечню мероприятий. Поскольку энергосервис в первую очередь финансовый механизм, его выгоды именно в сфере привлечения средств. Он позволяет осуществить энергоэффективную модернизацию, не привлекая дополнительных финансовых вложений собственников квартир. А также генерирует экономию, которую они могут просто «положить в кошелек», а могут, при желании, рассматривать как инвестиционный ресурс и также использовать для улучшения качества своего жилья. Для запуска данного механизма, чтобы любой дом мог легко воспользоваться возможностями энергосервиса, его жильцам надо решить ряд проблем. Прежде всего, если ставить целью капремонта повышение энергоэффективности жилого здания, надо, чтобы его энергетический паспорт отражал реальную ситуацию. То есть включить составление энергетического паспорта дома в перечень обязательных работ в составе капитального ремонта либо предусмотреть иную возможность его заполнения. В этой ситуации собственникам сильно бы помогла возможность оптимального распределения финансирования мероприятий при капитальном ремонте между областным фондом и энергосервисной компанией. При условии оставления наименее окупаемых, но нужных для качества дома, безопасности жильцов мероприятий к финансированию за счет государственной программы, а мероприятий со сроком окупаемости до 4–5 лет – за счет энергосервисной компании. Для этого необходимо будет доработать федеральное законодательство, однако не в направлении расширения списка утвержденных мероприятий и увеличения платы граждан, а в части обязательного дополнения капитального ремонта домов энергосервисным договором. Сочетание двух механизмов финансирования позволит говорить о большей комплексности капитального ремонта жилого фонда, которая

№ 7 (71), июль, 2015 г.

дает эффекты синергии – ремонт внутридомовых сетей сочетать с установкой погодного регулирования теплоснабжения, например. Сроки работ, предусмотренных Жилищным кодексом РФ, как и обязательный взнос жильцов за капремонт при этом не изменятся. Но там, где это экономически целесообразно, энергосервисные компании параллельно проведут мероприятия, способствующие энергетической эффективности дома, и в целом это даст комплексный эффект. Анализ данных из регионов показывает, что установленные величины обязательных взносов не всегда обеспечивают необходимые потребности в капремонте нуждающегося в нем жилого фонда. С большой вероятностью будут возникать ситуации дефицита средств в региональных фондах, и в этих условиях механизм энергосервиса мог бы содействовать региональным операторам в выполнении их обязательств, что, как уже отмечалось, потребует поправок в Жилищный кодекс Российской Федерации. Надо говорить, конечно, и о мониторинге результативности, а это значит автоматизация учета потребления, опять же, энергопаспорта домов. Отдельный вопрос – как обеспечить мотивацию регионов и региональных операторов к внедрению энергетического сервиса. Эти вопросы и находятся в настоящее время в проработке специалистов РАЭСКО. Э Подготовила Мария Степанова

15

Консультационный семинар | Противопожарная защита котельных

Правильный обогрев 25 июня состоялся очередной бесплатный консультационно-практический семинар для подписчиков журналов ГИ «ТехНАДЗОР» и ИС «РЕГЛАМЕНТ» на тему «Обеспечение пожарной безопасности при эксплуатации промышленных предприятий». Евгений ЛЯЛИН, заместитель начальника управления ГУ МЧС по Свердловской области, отвечал на вопросы его участников, в том числе о требованиях по обеспечению защиты от пожаров котельных, предусмотренных постановлением Правительства РФ «Правила противопожарного режима в Российской Федерации» № 390 от 25 апреля 2012 года. Пожарная безопасность котельных установок Во встроенных и пристроенных котельных на твердом или жидком топливе с температурой паров более 45°С разрешается устанавливать котлы с давлением пара не более 1,7 МПа и температурой воды до 115°С. Общая их теплопроизводительность во встроенных котельных не должна превышать при использовании жидкого топлива – 3,5 МВт, твердого – с приведенной сернистостью до 0,5% и приведенной зольностью до 2,5% – 1,7 МВт, с приведенной сернистостью до 1% и приведенной зольностью до 5% – 0,6 МВт. Теплопроизводительность котлов отдельно стоящих и пристроенных котельных не ограничивается. Камерные топки котельных, работающих на жидком, газообразном и твердом распыленном топливе, должны быть оборудованы взрывными предохранительными клапанами, число и размеры которых, их размещение и размеры сечения устанавливает проектная организация. Паровые и водогрейные котлы с камерным сжиганием топлива следует оборудовать системами автоматики, останавливающими рабочий процесс при нарушении режима подачи топлива или воздуха либо уменьшении разрежения в топке. А также – при обрыве пламени, аварийном повышении или понижении уровня воды в котле, повышении давления пара или температуры воды выше допустимых значений, нарушениях в электроснабжении и неисправностях цепей защиты котла. Расстояние от фронта котла или выступающих частей топки до противоположной стены котельной должно составлять не менее 3 м. Для котлов, работающих на жидком и газообразном топливе, расстояние до противоположной стены может быть уменьшено до 2 метров. При расположении котлов друг против друга расстояние между фронтами котлов должно быть не менее 4 метров – при механизированных топках, не менее 5 метров – при немеханизированных топках (на твердом топливе). Ширина бокового прохода должна составлять не менее 1 метра. Взвешенная в воздухе пыль (размеры частиц менее 0,2 мм) углей (кроме антрацита и полуантрацита), сланцев, торфа, полукокса образует взрывоопасную смесь. Поэтому пылеприготовительное оборудование (мельницы, сепараторы, циклоны, пылепроводы, бункеры) должно быть оборудовано взрывными предохранительными

16

клапанами. Диафрагмы предохранительных клапанов диаметром до 1 метра выполняются из асбестового картона толщиной 3–5 мм, мягкой жести толщиной не более 0,5 мм с одинарным швом посередине либо из алюминиевого листа толщиной 0,5–1 мм с надрезом по средней линии на 50% его толщины. Пылеприготовительное оборудование должно быть герметичным. Емкость склада для твердого топлива предполагается не более семисуточного расхода – при доставке автотранспортом, и не более 14-суточного расхода – при доставке железнодорожным транспортом. Ограничиваются размеры штабелей топлива. Так, размеры штабелей торфа следует предусматривать по длине не более 125 метров, по ширине не более 30 метров и по высоте не более 7 метров. При механизированной подаче твердого топлива в слоевые топки расходные бункеры для топлива должны выполняться из негорючих материалов и оборудоваться устройствами, предотвращающими застревание и зависание топлива. Самовозгорающиеся угли при закладке их в штабель уплотняются путем послойной укатки механизмами, особенно тщательно должны уплотняться откосы штабелей. При повышении температуры до 60°С топливо изымается из штабеля и подается в котельную на сжигание. В котельных установках, работающих на жидком топливе, должны соблюдаться требования пожарной безопасности, предъявляемые к сливным эстакадам, резервуарам, системам

ЭНЕРГОНАДЗОР

топливоподачи. Допускается для разогрева мазута в железнодорожных цистернах, сливных лотках, подогревателях и резервуарах топливохранилища применять пар давлением 0,6–1 МПа и воду температурой 120°С. Резервуары для топлива допускается размещать в помещениях, пристроенных к котельной. При этом общая емкость должна быть не более 150 м3 – для мазута и 50 м3 – для легкого нефтяного топлива. Допускается установка расходных баков емкостью не более 5 м3 – для мазута и не более 1 м3 – для легкого топлива в котельных залах (но не под котлами и экономайзерами) отдельно стоящих котельных. Трубопроводы для подачи топлива не допускается прокладывать в каналах и нишах полов котельной. Для защиты топливопроводов от перегрева они теплоизолируются негорючими материалами. Пожарная безопасность зданий котельных Центральные котельные установки размещаются на специально отведенной территории. Отдельно стоящие здания котельных по степени огнестойкости, классу конструктивной пожарной опасности, высоте зданий и площади этажа в пределах пожарного отсека принимаются в соответствии с требованиями для зданий производственного назначения. Размещение местных пристроенных и встроенных котельных должно обеспечивать безопасность зданий другого назначения. Так, строительные нормы не допускают пристраивать и встраивать котельные, работающие на газе или жидком топливе с температурой вспышки паров ниже 45°С, в общественные и административные здания, учебные, лечебные и культурно-зрелищные учреждения, а также в производственные здания промышленных предприятий. Здания отдельно стоящих, пристроенных и встроенных котельных выполняются I и II степени огнестойкости класса пожарной опасности С0; III степени огнестойкости классов пожарной опасности С0 и С1. Здания отдельно стоящих котельных, относящихся ко второй категории по надежности отпуска тепла потребителям, могут также выполняться IV степени огнестойкости класса пожарной опасности С0, С1. Конструкции крышных котельных должны иметь степень огнестойкости не ниже III и относиться к классу пожарной опасности С0. Крышные котельные выполняются одноэтажными. Кровельное покрытие здания под крышной котельной и на расстоянии 2 метров от ее стен должно выполняться из материалов НГ или защищаться от возгорания бетонной стяжкой толщиной не менее 20 мм. При блокировке котельной с закрытым складом твердого топлива последний должен быть отделен противопожарной стеной 1-го типа с пределом огнестойкости не менее REI 150. Пристроенные котельные должны отделяться от основного здания противопожарной стеной

№ 7 (71), июль, 2015 г.

Крупные пожары, происходящие ежегодно на промышленных производствах в нашей стране, в среднем составляют около 0,2% от общего количества. Однако только прямой ущерб от них достигает в среднем до 25% и более от общего ущерба от пожаров. За невыполнение в установленный срок законного предписания органа, осуществляющего государственный пожарный надзор, предполагается штраф – для должностного лица от 3 до 4 тысяч рублей, для юридического – от 70 до 80 тысяч рублей.

2-го типа. Перекрытие котельной должно выполняться из материалов НГ. Встроенные и крышные котельные должны отделяться от смежных помещений и чердака противопожарными стенами 2-го типа или противопожарными перегородками 1-го типа, противопожарными перекрытиями 3-го типа. Не допускается размещение встроенных котельных под жилыми помещениями, непосредственно на перекрытиях жилых помещений, смежными с жилыми помещениями, а также над и под помещениями категорий А и Б. Встроенные в здание котельной помещения обслуживающего персонала отделяются от производственных помещений противопожарными перегородками 1-го типа и противопожарными перекрытиями 3-го типа. Надбункерные галереи топливоподачи должны быть отделены от котельных залов перегородками (без проемов) 2-го типа. Допускается, как исключение, устраивать в указанной перегородке дверной проем в качестве эвакуационного выхода через котельный зал. При этом сообщение между надбункерной галереей и котельным залом должно быть выполнено через тамбур. Предел огнестойкости ограждающих конструкций тамбура должен быть не менее REI 45, а предел огнестойкости дверей в перегородке и тамбуре – не менее EI 30. В котельных залах (но не над котлами или экономайзерами) отдельно стоящих котельных

17

Консультационный семинар | Противопожарная защита котельных допускается предусматривать установку закрытых расходных баков жидкого топлива емкостью не более 5 м3 – для мазута и 1 м3 – для легкого нефтяного топлива. Для встроенных и пристроенных котельных общая вместимость расходных баков, устанавливаемых в помещениях котельной, не должна превышать 0,8 м3. Расходные баки в помещениях котельных следует рассматривать как технологический аппарат. Допускается предусматривать установку резервуаров для топлива в помещениях, пристроенных к зданиям котельных. При этом общая емкость топливных резервуаров должна быть не более 150 м3 – для мазута и 50 м3 – для легкого нефтяного топлива. Прокладку топливопроводов следует предусматривать надземной. Допускается подземная прокладка в непроходных каналах со съемными перекрытиями с минимальным заглублением каналов без засыпки. В местах примыкания каналов к наружной стене зданий каналы должны быть засыпаны песком или иметь диафрагмы из материалов НГ. Топливопроводы должны прокладываться с уклоном не менее 0,003. Запрещается прокладка топливопроводов непосредственно через газоходы, воздуховоды и вентиляционные шахты. Для встроенных, пристроенных и крышных котельных открытые участки газопровода должны прокладываться по наружной стене зданий по простенку шириной не менее 1,5 метра. На подводящем газопроводе к котельной должны быть установлены: • отключающее устройство с изолирующим фланцем на наружной стене здания на высоте не более 1,8 метра; • быстродействующий запорный клапан с электроприводом внутри помещения котельной; • запорная арматура на отводе к каждому котлу или газогорелочному устройству. При использовании топлива, способного образовывать газо-, паро-, пылевоздушные взрывоопасные смеси, в помещениях топливоподачи следует предусматривать легкосбрасываемые ограждающие конструкции, площадь которых определяется расчетом по ГОСТ Р 12.3.047, при отсутствии расчетных данных площадь легкосбрасываемых конструкций должна составлять не менее 0,05 м2 на 1 м3 помещения категории А и не менее 0,03 м2 – помещения категории Б. Оконные стекла в зданиях и помещениях топливоподачи должны предусматриваться одинарными и располагаться в одной плоскости с внутренней поверхностью стен. Категории зданий и помещений по взрывопожарной и пожарной опасности котельных принимаются согласно СП 12.13130. Выходы из встроенных и пристроенных котельных надлежит предусматривать непосредственно наружу. Марши лестниц для встроенных котельных допускается располагать в

18

габаритах общих лестничных клеток, отделяя эти марши от остальной части лестничной клетки перегородками 1-го типа и перекрытиями 3-го типа. Для крышных котельных следует предусматривать: • выход из котельной непосредственно на кровлю; • выход на кровлю из основного здания по маршевой лестнице. При уклоне кровли более 10% следует предусматривать ходовые мостики шириной 1 метр, с перилами от выхода на кровлю до котельной и по периметру котельной. Конструкции мостиков и перил предусматриваются из материалов НГ. Для котельных, работающих на твердом топливе, дымовая труба, расположенная над кровлей из горючих материалов, должна иметь искрогаситель. Расстояния между смежными штабелями угля следует принимать в 1 метр при высоте штабелей не более 3 и 2 метров – при большей высоте штабеля. Размеры штабелей торфа – по длине не более 125 метров, по ширине – не более 30 метров и по высоте – не более 7 метров. Углы откоса штабелей необходимо предусматривать для кускового торфа – не менее 60°, для фрезерного – не менее 40°. Расположение штабелей торфа необходимо предусматривать попарное с разрывами между подошвами штабелей в одной паре в 5 метров. Между парами штабелей – равными ширине штабеля по подошве, но не менее 12 метров. Разрывы между торцами штабелей от их подошвы – для кускового торфа в 20 метров, для фрезерного – в 45 метров. Расстояние от подошвы штабеля топлива до ограждения – 5 метров, до головки ближайшего рельса железнодорожного пути – 2 метра и до края проезжей части автомобильной дороги – 1,5 метра. Установка пожарных кранов производится в помещениях категорий А, Б и В, а также в помещениях, где прокладываются трубопроводы жидкого и газообразного топлива. Здание высотой более 12 метров, не оборудованное внутренним противопожарным водопроводом для подачи воды на пожаротушение, имеющее крышную котельную, должно быть оборудовано «сухотрубом» с выводом на кровлю с пожарными рукавными головками диаметром 70 мм. Пожарные краны надлежит размещать из расчета орошения каждой точки двумя пожарными струями воды производительностью не менее 2,5 л/с каждая, с учетом требуемой высоты компактной струи. Дренчерные завесы предусматриваются в местах примыкания транспортерных галерей к главному корпусу котельной, узлам пересыпки и дробильному отделению. Управление пуском дренчерных завес производится со щита топливоподачи и дублируется пусковыми кнопками в местах установки дренчерных завес. Э

ЭНЕРГОНАДЗОР

Охрана труда | Безопасность ЛЭП

Новая защита – новые возможности На Всероссийской конференции по охране труда в Сочи в апреле текущего года получила одобрение новая разработка специалистов филиала ОАО «МРСК Урала» – «Челябэнерго». Совместно с учеными Южно-Уральского государственного университета и ОАО «КОНЦЕРН ЭНЕРГОМЕРА» создана система защиты при обрывах фазных и нулевого проводов на воздушных линиях электропередачи напряжением 0.4 кВ. Устройство разработано на базе микропроцессорного счетчика с передачей сигнала по GSM-каналу.

П

ротяженность воздушных линий (ВЛ) напряжением 0.4 кВ в России на сегодня превышает 800 тысяч км, причем абсолютное большинство из них выполнено неизолированными проводами. Наиболее частые повреждения ВЛ – обрывы фазных и нулевого проводов. Средняя удельная повреждаемость по России составляет 40–50 случаев на 100 км, из них около 40% – обрывы проводов. Это приводит к нарушению электроснабжения потребителей, возникает опасность поражения людей электрическим током, зачастую страдают дети. Существует целый ряд разработок для защиты потребителей при обрывах фазных и нулевого проводов на ВЛ 0.4 кВ, но ни одна из них не нашла широкого применения либо ввиду высокой стоимости, либо из-за технологической сложности. Большинство воздушных линий электропередачи 0.4 кВ сегодня защищены предохранителем типа «ПН» или автоматом типа «ВА», для срабатывания которых требуется протекание токов, кратно превышающих номинальные, что в реальных условиях эксплуатации обеспечивается крайне редко. В основе нашей разработки лежит идея использования существующих в сети аппаратов путем расширения их функциональных возможностей, в частности микропроцессорного счетчика с доработанным программным обеспечением и автомата с независимым расцепителем. Исследования проводились в три этапа. На первом была создана компьютерная модель сети в программном комплексе MATLAB. Затем на стенде Южно-Уральского госуниверситета была разработана физическая модель, на учебном полигоне филиала ОАО «МРСК Урала» – «Челябэнерго» построена опытная электрическая сеть. При разработке были проанализированы следующие режимы работы электрической сети: • нормальный режим; • обрывы фазных проводов воздушной линии; • обрывы нулевого провода; • одновременный обрыв фазных и нулевого проводов; • короткие замыкания; • обрывы фазных и нулевого проводов, короткие замыкания на параллельной ВЛ.

№ 7 (71), июль, 2015 г.

Каждый из указанных режимов рассматривался при изменении симметрии нагрузки по фазам и величины сопротивлений заземляющих устройств. Всего в период с 2012 по 2014 год было исследовано 34 режима, проведено около 1 500 замеров. Анализ установленных закономерностей в изменении напряжений при возникновении обрывов фазных и нулевого проводов дал возможность обосновать логические признаки, характеризующие аварийные режимы, и задать уставки, позволяющие их выявлять. Исследования в реальных электрических сетях, а также в опытной электрической сети подтвердили достоверность результатов, полученных на компьютерной модели сети. Цена устройства складывается из стоимостей модернизированного счетчика «ЭНЕРГОМЕРА СЕ303 S34» (остается неизменной) и автомата с независимым расцепителем (на 20% дороже обычного). Управляющий сигнал передается через встроенный в счетчик GSM модем. Расходов на GSM-трафик нет, так как «подъем трубки» не производится. При выявлении обрыва провода счетчик производит два вызова: первый – в диспетчерскую службу с уведомлением о срабатывании; второй – отключающий, на счетчик, установленный в трансформаторной подстанции (ТП), который, в свою очередь, воздействует на независимый расцепитель автомата. Для запуска системы в работу необходимо на ВЛ 0.4 кВ у последнего трехфазного потребителя заменить существующий счетчик на «ЭНЕРГОМЕРА СЕ303 S34» и в ТП балансовый счетчик поменять на аналогичный. Монтаж и настройку защиты производит организация, монтирующая счетчики, которые устанавливаются сегодня десятками тысяч в каждой энергосистеме, при этом необходимо лишь «зашить» в память счетчика телефонные номера. В данный момент новая защита установлена в Челябинской области на восьми воздушных линиях электропередачи 0.4 кВ в зоне ответственности Красноармейского района электрических сетей (РЭС) филиала ОАО «МРСК Урала» – «Челябэнерго», где и проводится опытная эксплуатация. Р

Алексей МЛОТОК, заместитель главного инженера по производственному контролю и охране труда филиала ОАО «МРСК Урала» – «Челябэнерго», к.т.н.

454000 Челябинск, пл. Революции, 5 Тел. +7 (351) 267-83-59 www.mrsk-ural.ru

19

Охрана труда | СОУТ в энергетике

Двойной стандарт во вред здоровью За последние пять лет значительно выросло количество несчастных случаев со смертельным исходом в производстве и распределении электроэнергии, воды и газа в Свердловской области. Если в 2009 году они составляли в этой отрасли 2,5% от общего количества погибших работников, то за пять месяцев 2015-го – 13%.

Рэстам БИКМЕТОВ, главный технический инспектор труда Федерации профсоюзов Свердловской области (ФПСО)

20

Оптимизация бригад минус СИЗ… Что касается непосредственно специализированных энергетических компаний, то вот лишь несколько тому примеров. На Среднеуральской ГРЭС погиб от поражения электрическим током работник – травму со смертельным исходом получил стажер на Белоярской атомной электростанции. В обоих случаях были возбуждены уголовные дела. Достаточно часто несчастные случаи в энергетике, даже в специализированных компаниях по ремонту оборудования, происходят вследствие недостатков в организации производства работ. Сегодня на первом плане в этой цепочке – последствия оптимизации численности ремонтных, оперативных бригад. Особо опасные работы производятся по нарядам-допускам, по распоряжениям. Для каждого члена бригады, выполняющей работы по наряду-допуску, выделена своя. Но сегодня в ряде организаций работникам приходится в одном лице совмещать функции и наблюдающего, и допускающего, и производителя работ. Либо за руководителем работ закрепляется несколько объектов, и он вынужден оставлять бригаду без наблюдения, перемещаясь с одного на другой. Бригада же, несмотря на неполный состав, старается вписаться в сроки выполнения работ, чтобы, согласно установленному регламенту, запустить электроустановки, не лишиться премии и даже рабочего места. При этом у руководителя повышается риск попадания под уголовную ответственность, так как контроль работы членов бригады, соблюдения ими требований охраны труда ослабевает. Нередко у нас возникают вопросы по назначению, обучению и допуску самих руководителей. Так, при осуществлении ремонтных работ на Среднеуральской ГРЭС с высоты 17,2 метра упал мастер ремонтной бригады, грубо нарушивший меры безопасности. Также хочется обратить внимание на обеспечение людей, работающих в электроустановках, на электрических сетях, средствами индивидуальной защиты (СИЗ), главное в которых – костюм для предохранения от электрической дуги.

Но здесь, как ни странно, «мешает» нормативное регулирование. Его недостатки проявляются в том, что в Инструкции по применению и испытанию средств защиты, используемых в электроустановках, утвержденных приказом Минэнерго России № 261 от 30 июня 2003 года, напрямую не указано о необходимости обеспечения костюмами для защиты от электрической дуги работников, эксплуатирующих данные объекты. Все комиссии по расследованию несчастных случаев на производстве в основном проецируют данную норму на линейных монтеров, обслуживающих высоковольтные линии. По результатам анкетирования, проведенного Федерацией профсоюзов в рамках Всемирного дня охраны труда, только 54% опрошенных работников ответили, что удовлетворены полностью качеством имеющихся средств защиты. Желание рассказать о проблемах в области СИЗ на своем предприятии выразили 33% респондентов. Двойной стандарт – СанПиН и СОУТ Помимо электротравматизма сегодня в сфере энергетики выходит на первый план и вопрос оценки условий труда (СОУТ). После 1 января 2014 года, когда критерии изменились, именно сфера энергетики начала нам давать прирост обращений и жалоб. Вот один пример. В электросетевой компании в Новоуральске 38 человек лишились гарантий компенсации, так как сегодня они не распространяются на людей, работающих на открытом воздухе даже при минусовых температурах. По нормативным актам Минтруда РФ, такие условия не критичны в характеристике условий труда. На мой взгляд, это абсурдное решение. Или возьмем оценку напряженности труда в энергетике. Степень риска поражения работников электротоком высока, следовательно, велика и ответственность руководителей – начальников цехов, участков, мастеров за жизнь людей (вплоть до уголовной). Но по нормам Минтруда РФ условия труда у них становятся нормальными. Я, может быть, несколько утрируя, скажу, что по ст.143 Уголовного кодекса РФ руководитель должен идти в тюрьму спокойно, не напрягаясь… Еще один больной вопрос, связанный с темой спецоценки, – досрочное ее проведение с целью сокращения расходов работодателя. Наряду с искажением характеристик условий труда спецоценка дала сокращение предоставления гарантий и компенсаций за работу во вредных и(или) опасных условиях труда. Такие проблемы возникли на электростанциях ENEL COMPANI, где собственниками являются итальянцы, и на многих других предприятиях электроэнергетики. Мы рассказываем председателям профсоюзных комитетов о возможности сохранения гарантий и компенсаций тем, кто их раньше имел. Для достижения этой

ЭНЕРГОНАДЗОР

цели необходимы в том числе настойчивость и навыки убеждения. В ст.15 п.3 ФЗ «О внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации в связи с принятием Федерального закона «О специальной оценке условий труда» № 421, вступившего в силу с 1 января 2014 года, сказано, что гарантии и компенсации людям, ранее работавшим в организации и получавшим их, должны быть сохранены, если условия труда не изменились. Все изменения условий труда должны быть подтверждены результатами СОУТ. А что сегодня происходит? Провели СОУТ, получили 2-й класс условий труда и отменили предоставление отпусков, доплат, сокращенной рабочей недели, хотя набор вредных факторов, влияющих на здоровье работника, сохранился в полном объеме. Либо, если устанавливается вредный класс, то напрямую применяются нормы Трудового кодекса РФ, которые устанавливают минимальные гарантии. До вступления в силу законодательства о спецоценке работники, занятые в сфере энергетики, относились к числу категорий с высоким уровнем гарантий и компенсаций за работу во вредных условиях труда. А после проведения СОУТ и с ориентацией только на последние нормы Трудового кодекса РФ им оставили 4% доплат к заработной плате вместо 14%, 12 дней к отпуску и т.д. Повторюсь, в данном случае необходимо наряду с Трудовым кодексом РФ применять норму ст.15 ФЗ № 421. Вновь поступающих на работу, к сожалению, Трудовой кодекс РФ лишил такого права. Таким образом, возникает некая дискриминация, потому что законодательством предусматривается, что на одном и том же рабочем месте два разных работника одной и той же профессии, с одной и той же функцией будут получать (или не получать совсем) разные гарантии и компенсации. У нас сейчас на Верхнетагильской ГРЭС профсоюзная организация занимается решением проблемы предоставления работникам гарантий компенсаций за работу во вредных условиях труда в связи с изменением классов условий труда по результатам спецоценки. Хочу пояснить, что вредные условия труда – это класс 3, который имеет 4 степени вредности: 3.1,3.2,3.3 и 3.4. Новая редакция Трудового кодекса РФ как раз увязала основания предоставления дополнительных отпусков и сокращение рабочего времени со степенью вредности. Так, сокращенная рабочая неделя полагается работникам в том случае, если по результатам спецоценки у них установлены классы 3.3., 3.4. и 4. Современное законодательство допустило замену 36-часовой на 40-часовую рабочую неделю с предоставлением денежной компенсации, но при закреплении порядка, условий и величины компенсации в трех документах: отраслевом (межотраслевом) соглашении, коллективном договоре и соглашении (договоре) с работником. Если организация не присоединилась к отраслевому согла-

№ 7 (71), июль, 2015 г.

шению, она может заключить его напрямую с областной отраслевой организацией. Если в этих документах закреплены разные условия предоставления компенсации, то применяться должен документ, устанавливающий больший размер компенсации и выгодные для работника условия ее предоставления. Нонсенс, но сейчас, по СанПиН, мы имеем условия труда вредные, а по СОУТ, на том же рабочем месте, они нормальные. Это и есть двойные стандарты. Роспотребнадзор принимает одну сторону, Минтруд РФ – другую, единого подхода в классификации условий труда в государстве нет. Государство экономит, работник судится… Идея понятна – государство хочет вернуться к такому балансу объема гарантий за вредные условия труда, который был в советское время. В тот период имели право на гарантии и компенсации в виде дополнительных отпусков, доплат, льготных пенсий, сокращенного рабочего времени 30–40% работающих. После введения постановления Правительства РФ «Об установлении сокращенной продолжительности рабочего времени, ежегодного дополнительного оплачиваемого отпуска, повышенной оплаты труда работникам, занятым на тяжелых работах, работах с вредными и (или) опасными и иными особыми условиями труда» № 870 от 20 ноября 2008 года уже 60–70% людей имели право претендовать на предоставление гарантий. Но многие и до сих пор не знают, что оно у них было, в особенности занятые в малом бизнесе. С учетом этого получим все 80–90% претендентов на гарантии и компенсации. Попутно хочу поднять другую проблему – работники не знают не только о гарантиях компенсаций, но и о размерах предоставления или порядке возмещения вреда, причиненного вследствие травмы на производстве или профзаболевания. Если человек получил травму, он считает, что возмещение – обязанность работодателя, хотя с 2000 года это должен делать Фонд социального страхования России. Также не все работники знают, что сегодня для оплаты больничного листа в размере среднего заработка необходимо представить в Фонд социального страхования справку о зарплате за два года. При отсутствии таковой выплаты будут производиться по минимуму. С 1 января 2014 года в случае гибели на производстве кормильца иждивенцы получают уже не 86 тысяч, а один миллион рублей. Оплата дополнительных расходов, в том числе протезирования, может быть также произведена за счет средств социального страхования, если это прописано медикосоциальной экспертизой. Отсутствие информации у работников по вышеперечисленным вопросам порождает обвал судебных разбирательств, порой затянутых на годы, поскольку судьи первой инстанции не всегда склоняются на сторону работников. Э

21

Охрана труда | СИЗ для электромонтажника

На высоту – с надежной страховкой По данным Федеральной службы по труду и занятости, в среднем за год общее количество несчастных случаев с тяжелыми последствиями – более 8 500, из них 30% – непосредственно падение с высоты. Не теряет своей актуальности и организация безопасных работ на высоте в энергетике. Дмитрий КОЧЕВ, руководитель инженерно-сервисного центра Safe-Tec (Москва)

П

од действие «Межотраслевых правил по охране труда при работе на высоте» подпадает организация труда работников, находящихся на расстоянии менее двух метров от неогражденных перепадов по высоте 1,3 метра и более – при отсутствии перил, сетки безопасности, лесов. Данная коллективная защита предназначена для группы людей и имеет приоритетное значение перед средствами индивидуальной защиты. Но ее устройство не всегда возможно, особенно при проведении работ на опорах и линиях электропередачи. В таких условиях основными причинами несчастных случаев являются отсутствие, недостаток, использование устаревших или непригодных, неправильно подобранных средств индивидуальной защиты от падения с высоты (СИЗП). А также – неудовлетворительный периодический учет, осмотр и обслуживание СИЗП, недостаточное обучение как пользователей, так и компетентных лиц, отвечающих за безопасность работ на высоте. Использование средств индивидуальной защиты от падения с высоты (удерживающей системы) поможет максимально уменьшить вероятность производственного травматизма, свести к минимуму эффект падения (страховочной системы). При этом при выборе СИЗП должен учитываться характер выполняемых работ. Страховочная система – это индивидуальное средство защиты, состоящее из страховочной привязи, анкерного устройства и соединительноамортизирующей подсистемы. Она может использоваться совместно с системой рабочего позиционирования. Такого типа конфигурация позволяет выполнять работы на столбах или других конструкциях, где есть риск падения с высоты. В таком случае используется следующее снаряжение: • страховочная привязь с поясным ремнем (или без него) по ГОСТ Р ЕН 361-2008; • строп для рабочего позиционирования по ГОСТ Р ЕН 358-2008;

По статистике количество несчастных случаев, связанных с производственным травматизмом при падении с высоты во время исполнения должностных обязанностей, в России, так же как и в странах Европы, США и в Китае, за последние два года вышло на первое место, опередив по этому показателю несчастные случаи при дорожно-транспортных происшествиях.

22

• соединительно-амортизирующая подсистема по ГОСТ Р ЕН 355-2008, ГОСТ Р ЕН 362-2008, ГОСТ Р ЕН 353-1-2008, ГОСТР Р ЕН 3532-2007. Анкерное устройство – это элемент или ряд элементов или компонентов, которые включают точку или точки анкерного крепления. Точка анкерного крепления – элемент, к которому присоединяется средство индивидуальной защиты. Все анкерные устройства должны соответствовать ТР ТС 019/2011 (СТБ EN 795-2009). Анкерные устройства могут быть постоянными, например – жесткая анкерная линия или стационарная анкерная точка, а также мобильными – переносные анкерные устройства: трипод (тренога), крепежная петля, балочный кронштейн. Анкерные точки должны присоединяться к элементам стационарных конструкций – балка, швеллер, двутавр, которые обладают необходимой статической прочностью. Соединительно-амортизирующая подсистема служит для соединения анкерного устройства со страховочной привязью. В качестве элементов соединительно-амортизирующей подсистемы могут выступать стропы с амортизатором, устройства защиты втягивающегося типа (блокирующие инерционные) и средства защиты ползункового типа. Эти устройства предназначены для остановки падения, а также амортизации (рассеивание кинетической энергии, развиваемой при падении с высоты), тем самым устраняя опасность возникновения последствий, связанных с чрезмерной нагрузкой на организм человека при резком торможении. Страховочная привязь – компонент страховочной системы для охвата тела с целью предотвращения падения. Основной задачей страховочной привязи является удержание тела человека во время падения, а также безопасное распределение динамических нагрузок, возникающих при остановке падения, достаточно комфортное ожидание помощи. Требования к конструкции страховочных привязей определяются ТР ТС 019/2011 (ГОСТ Р ЕН 361-2008), которому должны соответствовать привязи, используемые для защиты от падения с высоты. Страховочная привязь оснащается передним и/или задним элементами крепления для остановки падения. Дополнительно в состав страховочной привязи может быть включен поясной ремень с элементами крепления для рабочего позиционирования по ГОСТ Р ЕН 358-2008, а также элементом крепления для работы в положении сидя – ГОСТ Р ЕН 813-2008.

ЭНЕРГОНАДЗОР

Не допускается использование в страховочной системе предохранительных поясов без набедренных и наплечных лямок. Рабочее позиционирование – способ, который позволяет человеку работать с поддержкой при помощи индивидуального защитного средства, находящегося в натянутом состоянии, таким образом, при котором падение предотвращается. При такой работе используется поясной ремень, к элементам крепления которого присоединяются удерживающие стропы (стропы для рабочего позиционирования). Если работа в подпоре (позиционирование) выполняется в зоне, где есть риск падения с высоты, то дополнительно должна применяться страховочная система для остановки падения (многие страховочные привязи комплектуются поясным ремнем). Удерживающие стропы не предназначены для использования с целью остановки падения. Запрещается присоединение компонентов соединительно-амортизирующей подсистемы к элементам крепления для рабочего позиционирования. Причины, усугубляющие тяжесть возможных последствий падения или остановки падения Запас высоты – рассчитывается с учетом суммарной длины стропа и соединителей с учетом длины сработавшего амортизатора, роста работника, а также свободного пространства, остающегося до нижележащей поверхности в состоянии равновесия работника после остановки падения. Расчет запаса высоты при использовании горизонтальной анкерной линии должен учитывать ее геометрию (возможный прогиб). Фактор падения – характеристика высоты возможного падения работника, определяемая отношением значения высоты падения работника до начала срабатывания амортизатора к суммарной длине соединительных элементов страховочной системы. Значение фактора падения зависит от места выбора анкерного устройства и суммарной длины соединительных элементов страховочной системы. Предпочтительным является выбор места анкерного устройства над головой работающего, то есть выше точки прикрепления соединительных элементов страховочной системы к его привязи. Эффект маятника – выбор анкерной точки относительно расположения работника в составе страховочной системы при падении должен исключать его маятниковое движение, а также перемещение стропа по кромке поверхности из-за возможности его обрыва в результате трения об острые края. Эффект маятника может также вызвать неправильное использование элементов страховочной системы, например, захватов ползункового типа на гибкой анкерной линии. В связи с этим при выборе анкерной точки следует учитывать возможность возникновения эффекта маятника. При использовании для работы страховочной системы необходимо учитывать:

№ 7 (71), июль, 2015 г.

Основными причинами несчастных случаев являются отсутствие, недостаток, использование устаревших или непригодных, неправильно подобранных средств индивидуальной защиты от падения с высоты (СИЗП).

• компоненты страховочной системы должны соответствовать требованиям действующих отраслевых стандартов; • перед каждым использованием любого компонента системы пользователю необходимо ознакомиться с инструкцией по эксплуатации. По статистике количество несчастных случаев, связанных с производственным травматизмом при падении с высоты во время исполнения должностных обязанностей, в России, так же как и в странах Европы, США и в Китае, за последние два года вышло на первое место, опередив по этому показателю несчастные случаи при дорожно-транспортных происшествиях. Это свидетельствует о серьезной мировой проблеме, преодолеть которую возможно при серьезном отношении к организации труда в опасных условиях – обязательном и грамотном использовании средств индивидуальной защиты от падения с высоты. Э

23

Технологии и оборудование | Промышленная теплоэнергетика

Газогенератор для угольного топлива Прогнозируемое в последнее время изменение топливно-энергетического баланса России в пользу угольной составляющей влечет за собой развитие новых экологически чистых технологий использования угля. Одним из перспективных направлений является применение водоугольных топлив (ВУТ). Гузель МИНГАЛЕЕВА, заведующая лабораторией «Моделирование систем производства энергии», д.т.н. Айгуль ГАЛЬКЕЕВА, аспирант Исследовательский центр проблем энергетики ФГБУ науки Казанского научного центра РАН

Н

аиболее известными процессами использования ВУТ в промышленной теплоэнергетике являются прямое сжигание в котлах, предварительная газификация с последующим сжиганием генераторного газа в газотурбинных установках и применение в двигателях внутреннего сгорания. Экспериментальные данные по сжиганию ВУТ показывают возможность замены как слоевого сжигания угля, так и жидкого топлива (мазута). Одной из наиболее распространенных технологий является прямое сжигание ВУТ в топке котла. В составе ВУТ сгорает от 98 до 99,7% горючих компонентов угля, тогда как при слоевом сжигании только 60%. Весь процесс сжигания ВУТ складывается из подготовительных стадий подачи и распыления форсунками горелок и основных стадий воспламенения и горения твердых частиц. Дополнительная влага, содержащаяся в ВУТ, с одной стороны, на начальном этапе задерживает воспламенение, а с другой стороны, способствует возникновению микровзрывов и образованию пористой структуры угольной частицы. Стоит также отметить, что для приготовления ВУТ подходит практически любая, даже загрязненная, вода – при сжигании происходит ее очищение. Существенным недостатком при сжигании ВУТ является необходимость обеспечить ультратонкий распыл капель суспензии для улучшения выгорания факела топлива. Большое влияние необходимо уделять конструкции форсунок и

Рис. 1. Зависимость молярной концентрации исходных веществ и продуктов газификации от времени

24

материалу изготовления для обеспечения износостойкости ввиду абразивности топлива. Альтернативой этой технологии является его газификация с последующим сжиганием генераторного газа в газовых турбинах. Данная технология обладает существенными преимуществами: часть воды в составе ВУТ при взаимодействии с частицами угля преобразуется в водород и оксид углерода, увеличивая теплотворную способность получаемого газа. Ее использование является перспективным на объектах малой энергетики, которые могут быть востребованы как в России, так и за рубежом. Сжигание генераторного газа не требует существенной модернизации ГТУ, кроме доработки камеры сгорания. В процессе термической переработки угля и ВУТ на состав генераторного газа влияют температура и давление процесса, структура исходного топлива и окислителя, конструкция газогенератора, химические реакции газификации и время их протекания, а также состав и количество выделившихся летучих и влаги. Для расчета состава генераторного газа были отобраны три марки углей: Камский длинноплаг г г г менный (С – 74,5%, H – 5%, O – 13,3%, N – 2%, г р р г S – 4,5%, A – 16%, W – 8%, V – 41%), Кузнецкий г г г г газовый (С – 82,5%, H – 5,8%, O – 8,3%, N – 2,7%, г р р г S – 0,7%, A – 10,9%, W – 9%, V – 39%) и Иршаг г г Бородинский бурый (С – 72%, H – 5%, O – 20,8%, г г р р г N – 1,3%, S – 0,9%, A – 10,2%, W – 32%, V – 49%). Водоугольное топливо на основе этих углей задавалось как смесь 50% пыли и 50% воды.

Рис. 2. Зависимость содержания водорода в генераторных газах от температуры

ЭНЕРГОНАДЗОР

В качестве окислителя использовался кислород, коэффициент избытка воздуха составил 0,4. На начальном этапе процесса без подвода окислителя с поверхности угольной частицы испаряется влага, и выделяются летучие вещества, которые впоследствии сгорают в реакционной зоне. Принималось, что летучие вещества представляют собой смесь оксида углерода, диоксида углерода, водорода, метана и водяного пара. Расчет их количества велся с использованием балансовых уравнений по углероду, водороду, кислороду. Количество окислителя было рассчитано с учетом теоретически необходимого объема кислорода и коэффициента избытка воздуха. Термическое превращение угольной пыли и водоугольного топлива в газогенераторе включает в себя реакции газификации коксового остатка, окисления углерода водяным паром, диссоциации и конверсии метана и горения летучих. Константы равновесия реакций определены по справочным данным в зависимости от температуры. Константы скорости рассчитывались по уравнению Аррениуса: . Каждой реакции соответствуют свои энергия активации и фактор столкновения (предэкспоненциальный множитель A в уравнении Аррениуса). Расчет велся в диапазоне температур 1000–1500 К, при постоянном объеме до достижения равновесного состава генераторного газа. Выходные данные представляют графики изменения молярной концентрации основных исходных компонентов и продуктов реакции в зависимости от времени при заданной температуре (рис. 1). На основе полученных данных была определена теплотворная способность генераторных газов, полученных при газификации угольной пыли и ВУТ, зависимости содержания горючих компонентов газа и времени достижения равновесного состава от температуры. Температура процесса не оказывает существенного влияния на теплотворную способность газов, которая напрямую связана с исходным

составом топлива и содержанием углерода в нем – наибольшие значения получены для Кузнецкого каменного угля (в среднем 14 500 кДж/ кг для пыли и 9 100 кДж/кг для ВУТ). Наименьшие значения – для Ирша-Бородинского бурого угля, что обусловлено высоким содержанием влаги в топливе и низким содержанием углерода (10 200 кДж/кг для пыли и 6 500 кДж/кг для ВУТ). Значения теплотворной способности газа, полученного при газификации ВУТ, незначительно уменьшаются с ростом температуры, что объясняется увеличением содержания влаги в генераторном газе. При этом данные программного комплекса свидетельствуют об увеличении давления в несколько раз при повышении температуры, что может отрицательно сказаться на эффективности процесса газификации за счет торможения реакций, идущих с увеличением объема. Содержание водорода в генераторных газах колеблется от 3 до 10%. Анализ зависимости количества водорода в генераторных газах, полученных при газификации пыли, от температуры говорит о связи с исходным составом топлива, в частности, с содержанием влаги – большее количество влаги способствует большему содержанию водорода (рис. 2). Наибольшим количеством водорода обладают газы, полученные при газификации ВУТ, что может объясняться интенсивно протекающей реакцией углерода с водяным паром. Содержание оксида углерода находится в диапазоне от 33 до 85%. Его концентрация в генераторных газах напрямую зависит от содержания углерода в исходном топливе (рис. 3). При этом температура оказывает незначительное отрицательное влияние на концентрацию СО, что может являться следствием интенсификации реакций окисления оксида углерода в диоксид с увеличением содержания паров воды. Температура оказывает существенное влияние на скорость протекания реакций и, как следствие, на время достижения равновесных концентраций (рис. 4). В диапазоне температур 1000–1500 К время достижения равновесия сокращается в 60–160 раз. Э

Рис. 3. Зависимость содержания оксида углерода в генераторных газах от температуры

№ 7 (71), июль, 2015 г.

Рис. 4. Зависимость времени достижения равновесных концентраций от температуры

25

Технологии и оборудование | Силовые трансформаторы

Заключение «пригодно» по результатам ФХА В комплексное обследование трансформатора входит физико-химический анализ (ФХА) трансформаторного масла (ТМ), хроматографический анализ растворенных в масле газов (ХАРГ), обследование трансформаторов тепловизионным методом, анализ частичных разрядов (ЧР) и локация дефектов в изоляции при помощи акустических датчиков. Игорь ИВШИН, заведующий кафедрой ЭПП ФГБОУ ВПО «КГЭУ» (Казань), д.т.н., профессор Рубин ГИМАДИЕВ, исполнительный директор Ренат ВАЛЛИУЛИН, инженер по наладке и испытаниям СРП и Э Фирзар БИЛАЛОВ, инженер по наладке и испытаниям СРП и Э Рустам БИКЧУРИН, инженер по наладке и испытаниям ЦР и Н ООО «ДиагностикаЭнергосервис» (Альметьевск)

Р

езультаты комплексного обследования трансформаторов направлены на выработку рекомендаций по объему ремонтных работ и режиму его дальнейшей эксплуатации, необходимых для продления срока службы трансформатора до 40 лет и более. Наиболее детально проработанным документом в этой области является Руководящий документ (РД): «Методические указания по оценке состояния и продлению срока службы силовых трансформаторов» (РД ЭО 0410-02) концерна «Росэнергоатом». Обследование производят в несколько этапов. Оно включает в себя анализ конструкции трансформатора и условий его предшествующей эксплуатации, испытания и проверки трансформатора под нагрузкой и после его отключения. Практический интерес представляют дополнительные критерии оценки состояния изоляционной системы трансформатора. ФХА эксплуатационного трансформаторного масла остается первым методом в диагностике состояния маслонаполненного оборудования, остальные методы можно отнести к уточняющим. Разработка наглядной методики для оценки состояния силовых трансформаторов, основанной на физико-химическом анализе трансформаторного масла, была проведена для трансформаторов предприятия нефтедобычи, работающих в одинаковом режиме и эксплуатирующихся в сходных условиях. Электрохозяйство предприятия ОАО «Татнефть» насчитывает более 300 маслонаполненных трансформаторов напряжением 35/10 (6) кВ и 110/35/10 (6) кВ. Анализ измеренных характеристик для повышения однородности выборки проводился по однотипным группам оборудования, выборка содержала трансформаторы, одинаковые по величине высшего напряжения трансформаторов и по их типу. Были проанализированы законы распределения параметров ТМ для трансформаторов напряжением 35/6 кВ (430 измерений) и выборки трансформаторов напряжением 110/35/6 кВ (145 измерений). Сделан вывод, что они попарно носят сходный характер для обоих классов

Предложена классификация технического состояния трансформаторов по результатам ФХА. Для окончательного заключения необходимо дополнительно проанализировать данные ХАРГ, тепловизионного обследования, ЧР, вибродиагностики.

26

напряжений, описываются аналогичными уравнениями. Поскольку для классов напряжений 35 и 110 кВ предельные нормы разнятся для показателей «температура вспышки», «тангенс угла диэлектрических потерь при 90°С», «диэлектрическая прочность», каждый класс напряжений был проанализирован отдельно. Статистическая обработка результатов позволила определить границы интервала допуска в 5% и провести границы интервала, вероятность попадания значений в пределы которого составляет 5%. Красная граница соответствует предельному значению нормы, а зеленая граница – 5%-ному допуску.

Д

ля наглядного анализа изменения характеристик по годам представим результаты на лепестковой диаграмме на примере трансформатора Т 4000 кВА подстанции 35/6 кВ № 96 Джалильского электроэнергетического цеха (ЭЭЦ). Результаты шести наборов измерений с 2008 по 2013 год для всех показателей, имеющих количественное описание: класс чистоты (наличие механических примесей), влагосодержание, удельный вес, температура вспышки в закрытом тигле, кислотное число, тангенс угла диэлектрических потерь, диэлектрическая прочность, представлены на диаграмме (рис. 1) разными цветами. Каждый показатель нормирован на свое предельное значение, превышение показателем предельно допустимого значения отражается на диаграмме выходом за единичную область. За допуск вышли два показателя – «влага» и «диэлектрическая прочность». Показатель «удельный вес» не меняется во времени, а показатель «кислотное число» для всех случаев находится глубоко внутри области нормальной работы. Остановимся на пяти показателях: «класс чистоты», «влагосодержание», «температура вспышки», «тангенс угла диэлектрических потерь при 90°С», «диэлектрическая прочность». Лепестковая диаграмма на рисунке 2 наглядно отображает состояние трансформаторного масла для единовременного замера. По осям отложим значения нормированных величин. Дополнительно добавим на диаграмму 5%-й интервал допуска. Отобразим его зеленым цветом. Красным цветом отметим единичный контур – соответствующий предельному допустимому значению (нормы).

ЭНЕРГОНАДЗОР

По диаграмме на рисунке 2 можно заключить, что состояние рабочее, но показатель «тангенс при 90°С» находится в интервале 5%-го допуска, что требует проведения дополнительных диагностических мероприятий. На диаграммах перекрываются контуры «норма» и «интервал 5%-го допуска» для показателя «класс чистоты». По-видимому, норма показателя «класс чистоты» занижена для данной выборки трансформаторов. Заключение «пригодно» по результатам ФХА принимается, когда все значения не выходят за предельные нормы. Статистический анализ данных свидетельствует о том, что норма предельно допустимого значения параметра «класс чистоты» завышена. Для дальнейшего анализа необходимо провести хроматографический контроль растворенных газов. Существенные достоинства метода диагностики масляных трансформаторов по хроматографическому анализу газов, растворенных в трансформаторном масле, заключаются в хорошей информативности, невысокой трудоемкости и возможности проведения анализа на работающем оборудовании. Все дефекты делятся на тепловые и электрические. Однако в качестве недостатков здесь можно отметить следующее: • не просматривается привязка повреждений к конкретным конструктивным элементам трансформатора; • при подобной классификации дефектов затруднено использование РД.

Рис. 1. анализ изменения характеристик трансформатора Т 4000 кВА подстанции 35/6 кВ № 96 Джалильского ЭЭЦ КлассЧист. Влага

20 ноября 2008 г.

Уд. вес Темп. Всп.

8 января 2013 г.

17 июня 2009 г.

20 июня 2012 г.

9 июня 2010 г.

Кисл. Число Тангенс при 90°С

10 июня 2011 г.

Диэл. прочн. ср.

Рис. 2. анализ изменения характеристик трансформатора Т 4000 кВА подстанции 35/6 кВ № 96 по результатам испытаний 2011 года КлассЧист.

19 апреля 2011 г. Норма

О

сновные недостатки традиционной системы контроля состояния трансформаторного масла – это: • отсутствие прямой зависимости между контролируемыми параметрами и функциональной работоспособностью трансформатора (запасами прочности); • возможность неправильного диагноза и неоправданных действий (ненужная сушка по причине малого сопротивления изоляции, отбраковка магнитопровода по данным потерь холостого хода при малом напряжении, неправильная интерпретация сигналов ЧР и пр.); • избыточный объем испытаний (во многих случаях эффективными оказываются только 5–10 % проведенных тестов); • неучет возможных дефектов, которые не выявляются установленным объемом испытания (например, загрязнение витковой изоляции, местное увлажнение и старение изоляции, ухудшенное контактное сопротивление и пр.); • практическая невозможность предсказания будущего состояния, в том числе остаточного ресурса изоляции. Техническое состояние электрооборудования определяется не только путем сравнения результатов конкретных испытаний с нормируемыми значениями, но и по совокупности результатов всех проведенных испытаний, осмотров и данных эксплуатации. Значения, полученные при испы-

№ 7 (71), июль, 2015 г.

Интервал 5%

Диэл. прочн. ср.

Тангенс при 90°С

Влага

Темп. Всп.

таниях, во всех случаях должны быть сопоставлены с результатами измерений на других фазах электрооборудования и на однотипном оборудовании. Однако главным является сопоставление измеренных при испытаниях значений параметров электрооборудования с их исходными значениями и оценка имеющих место различий по указанным в Нормах допустимым изменениям. Выход значений параметров за установленные границы (предельные значения) следует рассматривать как признак наличия дефектов, которые могут привести к отказу оборудования. Э

27

Технологии и оборудование | Малая энергетика

НВИЭ укрепляет позиции При существующих объемах и темпах роста энергопотребления в мире запасы органического ископаемого топлива будут исчерпаны в исторически короткие сроки. В дальнейшем основное энергопотребление предполагается обеспечивать за счет угля и новых технологий возобновляемых источников (НВИЭ) и, возможно, термоядерной энергии.

Г

Анатолий ДЬЯКОВ, президент НП «НТС ЕЭС», президент Корпорации «ЕЭЭК», руководитель РНК «МИРЭС», президент МЭА, член-корр. РАН, профессор, д.т.н.

Эдуард ПЕРМИНОВ, технический директор Корпорации «ЕЭЭК», вице-президент МЭА, к.т.н. (Москва)

28

енеральная Ассамблея ООН в 2008 году выступила с инициативой «Устойчивая энергетика для всех». Указанная инициатива предусматривает решение к 2030 году трех важных взаимозависимых задач: • обеспечение всеобщего доступа к современным энергетическим услугам; • снижение интенсивности роста мирового энергопотребления на 40%; • увеличение доли НВИЭ в мире до 30%. Сегодня доля нетрадиционных возобновляемых источников энергии составляет более 5%, и они уже играют значительную роль в энергоснабжении Дании, Исландии, Новой Зеландии, КНР, Канады, Германии, Норвегии, Испании, США и других стран. Более 130 стран приняли государственные программы развития НВИЭ. В ЕЭС, например, предполагается, что вводы новых энергомощностей в 2010–2020 годах на основе НВИЭ почти в два раза превысят вводы на традиционных электростанциях (ТЭС, ГЭС и АЭС) вместе взятых. Вводы только ветровых установок (136 ГВТ) превысят общие вводы на ТЭС (106,2 ГВт). По прогнозам Международного энергетического агентства (МЭА), доля различных энергоисточников в производстве электрической энергии в 2050 году будет следующая: уголь – 25%, газ – 25%, АЭС – 18%, крупные ГЭС – 15%, ВИЭ – 15%. А по данным Совета по возобновляемой энергии Европейского союза, доля НВИЭ в первичной энергии составит 16,6% в 2010 году, 23,6% в 2020 году, 34,7% в 2030 году и 47,7% в 2040 году. Возобновляемая энергетика – это одно из основных достижений ХХI века, ведущее к изменению существующей мировой энергетической парадигмы. По данным Минэнерго России, суммарный вывод мощностей в период 2010–2030 годов прогнозируется на уровне 67 700 МВт, в том числе 51 200 МВт – мощности тепловых станций. При благоприятных условиях развития электроэнергетики рекомендуемый масштаб вывода мощностей генерации составит уже 101 800 МВт, в том числе всего оборудования на газе старше 50 лет. Причем 23 300 МВт мощности должно быть выведено в течение 2010–2020 годов. Даже в ХХI веке Единая энергетическая система охватывает немногим более 30% территории страны, остальные 70% обеспечивают электроэнергией электростанции, работающие в автономном режиме, или локальные энергосистемы, такие как Камчатская, Магаданская, Якутская и Сахалинская. А там проживают более 20 млн. человек. Значительная часть этой терри-

тории снабжается электроэнергией от дизельных электростанций (ДЭС), а теплом – от мелких, неэффективных местных котельных. Только в Карелию, Якутию, Красноярский, Хабаровский, Приморский края, Мурманскую область, ЧАО, на Сахалин и на другие острова завозится ежегодно более 6 млн. тонн нефтепродуктов и до 20 млн. тонн угля. В условиях удвоения, а часто и утроения цены снижение объемов завозимого топлива представляется важнейшей государственной задачей. Значительная часть этого завоза может быть компенсирована путем использования ветроустановок (ВЭУ), МГЭС, энергоустановок на местных топливах, биоотходах и т.д. Трудность регулирования ветрогенерации или солнечной генерации (и ряда других видов ВИЭ) представляется серьезным аргументом противников широкого использования этих источников. Но сегодня существуют надежные технологии достаточно надежного предсказания колебаний энергоресурсов. Кроме того, эти проблемы действительно возникают, если энергосистема или значительная ее часть состоит из таких генераторов, то управлять такой системой сложно, а цены на рынке могут меняться непредсказуемо и резко. Но, как показывают оценки и зарубежная практика, такая ситуация возникает тогда, когда нерегулируемые источники энергии составляют не менее 20–30% от мощности сети. Когда недостаточно надежно прогнозируемые объемы возобновляемой энергии выдаются в сеть, могут возникать проблемы с регулированием в сети и на рынке продажи электроэнергии. Они могут, например, наступить в Европе при планах Евросоюза к 2020 году потреблять более 20% энергии на основе возобновляемых источников и в странах, где уже сегодня доля генерации НВИЭ превышает эту величину. Системному оператору не хватает регулирующих мощностей для компенсации избытка или недостатка электроэнергии, и тогда способом регулирования остается цена или необходимость регулирования сети созданием накопителей или дополнительных резервных мощностей. В результате изменения в 60-х годах прошлого века энергетической политики в нашей стране, ориентации на постоянное укрупнение мощностей энергетики были уничтожены или заброшены водяные мельницы общей мощностью более 1 000 МВт и тысячи ВЭУ общей мощностью до 80 МВт, тысячи малых ГЭС. Доля НВИЭ (солнечная, ветровая, геотермальная энергетика, биоэнергетика, энергия Мирового океана, водных потоков, различные

ЭНЕРГОНАДЗОР

отходы и выбросы, тепловые насосы, топливные элементы) составляет менее 1% в производстве электроэнергии и до 4% в производстве тепла. При этом задачи по развитию НВИЭ и децентрализованной энергетики можно сформулировать следующим образом. Обеспечение гарантированного минимума энергоснабжения населения и производства (особенно сельскохозяйственного) в зонах неустойчивого централизованного энергоснабжения (главным образом в дефицитных энергосистемах), предотвращение ущербов от аварийных и ограничительных отключений, особенно в сельской местности и сельской перерабатывающей промышленности. Особенно актуально создание генерирующих мощностей на концах местных линий электропередачи напряжением 0,4 – 6 – 10 кВ, имеющих большую протяженность. В России функционирует более 180 тысяч мелких котельных, из них на твердом топливе – около 47%, дающих в год до 2,5 млн. тонн твердых вредных выбросов. Общий объем выбросов твердых и газообразных веществ составляет около 4 млн. тонн в год. Во многих городах и населенных пунктах вклад этих котельных в загрязнение окружающей среды составляет более 20%. Использование НВИЭ может обеспечить значительную долю развития децентрализованной энергетики, так как возобновляемые энергоресурсы имеются во всех регионах страны. По разным уже устаревшим оценкам экономический потенциал ВИЭ России оценен более чем в 300 млн. ту.т./год, что соответствует трети внутреннего потребления первичной энергии. Однако в настоящее время эти возможности используются менее чем на 5–10%. Далее приведены оценки потенциала ВИЭ нашей страны. Как показали работы, выполненные в последние годы НИЦ «Атмограф», ЗАО НПО «Нетрадиционная электроэнергетика» и другими организациями по анализу оценок ветропотенциала, зарубежного опыта, возможностей отечественной науки и промышленности, в стране до 2020 года может быть создана полноценная крупномасштабная российская ветроэнергетика. Эта высокотехнологичная современная отрасль должна базироваться на оборудовании отечественного производства при создании соответствующих проектных, строительно-монтажных и сервисных структур. Объемы необходимого отечественного и (или) совместного производства или импорта могут обеспечить ввод мощности ветроэнергетики: для централизованной энергетики (сетевые ВЭУ) до 2020 года – 6 ГВт и автономных ВЭУ – 1 ГВт и до 2030 года – 30 ГВт сетевых ВЭУ и ВЭУ в составе автономных и региональных энергокомплексов общей мощностью 5 ГВт. Хотя в принципе ветроэнергетика может обеспечить до четверти производства электроэнергии в стране. Экономический потенциал солнечной энергии оценивается в 12,5 млн. ту.т/год. Опыт соз-

№ 7 (71), июль, 2015 г.

Постоянно возрастающий и недостаточно удовлетворяемый спрос на энергию представляет значительную проблему для 80% населения Земли.

дания термодинамических и фотоэлектрических солнечных станций в стране имеется. Солнечное теплоснабжение широко применяется. Потенциал гидроресурсов малых рек на территории России может обеспечить треть производства электроэнергии в стране. В стране работали тысячи МГЭС, и научно-технический потенциал еще сохранился. Запасы геотермальной энергии в 10 раз превышают энергию всех известных запасов ископаемого органического топлива. Россия является ведущей страной в области технологий геотермальной энергетики. Технический потенциал биоэнергетики оценивается в 170 млн. ту.т., а экономический – в 75 млн. ту.т. Развитие НВИЭ будет также существенно влиять на материаловедение, нанотехнологии, метеорологию, научно-исследовательскую деятельность в сфере накопления электроэнергии, управления большими и сложными энергосистемами. Начиная развивать НВИЭ в очередной раз, Россия имеет возможность делать это на значительно более высоком технологическом уровне, чем другие страны, занявшиеся этим раньше. Хорошим примером может стать КНР, в которой, несмотря на быстрое развитие традиционной энергетики, за несколько лет были созданы крупнейшие в мире и быстро развивающиеся отрасли ветро- и солнечной энергетики. Э

29

Электрические сети | Инфраструктура для ТОР

Интеллектуальные системы в «чистом поле» В России формируется практика создания территорий опережающего социальноэкономического развития (ТОР). Новые производства, жилищные и социальные объекты, а следовательно, и энергетическую инфраструктуру предполагается возводить в «чистом поле». Александр АНДРЕЕВ, технический эксперт отдела по разработке и реализации решений для интеллектуальных сетей Schneider Electric в России, к.т.н. Мария АНДРЕЕВА, руководитель отдела по разработке и реализации решений для интеллектуальных сетей Schneider Electric в России Владимир СОФЬИН, директор Департамента технологического развития и инноваций ОАО «Россети» Дмитрий ХОЛКИН, руководитель Центра системных исследований и разработок интеллектуальных энергосистем ОАО «НТЦ ФСК ЕЭС»

Специальная инфраструктура для ТОР Всем известны инновационные центры Сколково (Москва), Иннополис (Татарстан), кампус ДФУ (о. Русский). Готовится к выпуску закон о ТОР на Дальнем Востоке. В ТОР необходимо использовать технологическую платформу интеллектуальных систем (smart grid). Их формирование, а также создание специальной инновационной инфраструктуры соответствуют интересам различных субъектов. Потребители получают возможность удобного и быстрого подключения к сети, использования ВИЭ, управления спросом, новые сервисы, обеспечивающие рост качества жизни, энергетической надежности и безопасности. Разработчики – снижения неопределенности и рисков при создании новых технологий за счет использования эталонной архитектуры, проверки совместимости с различными подсистемами, интеграции технологий в комплексные решения, которые будут рекомендованы в качестве типовых для распространения по всей территории России. Вендоры могут демонстрировать и тестировать свои продукты и интегрировать их с различными системами и оборудованием. Эксплуатирующие организации получают удобство в

эксплуатации и развитии сети, возможность расширения функциональных возможностей и предоставления новых сервисов. Регулирующие органы оценивают новые практики, разработки требований и стандартов к различным типам систем и оборудования. Электрические сети в этой ситуации приобретают новую роль – обеспечения клиентоориентированной, активной и адаптивной работы всей энергетики. Заинтересованные субъекты уже готовы инвестировать, но для формирования необходимой исходной базы не хватает проверенного эксплуатацией пакета технологических и организационных решений. ТОР должны рассматриваться как площадки для проектирования новых практик и бизнеспроцессов на основе интеллектуальных сетей, апробации новых технологий, формирования новых требований и стандартов Основные функциональные области в сфере интеллектуальной энергетики Основной вектор нового уклада электроэнергетики направлен на извлечение наибольших эффектов не столько за счет обновления технологий, сколько за счет изменений в реинжини-

Рис. 1. Энергетические системы нового поколения, построенные на основе технологической платформы интеллектуальных систем

Дмитрий НОВИЦКИЙ, заместитель руководителя Центра системных исследований и разработок интеллектуальных энергосистем ОАО «НТЦ ФСК ЕЭС», к.ф.-м.н.

30

ЭНЕРГОНАДЗОР

ринге процессов технологического управления и бизнес-процессов на основе их глубокой автоматизации, интенсивного использования современных информационно-коммуникационных технологий, насыщения сети активными элементами. Наиболее перспективными для реализации на ТОР являются следующие функциональные области: • мониторинг и управление сетевыми активами; • автоматизированные подстанции; • коммуникационная инфраструктура; • В–smart metering – «умный» учет и контроль; • хранение энергии централизованное и распределенное; • системы энергоменеджмента; • инфраструктура электротранспорта; • управление потреблением и генерацией абонентов; • интеграция ВИЭ и распределенной генерации. Остановимся подробнее на некоторых из них, в том числе ключевых. Управление потреблением и генерацией абонентов Подобное управление позволяет гибко изменять потребление и генерацию в зависимости от цены на электроэнергию и/или различного рода стимулов, которые, например, могут быть представлены сетевой компанией при участии в регулировании нагрузки. Такие условия обычно преобладают в период пиковой нагрузки или работы в условиях перегрузки. Управление потреблением и генерацией абонентов в нормальных режимах в пределах от 5 до 15% от пиковой нагрузки в системе способствует получению дополнительной выгоды от сокращения необходимости в дополнительных резервах и уменьшению в реальном времени цен на электроэнергию, а также сокращению потерь. Отметим, что кратковременное участие в регулировании практически не влияет на удобство самих абонентов, поскольку обычно в качестве управляемых объектов выступают кондиционеры, бойлеры и другие бытовые устройства, которым не критичны кратковременный переход в энергосберегающий режим или отключение. Отключение нагрузки на сегодняшний момент обычно применяется диспетчерами при ручном управлении, а также при работе автоматической частотной разгрузки или автоматики регулирования напряжения. При сетях нового поколения абоненты могут выступать при этом не только в роли покупателей и/или продавцов электроэнергии, но и в качестве некой «виртуальной» электростанции, предоставляющей системные услуги и способствующей повышению надежности. Накопители и электротранспорт Важнейшим элементом интеллектуальных сетей являются накопители, которые могут

№ 7 (71), июль, 2015 г.

выполнять ряд системных функций: выравнивание графиков нагрузки в сети (накопление электрической энергии в периоды наличия избыточной энергии и выдачу в сеть в периоды дефицита), повышение устойчивости нагрузки, обеспечение бесперебойного питания особо важных объектов, демпфирование колебаний мощности и т.п. Таким образом, накопители могут стать ценным инструментом реализации возможности быстрого регулирования и повышения надежности энергоснабжения. Часто ТОР, например Сколково, проектируются как экологически чистые города, в которых создаются условия для эксплуатации и обслуживания электромобилей, чтобы они стали наиболее удобной частью транспортной инфраструктуры города. Для использования электромобилей требуется решить проблему времени подзарядки, поскольку его большая длительность зачастую ведет к невозможности эксплуатации, а короткое время подзарядки создает перегрузки, особенно на уровне распределительных сетей. Поэтому необходимо создать систему автоматизированного управления зарядными станциями электромобилей, интегрированную в общую интеллектуальную сеть. Интеграция ВИЭ и распределенной генерации Предполагается, что для ТОР будет характерно применение концепции энергопассивных и энергоактивных зданий, в идеальном случае не нуждающихся в энергии извне или генерирующих ее в объемах, превосходящих собственное потребление. При этом планируется, что существенная часть потребляемой такими зданиями энергии будет генерироваться за счет возобновляемых источников (ВИЭ), а остальная может быть получена из сети и/или из источников распределенной генерации (РГ). На сегодняшний день наиболее активно развивающимся направлением ВИЭ в России являются системы солнечной генерации, а наиболее перспективным их типом представляются системы, применяемые в административных и производственных зданиях и жилых домах. Для административных и производственных зданий ввиду совпадения временных интервалов наибольшей солнечной активности и точек максимума энергопотребления, а также возможности использования больших площадей кровли и фасадов для размещения солнечных панелей, наиболее привлекательны системы солнечной генерации большой мощности с непосредственной выдачей электроэнергии в сеть. Поскольку максимумы электропотребления для индивидуальных и малоквартирных жилых домов приходятся на время суток, характеризуемое низкой солнечной активностью, а также с учетом относительно невысокого уровня средней потребляемой электрической мощности, для них наиболее привлекательны системы солнечной генерации небольшой мощности

31

Электрические сети | Инфраструктура для ТОР с составной подсистемой аккумулирования электроэнергии. Отметим, что интеграция систем солнечной генерации в интеллектуальную сеть позволит получить дополнительный инструмент для регулирования, который, например, может быть использован при управлении потреблением и генерацией абонентов. Эталонная архитектура Инфраструктура интеллектуальной сети должна привлекать частные инвестиции и использоваться большим количеством бизнессубъектов для предоставления большего количества сервисов клиентам. Она должна стать «системой систем», безболезненно расширяться при появлении новых объектов и новых сервисов. Для обеспечения создания сложных инфраструктур с участием многих независимых субъектов практикуется создание эталонной архитектуры. Это гарантирует эффективность совместной работы различных компонентов, ориентацию на перспективные требования пользователей, использование наиболее передовых технологий. При большом разнообразии технологических решений на энергетическом уровне, бизнесмоделей и бизнес-процессов, которые нельзя исходно посчитать и спланировать, необходимо создать информационно-коммуникационную инфраструктуру, связывающую новые устройства, новые бизнес-сервисы и бизнес-модели в единую метасистему. Эталонная архитектура должна фиксировать определенные принципы построения киберслоя. Она определяет единый язык, на котором могут быть описаны все такие системы, позволяет проектировать пилотные зоны перехода к интеллектуальным сетям, коор-

динировать вопросы, связанные со стандартизацией, а также является инструментом формирования требований к новым технологиям. В отличие от сложившейся практики использования автономных проприетарных систем управления технологическими процессами предполагается для создания интеллектуальной сети использовать модульную открытую архитектуру. В соответствии с разработками, проводящимися в рамках деятельности Архитектурного комитета по развитию интеллектуальных энергосистем, определена целесообразность создания единой системной платформы для интеллектуальных систем управления технологическими процессами. Основная ее задача – при помощи универсальных интерфейсов скрыть от прикладных систем особенности вычислительного и технологического оборудования, систем передачи информации и, таким образом, обеспечить гарантированную производительность при взаимодействии прикладных систем различного назначения и различных производителей. Такой подход позволил бы внедрить де-факто стандарты взаимодействия, обеспечить качество, быстродействие, надежность и кибербезопасность систем, а также облегчить комбинации решений на базе решений различных разработчиков. Различные способы представления данных в новейших разработках ведущих отечественных и мировых производителей в сфере электроэнергетики требуют, чтобы выбранная системная платформа использовала семантический подход к обработке данных. То есть по мере роста сложности моделей данных, которыми обмениваются информационные системы, и количества участников взаимодействия должна появляться необходимость того, чтобы информационная

Рис. 2. Эталонная архитектура электрической сети на основе Power Agents Architect Template

32

ЭНЕРГОНАДЗОР

модель (метаданные) хранилась в явном виде с учетом своего жизненного цикла. Основные подходы к созданию сети Инфраструктура сети должна позволять интегрировать в себя практически все наиболее востребованные на данный момент представления в области Smart Grid: • саморегулирование, непрерывный самоконтроль, самовосстановление отдельных элементов или участков сети после аварии; • обеспечение качества электроэнергии, соответствующего требованиям современной высокотехнологичной экономики, а также физической и кибернетической защищенности; • поддержка и мотивирование потребителей быть активными участниками электроэнергетической системы, развития энергетических рынков (многообразие, быстротечность торговых операций) и формирования новых рынков сервисов для различных пользователей; • интеграция в сеть всех типов устройств пользователей сетевых услуг; • оптимизация состава и повышение эффективности использования активов электросетевого комплекса и электроэнергетики в целом; • ускорение и удешевление создания, эксплуатации и развития системы. Как видно, одновременное полное выполнение всех этих требований само по себе является предельно сложной задачей. Поэтому при создании таких сетей должно использоваться по возможности большее число решений, работающих вместе надежным и эффективным образом. Данная система должна стать полигоном, обеспечивающим испытания нового оборудования, приложений и решений на соответствие вышеизложенным требованиям и на возможность совместной работы. Она должна использоваться для конфигурации и реконфигурации систем, созданных различными командами разработчиков. Каждое из этих требований поддерживается определенной группой стейкхолдеров данного проекта. Взаимодействие со стейкхолдерами в области пилотных проектов создания интеллектуальных электросетей в России должно обеспечиваться Архитектурным комитетом по развитию ИЭС ААС при НТС ОАО «Россети». Полигон с симуляторами энергетических систем Для поддержания подобной (достаточно сложной) кооперации необходимо создание специальной инновационной инфраструктуры, обеспечивающей разработку и апробирование новых технологий и технических решений, формирование экосистемы инновационного развития и системы управления знаниями, проверку интегрируемости и взаимодействия различного оборудования и программных систем разных производителей. Ядром данной инновационной инфраструктуры должен стать полигон с симуляторами энергетических систем (по примеру полигона,

№ 7 (71), июль, 2015 г.

созданного в НТЦ ФСК ЕЭС) – программнотехнический комплекс, предназначенный для разработки, проверки и отладки новых алгоритмов и программно-аппаратных средств управления элементами, технологическими комплексами, новым оборудованием, фрагментами энергосистемы и энергосистемой в целом. Кроме того, целесообразно обеспечить возможность использования для экспериментов часть реальной сети (по примеру полигона, созданного компанией ERDF). Важно то, что использование предлагаемой эталонной архитектуры, а также полигона при создании интеллектуальных сетей ТОР позволит существенно снизить барьеры для входа на рынок новых решений, обеспечить здоровую конкуренция, а значит, позволит создать условия для появления наиболее качественных и экономичных решений. Немаловажной видится задача подготовки специалистов в области интеллектуальных энергосистем на базе вузов с использованием всех современных доступных технологий, которые не только должны изучаться, но и развиваться, разрабатываться и проходить первичную апробацию на территориях опережающего развития. Поэтому значимой частью создания инновационной инфраструктуры интеллектуальной энергетики в ТОР является формирование инновационных центров компетенций, которые будут на основе реализации специальной программы обучения, исследований, участия в инновационных проектах вырабатывать видение новой инженерной практики создания интеллектуальных энергетических систем. Для широкого распространения новой инженерной практики необходимо сформировать открытую базу знаний по требованиям и архитектуре, технологиям, стандартам и лучшим практикам. Кроме того, сделать общедоступными соответствующие обучающие программы. Определенные наработки в данном направлении уже имеются в НТЦ ФСК ЕЭС. Э

33

Энергетика и право | Обзор законодательства Пересмотрены единые тарифы на услуги по передаче электроэнергии для населения Постановлением Правительства РФ «Об утверждении изменений, которые вносятся в некоторые акты Правительства Российской Федерации в целях совершенствования порядка определения объемов покупки мощности на оптовом рынке для поставки населению и приравненным к нему категориям потребителей и объемов покупки мощности организацией по управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью» № 458 от 11 мая 2015 года скорректированы правила недискриминационного доступа к услугам по передаче электроэнергии и оказания таких услуг. Речь идет о внесении предоплаты потребителями в размере 50% от стоимости услуг (кроме населения и гарантирующих поставщиков). Основная сумма оплаты при этом определяется исходя из цен (тарифов), рассчитанных в соответствии с Основами ценообразования в электроэнергетике в отношении организации по управлению ЕЭС для предшествующего расчетного периода. Для прочих сетевых компаний – для расчетного. Цены (тарифы) по передаче электрической энергии по ЕЭС утверждаются в том числе в виде ставки тарифа на услуги по передаче электроэнергии, используемой для определения расходов на оплату нормативных потерь ресурсов при их передаче по сетям. В постановлении приведена формула ее расчета. Коммерческий оператор теперь обязан размещать информацию о ставке в электронных СМИ или на своем сайте не позднее 12 числа месяца, следующего за расчетным. О прогнозных значениях ставки сообщает совет рынка. Показатель вводится по региону, который отнесен к ценовым либо неценовым зонам оптового рынка. С 1 июля предельный максимальный уровень тарифов на услуги по передаче электроэнергии населению и приравненным к нему категориям потребителей увеличивается на 20% выше установленного на 2015 год (с учетом разбивки по полугодиям) показателя. Органам исполнительной власти регионов было поручено принять решения об установлении (пересмотре) с этого дня единых (котловых) тарифов на данные услуги. Стоимость услуг по передаче единицы энергии – разница между соответствующей ценой и суммой стоимости единицы ресурсов с учетом стоимости мощности для населения и цен на иные услуги, оказание которых является неотъемлемой частью снабжения, и сбытовой надбавкой гарантирующего поставщика.

Новые требования к доступности сетевых организаций 30 июня в Минюсте России зарегистрирован (№ 37834) приказ Минэнерго России № 217 от 6 апреля 2015 года «О внесении изменений в Единые стандарты качества обслуживания сетевыми организациями потребителей услуг сетевых организаций, утвержденные приказом Минэнерго России от 15 апреля 2014 года № 186». В данном документе установлено, в каких случаях сетевая организация размещает пункты обслуживания потребителей услуг в муниципальных образованиях и административных центрах муниципальных образований. В приложении к приказу указано, какая именно информация должна раскрываться сетевой организацией. Информация может раскрываться посредством: • опубликования в официальных печатных изданиях и в электронных средствах массовой информации; • предоставления по письменному запросу заинтересованных лиц; • в предусмотренных законодательством случаях – путем направления администратору торговой системы оптового рынка электроэнергии; • опубликования на официальных сайтах субъектов рынков электрической энергии или на ином официальном сайте в информационно-телекоммуникационной сети Интернет, определяемом Правительством России, в целях обеспечения доступа к информации о регулируемой деятельности субъектов естественных монополий.

Льготы лучшим энергообъектам и технологиям анализируются Постановление Правительства РФ «Об утверждении перечня объектов и технологий, которые относятся к объектам и технологиям высокой энергетической эффективности» № 600 от 17 июня 2015 года обязывает: Министерство промышленности и торговли России обеспечить актуализацию данного перечня не реже одного раза в год, начиная с 1 января 2016 года. А также – анализ практики применения льгот, предусмотренных подпунктом 5 пункта 1 статьи 67, подпунктом 4 пункта 1 статьи 259.3 и пунктом 21 статьи 381 Налогового кодекса Российской Федерации, с представлением соответствующего доклада в Правительство Российской Федерации не реже двух раз в год, начиная с 1 января 2016 года.

34

ЭНЕРГОНАДЗОР

Данным документом признаны утратившими силу два ранее принятых постановления Правительства РФ. Первое – «Об утверждении перечня объектов, имеющих высокую энергетическую эффективность, для которых не предусмотрено установление классов энергетической эффективности» № 308 от 16 апреля 2012 года. Второе – «Об утверждении перечня объектов и технологий, которые относятся к объектам высокой энергетической эффективности в зависимости от применяемых технологий и технических решений и вне зависимости от характеристик объектов, осуществление инвестиций в создание которых является основанием для предоставления инвестиционного налогового кредита, и перечня объектов и технологий, которые относятся к объектам высокой энергетической эффективности на основании соответствия объектов установленным значениям индикатора энергетической эффективности, осуществление инвестиций в создание которых является основанием для предоставления инвестиционного налогового кредита» № 637 от 29 июля 2013 года.

назначенные для преобразования электрической энергии в другой вид энергии в целях использования (потребления) и имеющие между собой электрические связи. Целый ряд изменений внесен 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.

Роспотребнадзор информирует о классе энергетической эффективности товаров

Правительство РФ изменило ряд правил в сфере электроэнергетики 11 июня 2015 года премьер-министр Дмитрий Медведев подписал изменения в постановление Правительства РФ «Об утверждении Правил недискриминационного доступа к услугам по передаче электрической энергии и оказания этих услуг, Правил недискриминационного доступа к услугам по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике и оказания этих услуг, Правил недискриминационного доступа к услугам администратора торговой системы оптового рынка и оказания этих услуг и Правил технологического присоединения энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, объектов по производству электрической энергии, а также объектов электросетевого хозяйства, принадлежащих сетевым организациям и иным лицам, к электрическим сетям» № 861 от 27 декабря 2004 года. В числе изменений, которые вносятся постановлением Правительства № 588, дополнение п.2 Правил недискриминационного доступа к услугам по передаче электрической энергии и оказания этих услуг абзацем следующего содержания: «энергопринимающие устройства потребителя» – это находящиеся у потребителя аппараты, агрегаты, механизмы, устройства и иное оборудование (или их комплекс), пред-

№ 7 (71), июль, 2015 г.

11 июня 2015 года Роспотребнадзор счел необходимым уточнить перечень видов товаров, которые должны содержать информацию о классе их энергетической эффективности. Информация о классе энергетической эффективности не указывается, если соответствующее для данного вида товаров требование не установлено постановлением Правительства РФ «О видах и характеристиках товаров, информация о классе энергетической эффективности которых должна содержаться в технической документации, прилагаемой к этим товарам, в их маркировке, на их этикетках, и принципах правил определения производителями, импортерами класса энергетической эффективности товара» № 1222 от 31 декабря 2009 года. Категории товаров в пределах установленных видов перечислены приказом Минпромторга России «О категориях товаров, которые должны содержать информацию о классе их энергетической эффективности в технической документации, прилагаемой к этим товарам, маркировке и на этикетках, а также о характеристиках товаров с указанием категорий товаров, на которые в соответствии с требованиями ФЗ «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации» не распространяются требования о включении информации об их энергетической эффективности в техническую документацию, прилагаемую к товарам, маркировку и на этикетку» № 769 от 7 сентября 2010 года. При этом в тексте приказа содержатся категории товаров, применительно к видам товаров, которые в постановлении отсутствуют. Роспотребнадзор обращает внимание, что приказ до приведения его в соответствие с постановлением применяется только в части, ему не противоречащей.

35

Служба надзора

Обзор аварий и несчастных случаев

Результаты проверок

Федеральная служба по экологическому, технологическому и атомному надзору информирует об авариях и несчастных случаях, по которым завершено расследование. Аварийные ситуации отопительного периода 2014/2015 Минэнерго РФ информирует, что при прохождении отопительного периода 2014/2015 на магистральных тепловых сетях, эксплуатируемых субъектами электроэнергетики, произошло 1 122 аварийные ситуации с перерывом теплоснабжения потребителей, из которых 53 (с учетом объектов, расположенных в Крымском федеральном округе) привели к перерыву теплоснабжения потребителей на 24 часа и более. Для сравнения: за период 2013/2014 года – 967 аварий, из которых 18 привели к перерыву теплоснабжения на 24 часа и более. Наибольший рост аварийных ситуаций (от 10 до 20%) допущен ОАО «Иркутскэнерго», ОАО «Генерирующая компания», ОАО «Сахалинэнерго», ОАО «Квадра-ГК». Количество аварийных ситуаций на магистральных тепловых сетях увеличилось на 16% по сравнению с отопительным периодом 2013/2014 года. Наибольшее их количество (69,6%) произошло на сетях, отработавших нормативный срок службы. Основная причина аварий – наружная коррозия (91,5%). Протяженность магистральных тепловых сетей, эксплуатируемых с превышением нормативного срока службы (25 лет и более), увеличилась на 3,6%. Среди субъектов электроэнергетики, эксплуатирующих более 80% от суммарной протяженности сетей, отработавших по состоянию на 31 декабря 2014 года нормативный срок службы: ОАО «Сахаэнерго» (100%), Филиал «БАЗ-СУАЛ» Богословская ТЭЦ (100%), ОАО «Охинская ТЭЦ» (100%), ООО «СГС ПЛЮС» (100%), ПАО «КрымТЭЦ» (96,1%), ОАО «Магаданэнерго» (85,7%), ОАО «СИБЭКО» (82,4%).

Нефтяное попустительство Западно-Уральское управление Ростехнадзора выявило 134 нарушения требований норм и правил промышленной безопасности в ходе проверки 11 объектов, относящихся ко II классу опасности, ПАО «Белкамнефть». Участки предварительной подготовки нефти, пункты подготовки и сбора нефти, резервуарные парки, системы межпромысловых трубопроводов контролируются на предмет соблюдения обязательных требований промышленной безопасности, установленных федеральными законами, нормативно-правовыми актами. Характерными нарушениями, выявленными в ходе проверки, являются: неэффективное осуществление производственного контроля, в сведениях, характеризующих состав опасных производственных объектов, не в полном объеме включены технические устройства, а также не указаны их характеристики при их перерегистрации в государственном реестре. А также – допускается установка технических устройств с отклонениями от проектной документации, не все места пересечения трубопроводов с транспортными магистралями обозначены знаками предупреждения об опасности, нарушаются сроки направления информации о произошедших инцидентах. К административной ответственности привлечены семь должностных лиц на сумму 140 тысяч рублей и юридическое лицо на сумму 200 тысяч рублей.

Енисейское управление Ростехнадзора Публичное акционерное общество «Красноярская ГЭС» Красноярский край 8 июня 2015 года в 5:58 односторонне на Красноярской ГЭС (ПАО «Красноярская ГЭС») отключилась ВЛ 500 кВ Красноярская ГЭС – Назаровская ГРЭС № 2 (филиал ОАО «ФСК ЕЭС» – Красноярское ПМЭС) действием телеотключения с запретом АПВ. В условиях нахождения в ремонте параллельной ВЛ 500 кВ Красноярская ГЭС – Назаровская ГРЭС № 1 произошел разрыв электропередачи 500 кВ, по факту чего произошло отключение шунтирующих связей 110-220 кВ: • Крупская тяговая – отключился СВ-220 действием резервного комплекта АЛАР; • на ПС 220 кВ Абалаковская отключился выключатель ВЛ-220 кВ Троицкая с отпайкой на ПС Рассвет (Д-91) действием токовой отсечки с неуспешным АПВ; • на ПС 110 кВ Ачинск тяговая действием АЛАР отключились выключатели ВЛ110 кВ Кемчуг

Нарушений много, штраф – один Ленское управление Ростехнадзора в период с 1 по 18 июня 2015 года провело плановую выездную проверку соблюдения требований безопасности при эксплуатации гидротехнических сооружений (ГТС) ГБУ «Управление по мелиорации земель и сельскохозяйственному водоснабжению Министерства сельского хозяйства и продовольственной политики Республики Саха (Якутия)». Инспекторами Управления были выявлены и предписаны к устранению 19 нарушений требований нормативных правовых и нормативных технических документов, регламентирующих деятельность по эксплуатации гидротехнических сооружений, а именно: отсутствие планов действий по предупреждению, локализации и ликвидации аварий на ГТС и аттестации инженерно-технических работников предприятия в области безопасности ГТС. А также – разработки размера вероятного вреда в результате возникновения чрезвычайных ситуаций (ЧС) при эксплуатации гидротехнических сооружений на объектах, где возможно возникновение ЧС, и страхования гражданской ответственности владельца опасного объекта за причинение вреда в результате аварии на опасном объекте. По результатам проверки составлен акт и выдано предписание ГБУ «Управление по мелиорации земель и сельскохозяйственному водоснабжению Министерства сельского хозяйства и продовольственной

36

ЭНЕРГОНАДЗОР

политики Республики Саха (Якутия)» с указанием конкретных сроков устранения выявленных нарушений. К административной ответственности по статье 9.2 Кодекса об административных правонарушениях РФ привлечено одно должностное лицо с назначением административного наказания в виде штрафа на общую сумму 22 тысячи рублей. Состояние электрооборудования – под сомнением Уральское управление Ростехнадзора проконтролировало состояние опасных производственных объектов лифтового хозяйства, а также соблюдение обязательных требований в области электроэнергетики в ОАО «Челябинский электрометаллургический комбинат» (ОАО «ЧЭМК»). При проверке был установлен ряд нарушений, в частности, на предприятии не разработан порядок проведения технического освидетельствования электрооборудования с целью установления сроков его дальнейшей работы и эксплуатации. Кроме того, не составлены перспективные и годовые планы ремонтов строительной части сооружений ОРУ-110кВ и ОРУ-220кВ, не утверждены графики и не проводятся обследования этих сооружений с привлечением в необходимых случаях специализированных организаций. По результатам проверки возбуждено административное дело в отношении ОАО «ЧЭМК» по статье 9.11 КоАП РФ, а также привлечены к административной ответственности 11 должностных лиц предприятия. К половодью готовы, но есть отклонения от нормы В период с апреля по июнь 2015 года Северо-Уральское управление Ростехнадзора в составе межведомственной рабочей группы провело 21 плановую и внеплановую проверку 78 гидротехнических сооружений, расположенных на территориях Тюменской области, Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов. В ходе контрольно-надзорных мероприятий по обеспечению безаварийного пропуска весеннего половодья и предотвращения аварий на поднадзорных ГТС было проведено 44 обследования в 12 городах и муниципальных районах Тюменской области. Установлено, что все проверенные и обследованные ГТС готовы к сезонному повышению уровня воды. Вместе с тем, в ходе проверок был выявлен ряд нарушений законодательных и нормативных требований. В частности, отсутствие деклараций безопасности и правил по эксплуатации ГТС. Кроме того, отдельные гидротехнические сооружения не зарегистрированы в Российском регистре, на некоторых дамбах требуется ремонт (доведение гребня до нормативных отметок и восстановление откосов). К нарушителям приняты меры административного воздействия – возбуждено 20 административных дел.

тяговая – Ачинск тяговая с отпайками на ПС Чернореченская тяговая (С-722). В результате произошло отделение восточной части ОЭС Сибири на изолированную от ЕЭС России работу с избытком генерации и повышением частоты, потеря телеметрической до 50,21 Гц. Причины: ошибочные или неправильные действия оперативного персонала и (или) диспетчерского персонала и привлеченного персонала, выполняющего работу по договору. Северо-Западное управление Ростехнадзора ОАО «Боровичский комбинат огнеупоров» Новгородская область 3 мая 2015 года при производстве работ по демонтажу отпайки фидера произошли излом и затем падение опоры фидера. В результате электрослесарь по ремонту оборудования, который в этот момент находился на опоре и проводил демонтаж проводов, получил травмы, несовместимые с жизнью. Причины: • неудовлетворительная организация производства работ; • подъем на опору без проверки прочности опоры; • падение опоры в результате излома ее основания на уровне земли по причине загнивания; • применение для высоковольтных линий деревянных опор, древесина которых не защищена. Уральское управление Ростехнадзора ЗАО Межотраслевой концерн «Уралметпром» Свердловская область 27 мая 2015 года в 3:44 (МСК) произошла потеря диспетчерской связи и передачи телеметрической информации между ДЦ Свердловского РДУ и ТЭЦ ЗАО Межотраслевой концерн «Уралметпром» (70,5 МВт 27.05.2015 г.). Причины: ошибочные или неправильные действия (или бездействие) руководящего персонала; неудовлетворительное качество производственных или должностных инструкций, других локальных актов документов организации; дефекты (недостатки) проекта, конструкции, изготовления, монтажа. Нижне-Волжское управление Ростехнадзора Акционерное общество «ГТ Энерго», Южный РСЦ Ростовская область 26 мая 2015 года с 10:16 до 11:47 произошла потеря телеметрической информации каналов связи и передачи между диспетчерским центром филиала ОАО «СО ЕЭС» Ростовского РДУ и ГТ ТЭЦ г. Элиста, при проведении земельных работ был поврежден кабель связи ГТ ТЭЦ. Причины: ошибочные или неправильные действия (или бездействие) персонала служб (подразделений) организации и руководящего персонала; воздействие посторонних лиц и организаций, не участвующих в технологическом процессе; внешнее механическое воздействие.

№ 7 (71), июль, 2015 г.

37

Административная практика | Арбитраж

Методы расчетного способа коммерческого учета воды Десятый арбитражный апелляционный суд 16 июня 2015 года рассмотрел в судебном заседании апелляционную жалобу ООО «Энергетик» на определение Арбитражного суда Московской области, принятое по делу № А41-18109/14 о несостоятельности (банкротстве) МП «Лосино-Петровский Комплекс ТеплоВодоСнабжения» по требованию ООО «Энергетик» о включении задолженности в реестр требований кредиторов должника. Арбитражный суд первой инстанции определил… ООО «Энергетик» обратилось с заявлением о включении задолженности в сумме 3 618 293,05 рубля в реестр требований кредиторов МП «Лосино-Петровский Комплекс ТеплоВодоСнабжения». Определением Арбитражного суда Московской области от 17 февраля 2015 года требования кредитора признаны обоснованными и включены в реестр требований кредиторов должника лишь частично – в сумме 1 967 524 рублей. Не согласившись с определением суда первой инстанции, ООО «Энергетик» подало апелляционную жалобу, в которой просило его отменить и включить в реестр требований кредиторов должника требования в полном объеме – в сумме 3 618 293,05 рубля. Должник представил отзыв на апелляционную жалобу, в котором просил оставить определение суда первой инстанции без изменения, апелляционную жалобу – без удовлетворения. В судебном заседании представитель ООО «Энергетик» поддержал доводы апелляционной жалобы. Представители должника и ГУП Московской области «Коммунальные системы Московской области» возражали против ее удовлетворения. Законность и обоснованность определения суда первой инстанции проверены Десятым арбитражным апелляционным судом в соответствии со статьями 223, 266, 268 АПК РФ. Оценив в совокупности все имеющиеся доказательства, обсудив доводы апелляционной жалобы, выслушав объяснения представителей участвующих в деле лиц, Десятый арбитражный апелляционный суд пришел к выводу о том, что определение суда первой инстанции является законным и обоснованным. Как следует из материалов дела, определением Арбитражного суда Московской области от 5 ноября 2014 года по делу № А41-18109/14 в отношении МП «Лосино-Петровский Комплекс ТеплоВодоСнабжения» введена процедура несостоятельности (банкротства) – наблюдение. Временным управляющим утвержден Олег Федорович Вдовин. Сообщение об этом опубликовано 15 ноября 2014 года. С настоящим заявлением о включении задолженности в сумме 3 618 293,05 рубля в реестр требований кредиторов должника ООО «Энер-

38

гетик» обратилось 15 декабря 2014 года, то есть с соблюдением срока, предусмотренного статьей 71 Федерального закона «О несостоятельности (банкротстве)». В соответствии с пунктом 1 статьи 71 закона о банкротстве, требования кредиторов направляются в арбитражный суд, должнику и временному управляющему с приложением судебного акта или иных документов, подтверждающих обоснованность этих требований. В силу пунктов 3, 5 статьи 71 ФЗ «О несостоятельности (банкротстве)» проверка обоснованности и размера требований кредиторов осуществляется судом независимо от наличия разногласий относительно этих требований между должником и лицами, имеющими право заявлять соответствующие возражения, с одной стороны, и предъявившим требование кредитором – с другой стороны. Из разъяснений, содержащихся в пункте 26 постановления Пленума Высшего арбитражного суда Российской Федерации от 22 июня 2012 года № 35 «О некоторых процессуальных вопросах, связанных с рассмотрением дел о банкротстве», следует, что при установлении требований кредиторов в деле о банкротстве судам необходимо исходить из того обстоятельства, что установленными могут быть признаны только требования, в отношении которых представлены достаточные доказательства наличия и размера задолженности. Обратившись с настоящим заявлением, ООО «Энергетик» просило включить в реестр требований кредиторов должника задолженность в сумме 3 618 293,05 рубля за период с 1 декабря 2013 года по 31 марта 2014 года за фактически оказанные услуги по очистке сточных вод. Удовлетворяя частично заявленные требования в сумме 1 967 524 рублей, суд первой инстанции пришел к выводу о том, что в спорный период должником было потреблено лишь 3755,96 тысячи кубических метров воды на сумму 1 967 524 рубля. Как установил арбитражный апелляционный суд… Как следует из материалов дела, между МП «Лосино-Петровский Комплекс ТеплоВодоСнабжения» и ООО «Энергетик» отсутствует договор на оказание услуг по приему и очистке сточных вод.

ЭНЕРГОНАДЗОР

В соответствии с пунктом 15 постановления Правительства Российской Федерации «Об утверждении Правил организации коммерческого учета воды, сточных вод» № 776 от 4 сентября 2013 года, при расчетном способе коммерческого учета воды применяются: а) метод учета пропускной способности устройств и сооружений, используемых для присоединения к централизованным системам водоснабжения; б) метод расчетного среднемесячного (среднесуточного, среднечасового) количества поданной (транспортируемой) воды; в) метод гарантированного объема подачи воды; г) метод суммирования объемов воды. Применение метода суммирования поданных абонентам и (или) другим транзитным организациям объемов воды, которые определены по показаниям приборов учета или расчетным способом, организацией, осуществляющей горячее, холодное водоснабжение с использованием водопроводных сетей этих транзитных организаций, допускается в случае отсутствия у транзитной организации приборов учета воды. А также – при возникновении неисправности и демонтаже прибора учета в целях его поверки, ремонта или замены (пункт 20). Согласно пункту 27 постановления «Об утверждении Правил организации коммерческого учета воды, сточных вод» № 776, при отсутствии у транзитной организации прибора учета, а также при возникновении неисправности или демонтаже прибора учета в целях его поверки, ремонта или замены объем сточных вод, транспортируемых по канализационным сетям такой организации, определяется расчетным способом. А именно: путем суммирования объема сточных вод, который отведен абонентами или принят от других транзитных организаций, а также объема поверхностных сточных вод, принимаемых транзитной организацией. Таким образом, ООО «Энергетик» должно было выставлять МП «Лосино-Петровский Комплекс ТеплоВодоСнабжения» счета для оплаты принятых сточных вод, учитывая следующие обстоятельства. Должник является самостоятельным хозяйствующим субъектом (объем стоков с объектов, закрепленных за МП «Лосино-Петровский Комплекс ТеплоВодоСнабжения» на праве хозяйственного ведения). Население как самостоятельный потребитель коммунальных услуг, оказываемых ООО «Энергетик», производит оплату управляющим компаниям городского округа Лосино-Петровский: ООО «Управдом», ООО «ЖилКомСервис», ООО «Монолит», ООО «ТСЖ», которые производят расчеты непосредственно с ООО «Энергетик». Кроме того – потребителями оказываемых ООО «Энергетик» услуг являются физические и юридические лица, с которыми общество заключило прямые договоры на очистку сточных вод. Однако перечень данных субъектов между ООО «Энергетик» и МП «Лосино-Петровский Комплекс ТеплоВодоСнабжения» не уточнялся и

№ 7 (71), июль, 2015 г.

в адрес последнего» не предоставлялся. Оплата за очистку сточных вод поступает непосредственно соответствующим управляющим компаниям и товариществам собственников жилья и перечисляется в пользу ООО «Энергетик». Таким образом, счета должны были выставляться МП «Лосино-Петровский Комплекс ТеплоВодоСнабжения», исходя из потребления фактического объема производственных объектов, находящихся в его хозяйственном ведении, и в результате деятельности которых образуются сточные воды (котельные, ЦТП и т.д.), без учета объемов субабонентов. Однако выставленные ООО «Энергетик» счета на оплату услуг не были расшифрованы, в них не отражен объем сточных вод, потребленный МП «Лосино-Петровский Комплекс ТеплоВодоСнабжения», и не указан состав абонентов. Заявителем апелляционной жалобы документально не подтвержден объем принятых должником в спорный период времени сточных вод и имеется только указание на средний годовой объем МП «Лосино-Петровский Комплекс ТеплоВодоСнабжения» на основании справки за 2013 год. В то же время, согласно отчету МП «ЛосиноПетровский Комплекс ТеплоВодоСнабжения», представленному в Территориальное подразделение Минводхоза по форме № 2-ТП (водхоз), за 12 месяцев 2014 года потребление составило на собственные нужды лишь 3 755,96 тысячи кубических метров воды. Оставшийся объем в количестве 1 781,62 тысячи кубометров воды был потреблен иными юридическими и физическими лицами, которые должны самостоятельно отчитываться за ее потребление (пункт 2.14 – 2.16 методических рекомендаций). При указанных обстоятельствах Арбитражный апелляционный суд пришел к выводу о том, что задолженность МП «Лосино-Петровский Комплекс ТеплоВодоСнабжения» перед ООО «Энергетик» составляет лишь 1 967 524 рубля. Руководствуясь статьями 266, 268, 223, п. 1 ч.

4 ст. 272, ст. 271 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации, суд постановил определение Арбитражного суда Московской области от 17 февраля 2015 года по делу № А4118109/14 оставить без изменения, апелляционную жалобу – без удовлетворения. Э

39

обратная Связь | вопроС – ответ

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

– Надо ли проводить внеочередную проверку знаний правил работы в электроустановках электротехнического персонала в случае изменения названия организации? Отвечают специалисты отдела по государственному энергетическому надзору за электроустановками потребителей Северо-Западного управления Ростехнадзора: – Внеочередная проверка знаний организуется независимо от срока проведения предыдущей в соответствии с п. 1.4.23 «Правил технической эксплуатации электроустановок потребителей», утвержденных приказом Минэнерго России № 6 от 13 января 2003 года, регистрация Минюста России № 4145 от 22 января 2003 года. Изменение названия организации не является основанием для проведения внеочередной проверки знаний правил работы в электроустановках у электротехнического персонала.

– При наличии котельной нужна ли по нормативным документам отдельно выделенная единица в штате – оператор котельной? Можно ли оформить не совмещение, а исполнение обязанностей? Необходимо ли делать запись в трудовой книжке? Отвечают специалисты отдела по надзору за безопасностью объектов систем газораспределения и газопотребления Северо-Западного управления Ростехнадзора: – Согласно ст. 9 п.1 ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» (с изменениями на 4 марта 2013 года), эксплуатирующая организация обязана обеспечивать укомплектованность штата работников в соответствии с установленными требованиями. А также – допускать к работе на опасном производственном объекте (ОПО) лиц, удовлетворяющих соответствующим квалификационным требованиям и не имеющих медицинских противопоказаний к указанной работе.

40

Расчет штатной численности работников котельной производится при ее проектировании. В случае отсутствия (утери) раздела проекта с расчетом штатной численности можно воспользоваться следующим справочным материалом: «Рекомендации по нормированию труда работников энергетического хозяйства. Часть 1. Нормативы численности рабочих котельных установок и тепловых сетей. Глава 2. Нормативная часть». Регулирование трудовых и иных, непосредственно связанных с ними отношений в соответствии с Конституцией РФ, федеральными конституционными законами осуществляется трудовым законодательством (включая законодательство об охране труда) и иными нормативными правовыми актами, содержащими нормы трудового права.

– В главе VI «Организация работ в электроустановках с оформлением нарядадопуска» Правил охраны труда при эксплуатации электроустановок допускается передавать наряд на работу по телефону и в виде электронного письма. В главе VII Правил «Организация работ в электроустановках по распоряжению» такая возможность 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 Ростехнадзора: – В соответствии с п.3 приложения № 8 Правил охраны труда, при эксплуатации электроустановок допускается организация работ по распоряжению с использованием средств связи. При этом требуется проведение и получение инструктажа фиксировать в двух журналах учета работ по нарядам и распоряжениям с подтверждающими подписями в обоих журналах – работников, отдавших распоряжение и прошедших инструктаж. Оба журнала должны быть пронумерованы, прошнурованы и скреплены печатью организации.

ЭНЕРГОНАДЗОР

В КАЖДОМ ВЫПУСКЕ «РЕГЛАМЕНТА» ВЫ НАЙДЕТЕ: • нормативно-правовые документы, регламентирующие деятельность в сфере промышленной, экологической, энергетической, пожарной безопасности и охраны труда; • информацию о проверках предприятий надзорными органами и их результатах; • информацию Ростехнадзора об авариях и несчастных случаях, расследование по которым завершено; • практические разъяснения требований в сфере промышленной, экологической, энергетической безопасности и охраны труда; • материалы судебной практики обжалования предписаний административных органов. ПРЕИМУЩЕСТВА РАБОТЫ С «РЕГЛАМЕНТОМ»: • под рукой всегда будут необходимые нормативные акты; • вы сможете воспользоваться опытом других предприятий; • советы и пояснения опытных специалистов и экспертов избавят вас от многих проблем, связанных с выполнением требований, предъявляемых при проверках экспертами надзорных органов. «РЕГЛАМЕНТ» ПОЗВОЛИТ ВАМ ДЕЙСТВОВАТЬ В СТРОГОМ СООТВЕТСТВИИ С ЗАКОНАМИ РФ, А ЗНАЧИТ: • сэкономить сотни тысяч рублей возможных штрафов; • избежать приостановки производственного процесса; • не подвергать себя риску личной ответственности за нарушения ПБ; • не бояться проверок; • оспорить в суде незаконные предписания надзорных органов. Практическая направленность сборника «РЕГЛАМЕНТ» позволит вам быть уверенными в правильности своих действий, а актуальность предоставляемой в сборнике информации – сберечь ваше время.

ОФОРМИТЬ ПОДПИСКУ НА СБОРНИК «РЕГЛАМЕНТ» МОЖНО: В редакции журнала «ТехНАДЗОР» Отправьте заявку на подписку по факсу +7 (343) 253-89-89 или по e-mail: podpiska@tnadzor.ru Через объединенный каталог «Пресса России» Подписной индекс 82453 Через агентства альтернативной подписки ООО «Урал-Пресс ЗАО «ИД «Экономическая газета» Через интернет На сайте www.tnadzor.ru На сайте www.uralpress.ru

сборник информационно-консультативных материалов

На правах рекламы