Lm efhdfgnfgdhfgdgj1dgjdj0dj1dgj3

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

№ 10 (51), октябрь, 2013 год

Константин ЧУГУНОВ, главный энергетик ОАО «КАМАЗ»:

В перспективе стандарт ISO 50001:2011 станет для организации любого типа базовым с. 16

На правах рекламы

Журнал «ЭНЕРГОНАДЗОР» ежемесячное издание Главный редактор Виталий Капустин Обозреватели Владимир Кузьмин, Наталья Полькина, Павел Цереня Выпускающий редактор Наталья Грачева Дизайн и верстка Владимир Михалицын Корректор Лилия Коробко Редакционный совет СЕРЕБРЯКОВ Дмитрий Владиславович, исполнительный директор СРО НП «Союз «Энергоэффективность» ЩЕЛОКОВ Яков Митрофанович, заслуженный изобретатель РСФСР, заслуженный энергетик РСФСР, кандидат технических наук, доцент Коммерческий директор Юлия Вострикова Руководители проектов Анастасия Мосеева Коммерческая служба Ирина Морозова (руководитель), Анастасия Каримова, Елена Малышева

Содержание Стратегия отрасли Новости. Факты, события, комментарии. .................................................. 2 Антипаводковые меры............................................................................4 Работает ли реформа энергетики?....................................................................5 Меры безопасности.............................................................................................8 Переток энергии не должен ущемлять генератора......................................10 Взгляд на энергетику 2020 года.......................................................................13

Клуб главных энергетиков План по энергоэффективности – миллиард рублей.....................................17 Новые технологии автоматизации.................................................................21

Отдел продвижения: pr@tnadzor.ru

Энергия региона/ Северо-Запад

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

С прицелом на вторую АЭС.............................................................................22 Сколько стоит ветер.......................................................................................... 24

Свидетельство о регистрации ПИ № ФС 77-43797 от 7 февраля 2011 г. выдано Федеральной службой по надзору в сфере связи, информационных техно­ логий и массовых коммуникаций. Учредитель ООО «Издательский дом «Информ-медиа»

Редакция журнала «ЭНЕРГОНАДЗОР» 121099 Москва, Смоленская пл., 3 Тел. 8 (800) 700-35-84, (495) 662-49-17 E-mail: moscow@tnadzor.ru 620017 Екатеринбург, пл. Первой пятилетки Тел./факс (343) 253-89-89 E-mail: еnadzor@tnadzor.ru, tnadzor@tnadzor.ru www.tnadzor.ru Представительство в Омске E-mail: omsk@tnadzor.ru Представительство в Тюмени Тел. +7(967) 633-95-58, +7(967) 636-67-13 E-mail: region@tnadzor.ru Представительство в Челябинске 454000 Челябинск, пл. Революции, 7, оф. 1.14, 5.60 Тел. (351) 246-87-34, 266-69-59, моб. +7 (909) 002-61-27, +7 (965) 545-04-64 Факсы (351) 246-87-34, 266-66-78 E-mail: tnadzor@tnadzor.ru, 74@tnadzor.ru Подписано в печать 8 октября 2013 г. Отпечатано в ООО «Астер-Ек+» г. Екатеринбург, ул. Черкасская, 10 ф Тел. +7 (343) 310-19-00 Заказ №15361 от 08 октября 2013 г. Тираж 5 000 экз. Редакция не несет ответственности за содержание рекламных материалов. Р Мнение редакции может не совпадать с мнением авторов.

№ 10 (51), октябрь, 2013 г.

Технологии и оборудование Телеуправление подстанциями......................................................................26 Новые требования к системам электропитания РЗА...................................28 Для беспроблемной эксплуатации.................................................................31 Негасимый свет................................................................................................. 32 Современная противоаварийная защита......................................................35 О модернизации электроприводов.................................................................36 Правильный диагноз........................................................................................ 38 Оценка электродинамической стойкости.....................................................40 Управление работой ВЭС в энергосистеме....................................................42

Энергоэффективность Снасти для энергоаудита.................................................................................44 Энергосервис. Спроса нет................................................................................46

Энергетика и право Решение не терпит промедления....................................................................49 Обзор нормативных документов....................................................................50

Охрана труда и СИЗ В центре внимания – человек..........................................................................52

Служба надзора Обзор аварий и несчастных случаев..............................................................54

Бизнес-предложение Справочник предприятий................................................................................56

1

Стратегия отрасли | Факты, события, комментарии Персидский мирный атом

чтобы не повторилось 26 сентября 2013 года прошло заседание Общественного совета при Федеральной службе по экологическому, технологическому и атомному надзору (Ростехнадзор). В числе других вопросов участники заседания заслушали доклад начальника отдела по надзору за гидроэлектростанциями и гидротехническими сооружениями Владимира Пименова «Некоторые выводы по организации и осуществлению контроля за безопасной эксплуатацией объектов электроэнергетики и гидротехнических сооружений в условиях аномального паводка в Дальневосточном федеральном округе». По его словам, совместными усилиями сотрудников центрального аппарата и Дальневосточного территориального управления Ростехнадзора, а также эксплуатирующих организаций удалось обеспечить безопасную эксплуатацию опасных производственных объектов, объектов электроэнергетики и гидротехнических сооружений. Прежде всего, это обеспечило наименьшие последствия затопления территорий региона и, главное, недопущение жертв среди населения. Члены Общественного совета договорились принять участие в работе Ростехнадзора по выполнению поручения Президента РФ Владимира Путина о разработке программы строительства новых объектов гидроэнергетики на притоках Амура для регулирования водосброса в периоды паводка, которая имеет стратегическое значение для развития Дальнего Востока.

После подписания Акта предварительной приемки блока № 1 АЭС «Бушер» с 00:00 часов 24 сентября 2013 года начат гарантийный период эксплуатации энергоблока АЭС «Бушер» (Иран). В данное время блок находится в режиме «Работа на мощности». Мощность Nру = 100%. На станции работают эксперты ФГУП ВО «Безопасность» (находится в ведомственном подчинении Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору), которые оказывают консультативные услуги иранскому органу надзора.

Меньше смертей и аварий Управление государственного энергетического надзора Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору (Ростехнадзор) подвело итоги выполнения основных показателей деятельности за первое полугодие 2013 года. По словам начальника управления Дмитрия Фролова, количество объектов энергетики, поднадзорных Ростехнадзору, в целом по России составляет более 3,2 млн. За 6 месяцев текущего года на объектах электроэнергетики и энергопринимающих установках произошло 53 аварии, расследование причин которых осуществляет Ростехнадзор, и 42 несчастных случая со смертельным

2

исходом. За аналогичный период в 2012 году произошло 80 аварий и 51 несчастный случай со смертельным исходом. В отчетном периоде не зафиксировано аварий на объектах, поднадзорных Межрегиональному технологическому, Приокскому, Волжско-Окскому, Сахалинскому, Ленскому, Сибирскому и Приволжскому территориальным управлениям.

– За 6 месяцев 2013 года проверено почти 8,5 тысячи организаций, обязанных принять программы энергосбережения. В ходе проверок выявлено 155 организаций, нарушивших данное требование. Штрафным санкциям подверглись 111 юридических и 88 должностных лиц на общую сумму более 6,9 млн. рублей, – заключил Фролов.

АЭС «Бушер» мощностью 1 000 МВт расположена на берегу Персидского залива. Строительство атомной электростанции было начато в 1974 году немецким концерном. В августе 1992 года между правительствами России и Ирана было заключено соглашение о сооружении АЭС, а в январе 1995 года подписан контракт на завершение строительства первого энергоблока станции.

Инновации из Дагестана ОАО «Россети» и ОАО НПК «Русская радиоэлектроника» подписали соглашение о сотрудничестве. Одно из ключевых направлений – взаимодействие в области реализации программы НИОКР электросетевого комплекса. Подписи под документом поставили генеральный директор ОАО «Россети» Олег Бударгин и генеральный директор ОАО НПК «Русская радиоэлектроника» Александр Иванченко. Стороны договорились совместно реализовать проекты по разработке современных мобильных инновационных комплексов для испытаний и диагностики резонансным методом трансформаторного оборудования 35–750 кВ на энергообъектах группы компаний «Россети». Эти работы планируется выполнять на производственной площадке ОАО НПК «Русская радиоэлектроника» в Дагестане.

ЭНЕРГОНАДЗОР

новые правила на подходе Проект ведомственного приказа «Об утверждении Правил по охране труда при монтаже и эксплуатации теплового оборудования, в том числе работающего под давлением» разработан Минтрудом. Минтруд отмечает, что работы по монтажу теплового оборудования зачастую связаны с риском получения производственных травм и профессиональных заболеваний. По информации ведомства, в настоящее время в нормативной правовой базе содержится ряд документов при монтаже и эксплуатации теплового оборудования, в том числе работающего под давлением, утвержденных более десяти лет назад, которые требуют пересмотра и актуализации. Правила будут распространяться на работодателей – юридических и физических лиц независимо от их организационно-правовых форм и форм собственности. Потребление электроэнергии в России в 2013 году останется на уровне 2012 года. Об этом заявил заместитель генерального директора Российского энергетического агентства Игорь Кожуховский, который напомнил, что по итогам 2012 года энергопотребление выросло на 1,6%.

– Мы ежемесячно анализируем динамику спроса и видим, что сейчас идет стагнация. Накопленный темп роста с начала года минус 0,2% по сравнению с аналогичным периодом прошлого года, – сказал Кожуховский. На долгосрочную перспективу до 2030 года также даются более осторожные оценки.

– Прежние варианты были около 2% среднегодового темпа роста, сейчас это более осторожные оценки, 1%, в некоторые годы 1,5%, – сказал Кожуховский.

солнце и ветер по конкурсу НП «Совет рынка» закончило конкурсный отбор на 2014–2017 годы проектов по строительству генерирующих объектов, функционирующих на основе использования возобновляемых источников энергии. Как и ожидалось, квоты на строительство объектов солнечной и ветровой генерации не были выбраны полностью, а гидроэнергетика и вовсе оказалась невостребованной. По всем проектам установлены пятнадцатилетние сроки возмещения капзатрат с доходностью в 14%. Таким образом, по ветровой энергии на 2014 и 2015 годы не нашлось претендентов на возведение мощностей, в 2016 и 2017 годах квота выбрана на 6% и 18% соответственно.

Что касается энергии солнца, здесь инвесторы проявили интерес ко всем годам в периоде, выбрав предложенные мощности на 29,3%, 82,1%, 74,5% и 40% соответственно по годам. Таким образом, в среднем по двум видам (ВЭС и СЭС) было выбрано около 27,9% всех квот на следующие 5 лет. Основными регионами размещения новых мощностей для солнечной энергетики по плану являются Астраханская область, Республика Калмыкия, Оренбургская и Волгоградская области, для энергии ветра – Ульяновская, Астраханская и Оренбургская области. Планируется, что новый отбор на 2015–2018 годы пройдет в июне 2014 года, на конкурс выставлено в общей сложности 2,556 ГВт мощностей.

Укрепляем платежную дисциплину Пеня за несвоевременную оплату электроэнергии может вырасти вдвое. Законопроект об этом внесен правительством в Госдуму 28 сентября. По замыслу чиновников это должно укрепить платежную дисциплину потребителей. Сейчас ежедневная пеня составляет 1/360 от ставки рефинансирования Центробанка, что равняется приблизительно 9 процентам годовых, напоминает ИТАРТАСС. Ставку предложено увеличить до 1/170 ставки рефинансирования, что составляет почти 18% в годовом

№ 10 (51), октябрь, 2013 г.

исчислении. Размер пени высчитан с целью приблизить его к ставке краткосрочных потребительских кредитов. Также правительство поддержало усиление финансовой и административной ответственности за самовольное подключение к сетям инфраструктуры и безучетное потребление электроэнергии. Верхнюю границу штрафа для населения поднимут с 2 до 50 тыс. рублей, для должностных лиц – с 4 до 200 тыс. рублей. Штрафы для юридических лиц вместо действующих 30–40 тыс. рублей вырастут до 100–300 тыс.

3

Стратегия отрасли | От первого лица

Антипаводковые меры 17 сентября министр энергетики Российской Федерации Александр Новак выступил на заседании Правительственной комиссии с докладом о ситуации с энергоснабжением регионов ДФО, пострадавших от паводка.

М

инистр энергетики отметил положительную динамику хода аварийновосстановительных работ во всех дальневосточных регионах. В Амурской области, где масштабы отключенного и подтопленного оборудования были самыми большими, работы по восстановлению энергетической инфраструктуры вошли в финальную стадию. «В кратчайшие сроки было восстановлено электроснабжение в 25 населенных пунктах. Свет вернулся в 1 344 дома, где проживают 3 478 человек», – представил показатели Александр Новак. Аварийно-восстановительные работы продолжаются в двух населенных пунктах. В максимально короткие сроки была стабилизирована и ситуация на гидросооружениях области. Александр Новак подчеркнул, что все машины и механизмы Зейской и Бурейской ГЭС работают без сбоев, выдача мощности осуществляется без нарушений, нет замечаний по телу плотин. Благодаря действиям Минэнерго по организации поставок угля на Дальний Восток удалось полностью покрыть потребности региона в топливе. «Дополнительные перевозки угля будут производиться в приоритетном порядке без взимания платы с грузоотправителя и грузополучателя», – отметил глава министерства. В Еврейской автономной области аварийновосстановительные работы продолжаются, полностью восстановлено электроснабжение в пяти населенных пунктах из двенадцати с населением 2 825 человек. Как отметил Александр Новак, остро стоит вопрос, связанный с поставками сжиженного газа для нужд населения. «Проблемы сложились не вследствие паводка, но сейчас мы должны в первую очередь обеспечить население газом, который используется в том числе и для просушки домовладений», – разъяснил приоритеты министр. При этом обстановка с запасами угля в области не вызывает опасений: на Биробиджанской ТЭЦ нормативы на 1 октября уже выполнены на 114%. В Хабаровском крае, где обстановка сейчас наиболее напряженная, без электроснабжения продолжают оставаться 16 населенных пунктов с населением 1 066 человек. Северные районы региона также полностью обеспечены углем. «При общей потребности на ОЗП 60,8 тыс. тонн фактический запас составляет 28,7 тыс. тонн. Остальные 32 тыс. тонн будут поставлены в течение ОЗП с Мареканского разреза», – уточнил Александр Новак. Министр энергетики также подчеркнул, что окончательный срок готовности дальневосточных

4

регионов к осенне-зимнему периоду установлен на 15 ноября и не будет сдвинут. «Силы и средства для завершения аварийно-восстановительных работ выделены в достаточном обьеме, задачи по энергоснабжению потребителей будут выполнены», – заверил глава Минэнерго.

Про новую модель энергорынка Министерство энергетики планирует внести на обсуждение в правительство новую модель энергорынка до конца года, сообщил журналистам во вторник глава министерства Александр Новак. Действующая модель энергорынка не устраивает власти РФ из-за неэффективности, с новой системой они надеются повысить инвестиционную привлекательность отрасли. Дата, когда предложения по новой модели энергорынка должны быть внесены в правительство, переносилась министерством уже неоднократно. В последний раз ее предполагалось внести 1 сентября. Ранее Минэнерго заявляло о том, что принятие министерством окончательного решения по новой модели откладывается из-за разногласий среди энергокомпаний, напоминает РИА. В настоящее время, по словам Новака, обсуждаются три варианта модели. Первый предполагает переход на двусторонние договора между производителем электроэнергии и потребителем, второй – так называемую модель ДПМ-штрих (гарантированный возврат инвестиций компаниям за модернизацию энергообъектов). Третий вариант предусматривает продление действующей модели энергорынка на долгосрочный период.

– Министерство рассчитывает, что новая модель энергорынка заработает с 1 июля 2014 года или с 1 января 2015 года, – добавил Александр Новак.

ЭНЕРГОНАДЗОР

Стратегия отрасли | Точка зрения

Работает ли реформа энергетики? В последнее время мы все чаще обращаем внимание на состояние дел в энергетике. И это не удивительно – проблема касается каждого из нас. В условиях, когда наблюдается очередной и, на наш взгляд, неоправданный рост тарифов на услуги ЖКХ и энергоносители, постоянно изменяются «правила игры» на энергетическом рынке, немаловажно понимать, к чему мы сейчас стремимся и как нам с наименьшими потерями для экономики страны выйти из создавшейся непростой ситуации. Разумеется, главным вопросом является пройденный путь реформирования электроэнергетики. Совершенно очевидно, что принятые в начале века обязательства по реформированию не достигли результата. Где же мы допустили ошибки? Прежде всего, приходит на ум старая фраза из Булгакова, когда известный персонаж на вопрос «Что вы предлагаете?» отвечает: «А что тут думать, – взять все да и поделить!». Действительно, поделили. Генерирующие, управляющие, сбытовые, сетевые компании. С участием государства и без… Результат нам хорошо известен. Своими майскими и ноябрьскими указами 2012 года Владимир Путин дал полный ход изменениям, которые позволили бы не только исправить те серьезные просчеты, в том числе и системные, которые были допущены при реформировании нашей экономики, но и вернуть то лучшее, что позволяло нашей стране долгие годы быть в числе ведущих мировых держав.

№ 10 (51), октябрь, 2013 г.

Посмотрим на указы президента сквозь призму энергетических проблем. В порядке своей значимости необходимо выделять три блока указов. Первый блок – это новая экономическая и социальная политика. Второй – политика кадровая. Третий – сложный шаг по реформе структуры нашего электросетевого комплекса. Нетрудно понять, что решение каждой из задач в отдельности маловероятно и неэффективно. Здесь требуется комплексный и системный подход. Без квалифицированных кадров невозможно решать задачи ни экономики в целом, ни энергетической и промышленной безопасности в частности. Если говорить об энергетическом блоке указов, то нужно посмотреть, что было сделано, а точнее, не сделано на ближайшее время. Это и выход Правил-442 «О функционировании розничных рынков..», и Энергетическая стратегия страны на период до 2030 года (принята распоряжением Правительства РФ от 13 ноября 2009 года № 1715-р), и ряд федеральных законов и постановлений Правительства РФ, внесших изменения в действующие документы по техническому регулированию и законодательную базу электроэнергетики, например, те же постановления правительства № 1178 и 1179 о ценообразовании в области регулируемых и нерегулируемых цен. Ноябрьские указы президента были направлены на усиление влияния государства на энергетическую отрасль в целом. Три из этих четырех указов увеличили активы ОАО «ХМРСК», ОАО «ФСК» и ОАО «РусГидро», ну а Указ-1567

Владислав Озорин, президент АЭП СЗФО, член Научноэкспертного Совета рабочей группы Совета Федерации (Санкт-Петербург)

5

Стратегия отрасли | Точка зрения фактически привел к созданию организации, способной эффективно управлять электросетевым комплексом России. Только вот сроки, поставленные президентом правительству на исполнение данного указа, фактически были сорваны. Общий объем финансовых ресурсов, необходимый для реализации государственной программы «Энергоэффективность и развитие энергетики» составляет 28 658 762 481,60 тысячи рублей, в том числе: Подпрограммы 1 «Энергосбережение и повышение энергетической эффективности» – 53 907 180,90 тысячи рублей; Подпрограммы 2 «Развитие и модернизация электроэнергетики» – 500 000,00 тысяч рублей. Вам не кажется, что на электроэнергетику полмиллиарда – это капля в море? Проанализируем сложившуюся в энергетике ситуацию. Условно все имеющиеся проблемы можно разбить на три части – правовые, организационно-технические и социальноэкономические.

Правовые аспекты регулирования Законодательная и нормативно-правовая база должна быть стабильно совершенной, не содержащей двойных стандартов. Правила игры должны быть понятны и доступны каждому, и изменять их нельзя. Для этого необходимо создание единой, стабильной и полной нормативно-правовой и законодательной базы, единых Федеральных технических норм и правил, совершенствование правовых инструментов на региональном уровне, а также усиление роли государственного надзора за применением НПА и за деятельностью монополистов от энергетики.

Социальноэкономические факторы Здесь основными аспектами реформ должны быть единообразие тарифной политики вне зависимости от ценовой категории потребителя, сдерживание роста тарифов путем увеличения государственного влияния на развитие инфраструктуры, формализация договоров энерго­ снабжения и купли-продажи энергоресурсов с согласованием типовых форм договоров ФАС России. Анализируя стоимость электроэнергии в 2013 году для крупных промышленных потребителей (их доля в общем энергопотреблении близка к 60%), крайне важно понять, насколько адекватны внутренние цены на электроэнергию внутренним ценам на энергоносители. Тарифы на электроэнергию могут различаться в зависимости от уровня напряжения, времени суток, учета потребляемой мощности. Тарифы на электроэнергию в зависимости от уровня напряжения делятся на тариф для потребителей • высокого напряжения (ВН) – 110 кВ и выше; • среднего первого напряжения (СН-I) – 35 кВ; • среднего второго напряжения (СН II) – 20-1 кВ; • низкого напряжения (НН) – 0,4 кВ и ниже.

6

Плата за электроэнергию может также рассчитываться исходя из ставки тарифа на электроэнергию, ставки тарифа на мощность (ставка за содержание электрических сетей и ставка на оплату технологического расхода (потерь) и надбавки гарантирующего поставщика. При значительно более низкой, чем в странах ЕС и США, стоимости энергоносителей для российских ТЭЦ ( например, цена природного газа, основного топлива на внутреннем рынке генерации России, примерно на 35% ниже среднеевропейской) стоимость электроэнергии для средних промышленных потребителей у нас на 25 % выше. Это следствие не продуманной до конца реформы РАО ЕЭС России, проблем остаточного финансирования отрасли и завышенных прогнозов спроса на электричество. Попытки решить указанные проблемы введением договоров предоставления мощности и отменой фиксированной надбавки гарантирующего поставщика (по сути, тех же Правил-442) фактически переложили окупаемость инвестиций на потребителей. Посмотрим прогнозный план Минэкономразвития РФ. Рост оптовых цен на газ в 2013–2014 годах для всех категорий потребителей РФ составит по 15% в год с ежегодной индексацией 1 июля. Поэтому уже в 2015 году цена электроэнергии в России для промышленных потребителей может стать самой высокой в Европе. Это неминуемо приведет к снижению темпов роста ВВП и электропотребления и в конце концов к серьезным проблемам в экономике страны. Как разрешить эту проблему? В США и в странах ЕС государство жестко ограничивает рост стоимости электроэнергии. Норма прибыли в электроэнергетической отрасли этих стран строго отслеживается антимонопольным законодательством и не превышает 10%. При этом менеджмент управления и государственными, и частными энергетическими компаниями в этих странах намного эффективнее нашего. Получается, что нужно вводить жесткий контроль над тарифами и платой за присоединение, стимулировать повышение эффективности электроэнергетической отрасли, снизить объемы инвестиций в базовой составляющей цены за электроэнергию для всех категорий потребителей. Кроме того, оптимизировать распределение этих инвестиций между генерирующими компаниями и «сетевиками». В первую очередь инвестиции должны быть направлены на модернизацию и техническое перевооружение электросетевого комплекса страны. Чтобы ликвидировать перекрестное субсидирование, задумано ввести «энергопаек». Если, предположим, от 70 до 150 кВт • ч население будет оплачивать по льготному тарифу, то остальная часть электроэнергии должна будет оплачиваться по повышенному. Расчеты говорят, что для этого стоимость 1 кВт • ч для населения и приравненных к нему групп потребителей должна равняться примерно 7,8 руб. только к началу 2014 года. И эта цифра будет расти. Согласно последним прогнозам Минрегионразвития,

ЭНЕРГОНАДЗОР

электроэнергия для населения за ближайшие 18 лет подорожает в 5 раз, газ – в 4–6 раз. Однако предполагается, что доходы граждан увеличатся за это же время в 2,7 раза. Таким образом, ликвидация перекрестного субсидирования приведет к тому, что уже в следующем году расходы на электроэнергию станут непосильными для самой экономически и политически активной части населения России. Увеличится и ценовая нагрузка на промышленных потребителей. Не случайно в сентябре этого года премьер-министр Д.А. Медведев дал указание профильным министерствам, а также ОАО «Газпром», ОАО «РЖД» и ОАО «Российские сети» подготовить и представить в Правительство РФ вариант прогноза социально-экономического развития Российской Федерации на 2014 год и на плановый период 2015 и 2016 годов, предусматривающий сохранение в 2014 году тарифов на продукцию (услуги) субъектов естественных монополий на уровне 2013 года, а также соответствующие обосновывающие материалы. Президент страны одобрил эту инициативу.

Организационнотехнические проблемы Основными из них, на наш взгляд, являются: • Создание независимых институтов подготовки кадров, обеспечение повышения качества образования по основным профессиям, востребованным в электроэнергетике.

• Преодоление тенденции старения основных фондов электросетевых организаций за счет их модернизации и применения инновационных технологий при реконструкции, техническом перевооружении и строительстве электрических сетей.

• Срочное решение вопросов построения структуры надзора за электроустановками потребителей, принятие новых технических регламентов.

• Построение схемы технического регулирования во взаимосвязи с вопросами аккредитации, сертификации, саморегулирования и лицензирования.

• Совершенствование правил технологического присоединения к энергосетям и создание реальных условий сокращения сроков и этапов технологического присоединения.

• Совершенствование деятельности сетевых организаций и повышение эффективности использования их существующих ресурсов.

• Повышение качества обслуживания электроустановок потребителей. Уведомительный порядок допуска электроустановок мощностью до 750 кВА и напряжением до 10 кВ.

• Принятие нормативного акта, четко разграничивающего контрольные и надзорные функции федеральных органов исполнительной власти в сфере исполнения обязательных требований надежности и безопасности для электросетевого комплекса и потребителей.

• Изменение существующего порядка разработки и рассмотрения проектной документации в энергетике.

№ 10 (51), октябрь, 2013 г.

Особенно остро вопрос дефицита мощности стоит в «старом фонде». Правилами технологического присоединения (Правила-861 в редакции 442) введен термин «Пропускная способность электрической сети» – это технологически максимально допустимое значение мощности, которая может быть передана с учетом условий эксплуатации и параметров надежности функционирования энергетических систем. Параметры надежности определяются энергосистемой, которая в любом случае проверяет наличие (отсутствие) технической возможности технологического присоединения. Недовольство малого и среднего бизнеса «законами» основывается на следующих основных критериях: 1. Процедура технологического присоединения сложна и требует больших финансовых затрат.

2. Электросетевые организации зачастую не исполняют принятых обязательств, затягивая сроки ввода объектов. Процедура исполнения договоров на технологическое присоединение и договоров энергоснабжения по разным причинам значительно затягивается. И не всегда по вине потребителя.

3. Выставляемые счета за электроэнергию при бездоговорном (безучетном) потреблении необоснованно высоки, энергосбытовые компании (гарантирующие поставщики) в отдельных случаях, ссылаясь на законодательство, меняют условия договора энергоснабжения по своему усмотрению в одностороннем порядке. Окончание в следующем номере

7

Стратегия отрасли | Аналитика

Меры безопасности Внутренние экономические угрозы в Доктрине энергетической безопасности России Виталий Бушуев, генеральный директор Института энергетической стратегии Минэнерго РФ, профессор, академик РАЕН и Международной инженерной академии, д.т.н. (Москва) Николай Воропай, директор Института систем энергетики им. Л.А. Мелентьева СО РАН, профессор, членкорреспондент РАН, д.т.н. (Иркутск) Сергей Сендеров, заместитель директора Института систем энергетики им. Л.А. Мелентьева СО РАН, д.т.н. (Иркутск) Владимир Саенко, заместитель генерального директора Института энергетической стратегии Минэнерго РФ, заслуженный энергетик Российской Федерации, к. э. н. (Москва)

8

О

дно из важнейших направлений государственной политики России – обеспечение энергетической безопасности. Актуальность этого направления заметно возросла в течение последних 20 лет в силу действия как внутренних, так и внешних факторов.­ С учетом положений Стратегии национальной безопасности продолжается работа по актуализации и разработке документов, определяющих идеологию и стратегию действий государства в вопросах, касающихся обеспечения отдельных аспектов безопасности. В энергетической сфере таким документом призвана стать Доктрина энергетической безопасности Российской Федерации. Несмотря на определенные успехи, выразившиеся сначала в стабилизации, а затем и в наращивании валовых показателей энергетики, в настоящее время в ее развитии имеются и негативные тенденции. Например, качество запасов вовлеченных в оборот углеводородных топливно-энергетических ресурсов (ТЭР) неуклонно ухудшается, эффективность геологоразведочных работ в целом недостаточна, растет доля трудноизвлекаемых запасов. Основные производственные фонды энергетики имеют недопустимо высокий износ при низких темпах их обновления и создания строительных заделов, заканчивается технический ресурс значительной части оборудования, налицо отставание отечественного ТЭК от мирового научно-технического уровня. Возникают чрезвычайные ситуации в системах топливо- и энергоснабжения страны и ее регионов. Отсутствуют серьезные сдвиги в сфере энерго­ сбережения. Имеет место дефицит инвестиций в газовой отрасли и в электроэнергетике (на их развитие направляется не более 70% от объемов, предусмотренных Энергетической стратегией России на период до 2030 года). Сохраняется недостаточная диверсификация структуры топливно-энергетического баланса (доля природного газа в балансе первичных ТЭР превысила 50%, а в балансе котельнопечного топлива составила около 70%). Характерна региональная асимметрия в обеспеченности территорий собственными первичными энергоресурсами. Сохраняется негибкость ценовой и налоговой политики, приводящая к значительному росту цен на энергоносители для конечных потребителей. Высокие цены на ТЭР при низкой эффективности их использования снижают конкурентоспособность продукции российских предприятий и ложатся тяжелым бременем на бюджеты всех уровней.

В

ыявленные угрозы энергетической безопасности России по характеру возникновения и действия разделены на группы внутренних экономических, социально-политических, техногенных, природных, внешнеэкономических и внешнеполитических угроз. Давайте рассмотрим внутренние экономические угрозы, которые оказывают определяющее влияние на современную ситуацию в ТЭК.­ К этой группе угроз в первую очередь относятся такие, как дефицит инвестиций, способный привести к некомпенсируемому выходу из строя производственных мощностей объектов энергетического производства в условиях высокой изношенности оборудования и его низкого технического уровня; ухудшение состояния сырьевой базы ТЭК и атомной энергетики; низкая инновационная активность в энергетике и в смежных отраслях (в особенности в энергетическом машиностроении), приводящая к отставанию в освоении критически важных технологий; зависимость предприятий ТЭК от импорта оборудования, сервисных и инжиниринговых услуг; высокая энергоемкость отечественной продукции, отсутствие либо незавершенность отраслевых и региональных программ по энергосбережению и повышению энергетической эффективности.

С

учетом выявленных угроз и приоритетов был сформирован перечень основных задач, решения которых требует обеспечение энергетической безопасности. Среди них: • модернизация и инновационное развитие ТЭК путем технического перевооружения отраслей в рамках сооружения энергетических объектов, их реконструкции и омоложения производственной инфраструктуры; • повышение энергетической эффективности всех отраслей экономики страны, в том числе посредством разработки и реализации отраслевых и региональных программ энергосбережения и повышения энергетической эффективности, снижение энергетической составляющей затрат на производство товаров и услуг; • своевременное проведение геологоразведки и работ по подготовке и освоению месторождений, обеспечивающее воспроизводство и рациональное использование минерально-сырьевой базы страны, повышение эффективности недропользования, включая повышение коэффициента извлечения нефти; • диверсификация источников и транспортных направлений энергоснабжения;

ЭНЕРГОНАДЗОР

• повышение степени самообеспечения регионов ТЭР посредством освоения местных топливных баз и развития малой энергетики; • достижение рационального уровня централизации энергоснабжения, рационального соотношения централизованного и децентрализованного энергоснабжения; • обеспечение надежной работы и своевременного развития энергетической инфраструктуры, включая обеспечение достаточности резервов производственной мощности ТЭК и пропускной способности энергетических коммуникаций.

Н

а основании анализа имеющихся и возможных в перспективе угроз, основных приоритетов и задач в сфере обеспечения энергетической безопасности был выстроен комплекс мер и механизмов для ее обеспечения. Конкретные меры связаны, с одной стороны, со снижением или устранением возможностей реализации угроз, а с другой стороны – с повышением безопасности и надежности систем топливо- и энергоснабжения и со снижением их уязвимости и восприимчивости к угрозам различного характера. В частности, для предотвращения внутренних экономических угроз энергетической безопасности предусматривается использование таких мер, как: • инициирование и поддержка реализации пилотных проектов и стратегических инициатив хозяйствующих субъектов (включая прямое финансирование и предоставление государственных гарантий) в инвестиционной, инновационной, энергосберегающей и других приоритетных сферах; • повышение эффективности управления государственной собственностью в ТЭК при соблюдении условий гарантированной надежности энергоснабжения населения, социальной сферы и других особо важных потребителей; • совершенствование корпоративного управления в энергетическом секторе на основе внедрения передовых принципов и стандартов управления в сочетании с обеспечением действенного контроля за деятельностью энергетических компаний; • создание организационных и финансовоэкономических условий для формирования механизма возврата частных инвестиций в энергосбережение; • предотвращение недобросовестного банкротства и рейдерских действий в отношении предприятий ТЭК; • изменение налогового законодательства с целью рационализации налоговой нагрузки на предприятия энергетики и внедрения в практику дифференцированного подхода к налогообложению, основанного на учете объективно существующих геологических и технико-экономических условий, определяющих качество и себестоимость добываемого сырья, производимой продукции и услуг; • продолжение управляемой либерализации внутренних цен на энергоресурсы, отвечающих

№ 10 (51), октябрь, 2013 г.

интересам производителей, поставщиков и потребителей, на условиях недопущения необоснованного роста цен на продукцию ТЭК; • стимулирование энергетических компаний к участию в биржевой торговле энергоносителями и разработка правил, предусматривающих использование результатов биржевых торгов в качестве индикаторов ценообразования на ТЭР; • стимулирование проведения геолого-раз­ ведочных работ посредством прямого участия, обеспечивающего усиление роли государства в управлении недрами, и предоставления льгот и преференций с целью доведения их объемов до уровня соответствия между объемами ежегодных приростов балансовых запасов энергоресурсов и объемами их извлечения; • финансовая поддержка проведения фундаментальных и прикладных научно-исследовательских работ по основным направлениям развития перспективных энергетических технологий, в том числе в сфере атомной и возоб­ новляемой энергетики; • стимулирование развития отечественного производства оборудования и поставщиков услуг посредством предоставления разумных преференций компаниям, обеспечивающим использование отечественного оборудования; • формирование механизмов реализации долгосрочной политики, обеспечивающей рационализацию топливно-энергетического баланса страны на основе нормализации условий межтопливной конкуренции, и комплексное развитие региональной энергетики, включая освоение возобновляемых источников энергии и местных видов топлива; • совершенствование системы программных документов в сфере энергетики и повышение их обоснованности – от Энергетической стратегии России до инвестиционных программ компаний ТЭК и региональных энергетических программ с обязательным учетом требований энергетической безопасности.

9

Стратегия отрасли | Регионы

Переток энергии не должен ущемлять генератора

Интервью с Сергеем Мироносецким, генеральным директором «Сибирской генерирующей компании» – Сейчас многие энергокомпании сокращают издержки, в том числе путем диверсификации поставщиков топлива. Энергетические предприятия «Сибирской генерирующей компании» за последние годы проделали большую работу по оптимизации переменных издержек. Как изменился топливный баланс ваших ТЭС?

– Мы работаем над диверсификацией поставляемого топлива для наших станций. Электростанции Кемеровской области, к примеру, полностью отказались от угля марки «СС» и перешли на более распространенный уголь «Д». Опыт поставок каменных углей марки «СС», которые всегда являлись основным топливом для большинства кемеровских станций, в 2010–2011 годах показал высокую степень зависимости поставщиков слабоспекающихся углей от экспортного спроса. Поставщики повышали цены, при том что у них не было необходимых объемов из-за увеличения отгрузок этой марки на экспорт. В результате мы были вынуждены сжигать газ вместо угля, что негативно сказывалось на экономике. В тариф газовая составляющая не закладывалась, поэтому выпадающие доходы нам никто не возвращал. В целом ресурсы угля «СС» в России ограничены, все месторождения разведаны и разрабатываются, новые лицензии на добычу этой марки фактически не выдаются. Уголь «Д», наоборот, широко распространен, его можно купить у большого количества поставщиков, и мы регулярно проводим соответствующие исследования рынка. Кроме того, мы перестали нести риски сжигания дополнительных объемов газа, сократив расход этого топлива в несколько раз.

– Каков ваш среднесрочный прогноз цен на уголь?

– Я думаю, цены будут повышаться в соответствии с темпами инфляции. Условий для существенных колебаний нет: стоимость угля в настоящее время устраивает и поставщиков, и потребителей.

– Может, стоит воспользоваться моментом и привязать внутренние цены на уголь к экспортным, пока они падают?

– С одной стороны, логично привязать внутреннюю цену на уголь, когда экспортная цена за вычетом транспортировки и налогов (нетбэк) сравняется с отпускной стоимостью у российских

10

поставщиков. Однако конъюнктуру на внешнем рынке спрогнозировать сложно: хорошо, если нетбэк продолжит снижаться и внутренняя цена пойдет вниз, но велик риск резкого роста. Если экспортная цена начнет возвращаться к уровню 100 долл./т, то это неминуемо приведет к подорожанию угля и на внутреннем рынке. Сейчас складывается похожая ситуация с тарифами на газ, которые планировалось повысить до уровня равной доходности с экспортом, а теперь правительство вынуждено ограничивать темпы их роста.

– Как ТЭС удается конкурировать с ГЭС в полноводные годы?

– В действительности мы не конкурируем с гидроэлектростанциями. Ни для кого не секрет, что в периоды увеличения объемов притока воды в водохранилища доля ГЭС в балансе производства электроэнергии увеличивается, а поставщики тепловой генерации вынуждены останавливать генерирующее оборудование в холодный резерв. При стабильном спросе на электроэнергию со стороны покупателей, из-за большого объема ценопринимающих заявок ТЭЦ и ГРЭС, замещение их выработкой

ЭНЕРГОНАДЗОР

электроэнергии на ГЭС не должно приводить к значительному снижению цен на рынке. Успешная тактика заключается в том, что мы стремимся расширить регулировочный диапазон наших станций (возможность изменения нагрузки на оборудовании от технического минимума до максимального уровня). Чем больше наш регулировочный диапазон, тем эффективнее мы работаем на рынке, поскольку это позволяет наращивать объемы ценового предложения в заявках на продажу и минимизировать риски резкого снижения цен.

– Какова наиболее эффективная стратегия подачи ценовых заявок на РСВ у тепловой генерации в Сибири?

– У трейдеров свои секреты, но в целом механизм подачи ценовых заявок на РСВ очень прозрачен: процедура регламентируется правилами рынка, и места для творчества в ней почти нет. Ценовая заявка контролируется Федеральной антимонопольной службой и «Советом рынка», чтобы она не включала лишних расходов и не была завышена. Возможно, такой подход не совсем соответствует рыночным принципам. Например, если весь спрос на рынке удовлетворяется только по ценопринимающим заявкам, то цена на электроэнергию будет очень низкой, убыточной для электростанции. Возникает вопрос: почему мы должны продавать энергию в убыток? И если станция всегда продает электроэнергию с убытком, почему мы не можем ее остановить? Это наша основная претензия к модели рынка электроэнергии. На других рынках поставщик продает товар только тогда, когда он хочет, а если цена его не удовлетворяет, он сворачивает производство.

– С какими другими проблемами вы сталкиваетесь на рынке электроэнергии Сибири?

– Настоящей головной болью для рынка Сибири является переток энергии из зоны Европа – Урал, объем которого составляет 800–1200 МВт. Импорт такого большого объема электроэнергии фактически означает, что в Сибири должна выключиться одна крупная станция. При этом цена на электроэнергию из первой зоны существенно выше стоимости электричества, вырабатываемого на любой сибирской угольной станции. Простой пример: в ходе конкурентного отбора мощности на текущий год в Сибири было отобрано около 1000 МВт газового генерирующего оборудования из европейской зоны, так как эта мощность дешевле угольной. В результате пострадал ряд сибирских генераторов, у которых соответствующий объем оборудования не был отобран, и они вынуждены поставлять мощность фактически бесплатно. Парадокс заключается в том, что отобранные генераторы из первой ценовой зоны не могут продавать электроэнергию по низким ценам в Сибири. Сейчас мы пытаемся решить эту проблему вместе с «Системным оператором ЕЭС» и «Советом рынка».

№ 10 (51), октябрь, 2013 г.

– Что можно сделать, чтобы исправить этот дисбаланс?

– Частично проблема загрузки тепловой генерации в полноводные годы может быть решена за счет снижения объемов перетока электроэнергии (мощности) по направлению Казахстан–Сибирь. Рост сальдо-перетока по данному направлению был обусловлен аварией на Саяно-Шушенской ГЭС. Сейчас эта энергия не нужна Сибири, поставки необходимы для регулирования частоты ОЭС Казахстана в периоды резких скачков потребления или производства. Объем межгосударственного перетока из Казахстана влияет на ценообразование в ОЭС Сибири, поэтому если «Системному оператору ЕЭС» нужен переток в Сибирь по техническим соображениям, он может включать его по собственной инициативе, но в этом случае необходимы механизмы, позволяющие компенсировать потери от снижения уровня цен и объемов производства генераторам, которых он разгрузил.

– Есть ли необходимость строительства новых источников генерации в Сибири, помимо проектов, включенных в договоры о предоставлении мощности (ДПМ)?

– Строительство угольной генерации при текущем уровне цен в Сибири невыгодно. Чтобы такие проекты окупились, нужно либо заключать дополнительные договоры о предоставлении мощности, так называемые «ДПМ-штрих», либо обеспечивать повышение цены на электроэнергию. Поэтому сейчас мы ждем реформы рынка, которая должна дать ответы на эти вопросы. Правительство может выявлять точки энергосистемы, где необходимо увеличить объем генерации, и объявлять конкурсы на строительство мощностей. Другой вариант – ждать, когда генераторы

11

Стратегия отрасли | Регионы

выведут из эксплуатации старое оборудование, что создаст нехватку предложения и приведет к подорожанию электроэнергии.

– Правительство также разрабатывает новую модель ценообразования в сфере теплоснабжения – как вы оцениваете перспективы этой реформы?

– В свое время участники рынка предлагали представителям правительства создать рынок тепла со свободным ценообразованием, на котором более эффективный производитель тепла будет зарабатывать больше, чем менее эффективный. Сейчас тепло продается по тарифам: неэффективный производитель с большими затратами получает высокий тариф. Такая ситуация нас совершенно не устраивает. Цены невозможно отрегулировать лучше, чем это сделает рынок с минимальным вмешательством государства.

– Как избежать резкого подорожания тепловой энергии при переходе на свободное ценообразование?

– Чтобы предотвратить неконтролируемый рост цен, можно установить предельный уровень. У потребителя должна быть возможность сменить источник тепла: перейти на снабжение от котельной, газовой или угольной, от электричества. Стоимость тепла от такого альтернативного источника вместе с инвестиционной составляющей может стать уровнем, определяющим цену на рынке. Вопрос в договоренности между участниками рынка о том, что такой уровень правильный. Переход к новой системе ценообразования нужно сделать плавным, в течение некоторого

12

срока, тогда участники рынка сумеют адаптироваться к новым условиям: у потребителей будет время повысить энергоэффективность, что в конечном итоге позволит им ограничить затраты на тепло, в то время как производители начнут переходить на современное оборудование с более низкой переменной составляющей себестоимости производства. Сейчас, как мне кажется, для этого подходящий момент: в энергетической отрасли сформировался пул квалифицированных и ответственных инвесторов, таких как «Фортум», Enel, E.ON, «Газпром» и другие, которые способны реализовать эти изменения. Надо воспользоваться этой ситуацией и создать благоприятные условия для развития тепловой отрасли.

– Кто же в конечном итоге выиграет от реформы рынка теплоснабжения?

– Выиграют все, как производители, которые смогут значительно больше средств направлять на развитие мощностей, так и потребители, поскольку значительно повысится надежность и качество теплоснабжения. Сейчас в самом тяжелом положении нахо­дятся ТЭЦ, хотя они работают в наиболее эффективном режиме когенерации. Правильная организация рынка тепла оздоровит рынок электроэнергии – ТЭЦ начнут конкурировать с ГРЭС и побеждать в этой конкуренции. В отрасль теплоснабжения придут инвестиции, которых не было последние 20 лет. А развитие теплогенерирующего сектора способно подстегнуть развитие всей экономики страны, так как в строительстве объектов теплоснабжения будут задействованы множество других отраслей – от производителей труб до строителей жилого фонда.

ЭНЕРГОНАДЗОР

Стратегия отрасли | Прогноз

Взгляд на энергетику 2020 года У стойчивое развитие – это процесс непрерывного повышения энергоэффективности системы [4]. Эта идея оформилась в процессе совещания в Рио-де-Жанейро в 1992 году, и мировая общественность готовилась ее оформить в виде конкретных обязательств стран в рамках процесса «Рио+20» – Всемирной конференции ООН по устойчивому развитию в 2012 году. То есть проанализировать достижения и опыт разных стран, проблемы и пути их решения 20 лет спустя после совещания. Однако этого сделать не удалось. Нелишне напомнить, что за прошедший период уроки нарушения равновесия в природе становились все более жесткими, а их последствия все более дорогими. Это и разливы нефти в Мексиканском заливе, аномальная жара в центральной части России в 2010 году, землетрясение и разрушение АЭС в Японии, наводнения в России и в странах Европы в 2013 году, множество других менее глобальных аномальных природных явлений. Отсюда следует необходимость более глубокой «экологизации» экономики на основе реализации основного приоритета современного развития – повышения ценности природы и ее ресурсов, а также человека, условий его жизни и здоровья. Устойчивое развитие предполагает поддержку модернизации производства по пути обеспечения экономической и экологической эффективности. Необходимы как строгие экологические требования, так и экономическая заинтересованность производителей товаров и услуг. Модернизация должна быть выгодна и промышленникам, и обществу в целом. Одним из главных показателей мирового устойчивого развития является энергетика. От энергетики требуется надежность энергоснабжения, безопасность добычи, транспортировки и использования традиционных топливных

ресурсов и обеспечения энергоэффективности при производстве, распределении и потреблении электрической и тепловой энергии, а также топлива. Для России особенно важно реализовать огромные возможности повышения энергоэффективности и энергосбережения. Успех работы в России в области энергоэффективности определяется грамотным разрешением проблем отсутствия у производителя энергии стимулов к энергосбережению у потребителей. Без решения этой проблемы никакие другие меры не будут эффективными. На рисунке 1 показаны технологические компоненты устойчивого развития, конкретизирующие направления практической работы в этой области. Устойчивое развитие и энергоэффективность немыслимы без использования возобновляемых источников энергии (ВИЭ). Весь мировой опыт показывает, что одним из основных направлений повышения энергетической эффективности экономики является развитие возобновляемой энергетики, или, как ее еще иногда называют, «зеленой энергетики». Это подразумевает более широкое использование возобновляемых источников энергии и применение современных эффективных технологий генерации электрической и тепловой энергии. Использование ВИЭ и их активное внедрение в жизнь с каждым годом приобретают все более серьезные масштабы. К 2020 году Европейский союз планирует в соответствии со своей энергетической стратегией «20-20-20» увеличить долю возобновляемых источников энергии в общем топливном балансе до 20%, что, по замыслу европейцев, даст возможность сократить удельный спрос на традиционные энергоресурсы на 20% [2]. Это позволит странам Евросоюза к 2030 году увеличить валовой национальный продукт на 79% при снижении энергопотребления на 7%.

Павел БЕЗРУКИХ, заведующий отделением энергосбережения и ВИЭ Энергетического института им. Г.М. Кржижановского, д.т.н., академик РИА Дмитрий СОЛОВЬЕВ, старший научный сотрудник Института энергетической стратегии, к.ф.-м.н. (Москва)

Табл.1. Сценарии развития мировой энергетики Сценарий: Сценарий МЭА Производство электроэнергии в мире, всего, млрд. кВт •ч на 2020 г. В т.ч. на базе ВИЭ, млрд. кВт •ч То же, % Сценарий ИЭС Производство электроэнергии в мире , всего, млрд. кВт •ч на 2020 г. (минимальный сценарий) В т.ч. на базе ВИЭ, млрд. кВт •ч То же, %

«New Policies Scenario»

«Current Policies Scenario»

«450 Scenario»

27881

28569

26535

2332

2063

2712

8,4

7,2

10,1

26700 4000 15

Источник: World Energy Outlook 2011, IEA [1]. Расчеты ИЭС [ 3]

№ 10 (51), октябрь, 2013 г.

13

Стратегия отраСли | прогноЗ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ КОМПОНЕНТЫ «УСТОЙЧИВОЙ» ЭНЕРГЕТИКИ

Энергетическая и экологическая эффективность производства и передачи электроэнергии

Энергетическая и экологическая эффективность производства и передачи тепловой энергии

Энергетическая и экологическая эффективность производства (добычи) и транспортировки топлива

Энергетическая и экологическая эффективность использования (потребления) электрической и тепловой энергии, а также топлива (энергосбережение)

Эффективное использование минерально-сырьевых ресурсов и изделий (ресурсосбережение)

Использование возобновляемых источников энергии (возобновляемая энергетика)

Рис.1. Технологические компоненты «устойчивой» энергетики В перспективе к 2030 году европейские государства будут получать из возобновляемых источников не менее трети потребляемой энергии. Для мира в целом доля ВИЭ в производстве электроэнергии несколько ниже. В таблице 1. представлены три широко известных сценария развития мировой возобновляемой энергетики, разработанные Международным энергетическим агентством (МЭА) в 2011 году [1]. Как видим, доля ВИЭ без крупных ГЭС к 2020 году не превышает 10% даже по самому оптимистичному сценарию («450 Scenario»). Однако есть все основания предполагать, что к 2020 году доля ВИЭ без крупных ГЭС составит около 15% («Сценарий ИЭС»), при сравнительно умеренных темпах роста общего потребления (близких к сценарию «450 Scenario»).

П

о нашему мнению, прогноз МЭА недооценивает среднегодовой темп роста производства электроэнергии на базе

ВИЭ по всем трем сценариям (табл.1). По прогнозу ИЭС доля ветра в производстве электроэнергии в 2020 году составит 10% (общая установленная мощность ветроустановок достигает 1200 ГВт.), при этом необходимы темпы прироста мощности: 2010–2015 гг. – 22,5%, 2010–2020 гг. – 20,0%. Доля ВИЭ в производстве электроэнергии без крупных ГЭС в Европе к 2020 году составит около 20%. Производство жидкого топлива из биомассы к 2020 году возрастет более чем в 15 раз и достигнет 1 трлн. литров в год. Мощность фотоэлектрических установок в мире к 2020 году достигнет 800–1000 ГВт. Итого к 2020 году мы будем иметь всего около 15% производства электроэнергии на базе ВИЭ, без учета ГЭС. Наиболее близкую цифру к нашему прогнозу дает лишь «450 Scenario» –10,1% к 2020 году, который предусматривает агрессивный график действий, необходимых, чтобы ограничить долгосрочное увеличение концентрации парниковых газов в земной атмосфере до 450 частей на миллион эквивалента CO2. Поддержание концентрации в атмосфере парниковых газов на этом уровне должно ограничить рост глобальной температуры до 2 °С выше доиндустриального уровня. На рисунке 2 представлены дальнейшие экстраполяционные расчеты, выполненные авторами, для указанных трех сценариев МЭА как по общему потреблению, так и по производству электроэнергии на базе ВИЭ на период 2035–2050 годов, с учетом принятых темпов роста. Кроме того, приняв за базовый 2020 год и среднегодовые темпы роста, указанные на рисунке 2, для возобновляемой энергетики, по нашим расчетам («Сценарий ИЭС-ВИЭ-2020-2050») получается, что в 2050 году доля ВИЭ будет составлять 73,5% (от среднего значения по трем сценариям МЭА) в общем производстве электроэнергии. Многие скептики утверждают, что столь оптимистичные прогнозы увеличения доли ВИЭ в мировой энергетике не более чем миф, из-за крайне высокой стоимости единицы установленной мощности. Но это не совсем так. Дело в том, что традиционная энергетика разными путями получает субсидии государства почти

Таблица 2. Выработка электрической энергии в России на базе возобновляемых источников энергии в 2000–2010 гг., включая малые ГЭС, млн. кВт • ч №

Виды электростанций

1

2000 г.

2001 г.

2002 г.

2003 г.

2004 г.

2005 г.

2006 г.

2007 г.

2008 г.

2009 г.

2010 г.

Ветростанции

2,917

4,12

6,645

8,832

14,075

9,63

8,383

6,623

5,235

3,942

4,186

2

Геотермальные электростанции

58,2

91,2

149,1

313,1

395,1

396,4

462,6

484,7

464,6

464,0

474,9

3

Малые ГЭС

2672,7

2541,9

2421,9

2422,2

2748,8

2777,1

2548,4

2715,5

2867,7

3318,3

2846,0

4

Тепловые электростанции на биомассе

1816,9

2151,0

2444,1

2618,6

2824,1

2709,1

2910,0

2820,7

3122,7

2964,7

2995,0

4550,7

4788,2

5021,7

5362,7

5982,1

5892,2

5929,4

6027,5

6460,2

6750,9

6320,1

ИТОГО:

14

ЭНЕРГОНАДЗОР

млрд.кВт·ч

Рис. 2. Прогноз производства электроэнергии в мире (всего и на базе ВИЭ до 2050 г.) во всех странах. В России это, по данным Мирового банка, составляет 15 млрд. долл. США в год. Кроме того, за счет вредных выбросов от тепловых электростанций общество несет так называемые «внешние затраты», которые, по разным оценкам европейских ученых, составляют от 1,5 до 3 центов евро за кВт • ч. Так что, если поставить возобновляемую энергетику с тепловой в равные условия, то она не будет дороже, как уже сейчас, так и тем более в будущем. Потому что удельные капитальные вложения в возобновляемую энергетику непрерывно снижаются, а в традиционную энергетику, включая ГЭС и АЭС, столь же непрерывно растут. Для АЭС, например, это связано с тем, что после их вывода из работы АЭС сама становится потребителем электроэнергии, не допускающим перерыва в электроснабжении. Таким образом, сегодня происходит накопление этих капризных и опасных потребителей для будущих поколений. Развивая атомную энергетику в рамках существующих технологий, оставляем своим потомкам хранилища отработанного ядерного топлива, а в ближайшем будущем – выведенные из эксплуатации электростанции, которые потребуют захоронения радиоактивного оборудования, средств на их обслуживание, охрану и т.п. Никакой другой вид электростанций в принципе не грозит такими катастрофическими последствиями при аварии, как атомные станции. И как бы ни была мала вероятность аварии, она существует и имеет тенденцию осуществляться, когда ее не ждут, и, как правило, при жизни авторов, заклинающих нас в абсолютной безопасности АЭС. Не лучше ли вместо строительства новых АЭС использовать имеющийся в России технический потенциал ВИЭ, который (без учета потенциала больших рек) оценивается в 24 млрд. ту.т./год [6], что более чем в 20 раз превышает ежегодное вну-

№ 10 (51), октябрь, 2013 г.

треннее потребление первичных энергоресурсов в нашей стране? Экономический потенциал ВИЭ зависит от существующих экономических условий, стоимости, наличия и качества запасов ископаемых топливно-энергетических ресурсов, цен на электрическую и тепловую энергию в стране и регионах, стоимости оборудования, строительных работ и т.п. Этот потенциал меняется во времени и должен специально оцениваться в ходе подготовки и реализации конкретных программ и проектов по развитию возобновляемой энергетики. В 2010 году выработка электрической энергии в России на базе возобновляемых источников составила 6 320 млн. кВт • ч /год , что составляет менее 0,1% от ежегодного потребления первичных энергоресурсов в России (табл. 2). Окончание в следующем номере Литература 1. World Energy Outlook 2011, IEA, 666 p.

2. Wind in power: 2011 European statistics of the European Wind energy association, February 2012, 11 p.

3. Бушуев В.В., Каламанов В.А. Мировая энергетика – 2050 (Белая книга) / Под ред. Бушуева В.В. (ГУ ИЭС), Каламанова В.А. (МЦУЭР) – М.: ИЦ «Энергия», 2011. – 360 с.

4. Шафраник Ю.К. ТЭК и экономика России: вчера, сегодня, завтра (1990-2010-2030). Под ред. Шафраника Ю.К. – М.: ИЦ «Энергия», 2011. – 488 с.

5. Бушуев В.В. Энергетика России (избранные статьи, доклады, презентации). В 3 томах. Т. 1. Потенциал и стратегия реализации. Бушуев В.В. – М.: ИЦ «Энергия», 2012. – 520 с.

6. Безруких П. П. Справочник ресурсов возобновляемых источников энергии России. Справочниккаталог. Под редакцией: Безруких П. П. 2007, Москва, ЭНЕРГИЯ, с. 272

15

Клуб главных энергетиков

Стратегия отрасли | Прогноз

ОАО «КАМАЗ» Группа компаний «КАМАЗ» – лидер российского грузового автомобилестроения. ОАО «КАМАЗ» занимает 13-е место среди ведущих мировых производителей тяжелых грузовых автомобилей и 8-е – по выпуску дизельных двигателей. В состав группы технологической цепочки входят 11 крупных заводов автомобильного производства и подразделений вспомогательного цикла. Сегодня группа «КАМАЗ» включает в себя более 150 организаций, расположенных в России, СНГ и дальнем зарубежье. На «КАМАЗе» создано четыре совместных предприятия с участием ведущих иностранных производителей автокомпонентов: «ЦФ КАМА» (коробки передач), «КАММИНЗ КАМА» (двигатели), «КНОРР-БРЕМЗЕ КАМА» (тормозные системы), «Федерал Могул Набережные Челны» (детали цилиндропоршневой группы). Уставный капитал «КАМАЗа» составляет 35,36 млрд. рублей, общая численность персонала – более 55 000 человек.

Главный энергетик ОАО «КАМАЗ» Константин Дмитриевич Чугунов

16

ЭНЕРГОНАДЗОР

Клуб главных энергетиков | ОАО «КАМАЗ»

План по энергоэффективности – миллиард рублей Сегодня гостем Клуба главных энергетиков является руководитель энергетической службы автомобильного гиганта – ОАО «КАМАЗ». На вопросы редакции, как происходит повышение энергоэффективности в автомобилестроении, отвечает главный энергетик ОАО «КАМАЗ» Константин Чугунов. Кайдзен-проекты и программный подход – Константин Дмитриевич, какова сегодня доля энергоресурсов в экономике ОАО «КАМАЗ»?

– На начало сентября 2013 года доля энергоносителей в товарной продукции по технологической цепочке ОАО «КАМАЗ» составляет 5,057%.

– Какие на предприятии существуют программы по снижению потребления ТЭР, какова цель в этом направлении?

– В ОАО «КАМАЗ» сложилась практика разработки всеми подразделениями таких документов, как среднесрочные «Мероприятия по снижению затрат на энергоносители относительно принятого годового бюджета». Это позволяет экономить затраты на энергоносители до 5% ежегодно. Кроме того, все руководители подразделений и организаций разрабатывают и внедряют личные Кайдзен-проекты, а рядовые сотрудники и специалисты – личные Кайдзен-предложения, направленные на снижение затрат на энергоносители. В 2012 году принята очередная долгосрочная «Программа развития энергетического хозяйства ОАО «КАМАЗ» на 2012–2020 годы». На сегодняшний день результатом ее реализации стало снижение доли затрат энергоносителей в товарной продукции с 6% в 2008 году до 5%. В целом экономический эффект от реализации программ ожидается около 1 миллиарда рублей ежегодно, и снижение доли затрат энергоносителей в товарной продукции до 4,5%.

– Реализация каких проектов, направленных на энергосбережение, дала наиболее значимый экономический эффект в последние годы?

– За последние 10 лет наиболее крупными реализованными проектами в области энерго­ сбережения стали локализация производства сжатого воздуха на основных предприятиях ОАО «КАМАЗ» и развитие производства энергосберегающих светильников для нужд предприятия. Переход от централизованной системы снабжения сжатым воздухом, проводившийся с декабря 2010 года по сентябрь 2013 года, позволил на 33% снизить потери сжатого воздуха при его производстве и доставке за счет максимального приближения компрессорных станций

№ 10 (51), октябрь, 2013 г.

Главный энергетик ОАО «КАМАЗ» Константин Дмитриевич Чугунов Родился 24 марта 1961 года в селе Урахча Рыбно-Слободского района Республики Татарстан. Трудовую биографию начал в 1979 году токарем после окончания СГПТУ-15. Позднее окончил Камский политехнический институт по специальности «Автомобилестроение и тракторостроение». В 1981 году устроился на «КАМАЗ» слесаремремонтником Управления централизованного ремонта транспортных средств. Затем был мастером на литейном заводе, старшим мастером, заместителем начальника цеха – начальником смены, начальником цеха. В 2002 году назначен главным энергетиком литейного завода ОАО «КАМАЗМеталлургия». В 2009 году – заместитель директора по производству. В 2011 году – заместитель главного энергетика ОАО «КАМАЗ». С октября 2012 года – главный энергетик ОАО «КАМАЗ».

17

Клуб главных энергетиков | ОАО «КАМАЗ»

Переход от централизованной системы позволил на

33% снизить

потери сжатого воздуха

18

к конечным потребителям. При этом за счет организации производства сжатого воздуха энергоэффективными локальными компрессорными установками удалось сократить удельные затраты электрической энергии на производство 1000 м3 на 29%, оборотной воды – на 60%. Попутно повысилось и качество самого сжатого воздуха по таким параметрам, как содержание влаги и масел. Высокая энергоэффективность компрессоров и поэтапный ввод компрессорных станций позволили достичь окупаемости данного проекта за 2,5 года при суммарных инвестициях в 480 млн. рублей. Реализация другого проекта, по организации производства энергосберегающих светильников на базе ООО «КАМАЗэнергоремонт», чьим профилем является производство запасных частей и агрегатов к энергетическому оборудованию и оказание услуг по его ремонту и обслуживанию, была продиктована необходимостью снижения условно-постоянных затрат электроэнергии на освещение промышленных корпусов и повышения качества освещения на рабочих местах персонала. Использование имеющихся производственных мощностей и обученного персонала позволило наладить производство люминесцентных светильников типа ЛСПО для нужд ОАО «КАМАЗ» и довести количество их производства за последние 4 года до 10 тысяч единиц в год. Их внедрение позволяет ежегодно экономить электроэнергию на сумму порядка

20–25 млн. рублей за счет сокращения использования ламп типа ДРЛ. В качестве перспективных тем для дальнейшей реализации программы по повышению энергоэффективности ОАО «КАМАЗ» видится развитие таких направлений, как: – локализация производства отдельных видов энергоносителей, таких как оборотная и деминерализованная вода, редуцированный пар; – переход на более экономичные системы освещения корпусов с использованием светодиодных и индукционных источников света; – повсеместное внедрение частотно-регулируемых приводов; – автоматизация управления энергообеспечением и энергопотреблением, синхронизация работы энергохозяйства и основного производства; – использование новых материалов и конструктивных элементов при проведении ремонтов зданий, сооружений и тепловых сетей, позволяющих снизить потери тепловой энергии при ее транспортировке. Не останется без внимания и организационная составляющая программы энергосбережения. Персонал вовлекается в борьбу за энергоэффективность путем личного участия в рачительном использовании энергетических ресурсов. Также продолжается работа по повышению эффективности закупок электроэнергии.

ЭНЕРГОНАДЗОР

О социальной ответственности энергетиков – Сейчас многие промышленные предприятия обзаводятся собственными генерирующими мощностями. Какова позиция по данному вопросу в ОАО «КАМАЗ»?

– Развитие собственной генерации электрической и тепловой энергии является довольно привлекательной тематикой для включения ее в программу энергосбережения, в особенности для предприятий малого и среднего бизнеса, в отношении которых действуют самые высокие тарифы на электроэнергию и тепло. Однако для крупных предприятий, имеющих максимально экономически привлекательные тарифы на эти энергоносители, строительство собственных генерирующих мощностей может быть и невыгодным. Среди основных факторов, которые могут отрицательно сказаться на принятии решения о создании собственных генерирующих мощностей, это: – величина тарифов гарантирующих поставщиков или региональных операторов; – высокая стоимость строительства собственных ТЭС и их обслуживания; – ограничения по мощности генерации электроэнергии до 25 МВт, при превышении которых требуется регистрация в качестве поставщика электрической энергии; – ограничения по пропускной способности магистральных газопроводов и возможности получения лимитов на покупку природного газа, являющегося основным энергоносителем, на котором работают ТЭС. Есть и ряд косвенных факторов, также влияющих на принятие решения о развитии собственных генерирующих мощностей. К таковым можно отнести социальную ответственность предприятий, в особенности градообразующих, таких как «КАМАЗ». Уход такого крупного потребителя тепловой энергии от гарантирующего поставщика неминуемо приведет к росту тарифов для населения и предприятий среднего и малого бизнеса, так как поставщик будет вынужден за их счет компенсировать рост своих издержек на производство тепловой энергии. Переход на собственную генерацию электрической и тепловой энергии – это процесс, требующий крайне взвешенного подхода и оценки всех факторов, как экономических, так и социальных.

повышения энергетической эффективности производства.

На повестке дня — энергетический менеджмент – На повестке дня в российской промышленности стоит внедрение системы менеджмента в соответствии со стандартом ISO 50001. Как вы считаете, какие преимущества даст этот стандарт для ОАО «КАМАЗ»?

– В рамках реализации долгосрочной «Программы реинжиниринга ОАО «КАМАЗ» в 2015 году планируется внедрение «Системы энергетического менеджмента» в соответствии с международным стандартом ISO 50001:2011, что рассматривается как эффективный инструмент повышения устойчивости (в том числе финансовой) предприятия, улучшения его конкурентных позиций как через снижение

Внедрение светильников типа

ЛСПО

позволяет ежегодно экономить электроэнергию на сумму порядка

20–25 млн. рублей

– Как вы оцениваете качество проведенного у вас обязательного энергетического обследования?

– В 2012 году энергетическое обследование в ОАО «КАМАЗ» проводил «Центр энергосберегающих технологий» (ЦЭТ) при Кабинете министров Республики Татарстан. Такое обследование в ОАО «КАМАЗ» они проводят уже в третий раз с периодичностью каждые пять лет, поэтому качество энергетического обследования у нас достаточно высокого уровня. По его результатам разрабатываются мероприятия и программы

№ 10 (51), октябрь, 2013 г.

19

Клуб главных энергетиков | ОАО «КАМАЗ»

издержек и себестоимости продукции, так и через повышение эффективности менеджмента в целом. Система энергетического менеджмента позволит нам более эффективно управлять потоками потребления энергетических ресурсов, определять лимиты потребления энергоресурсов, как для отдельных подразделений, так и для технологических процессов производства, контролировать и оперативно предупреждать ситуации нерационального использования энергетических ресурсов. Посредством энергетического планирования по стандарту и энергетического анализа идентифицируются области существенного потребления энергии и, соответственно, значимые типы энергопотребления, для которых определяется энергорезультативность, а также потенциал и меры по ее повышению. В перспективе этот стандарт станет для организации любого типа базовым, в связи с этим необходимо уже сейчас реализовывать мероприятия по его внедрению.

Переход на собственную генерацию требует крайне взвешенного подхода

20

О роли государства в повышении энергоэффективности – В заключение назовите наиболее назревшие вопросы с точки зрения повышения энергоэффективности производства.

– В настоящий момент можно рассматривать два основных вопроса, определяющих

процессы повышения энергоэффективности любого предприятия. Во-первых, это помощь со стороны государства в продвижении передовых энергосберегающих технологий, которое может выражаться в следующем: – предоставлении для их разработчиков, производителей и поставщиков всевозможных налоговых льгот, таких как снижение ставок по налогу на прибыль, снижение ставок НДС на оборудование, включая генерирующее, и технологии, прямое назначение которых – повышение энергоэффективности и снижение затрат энергоносителей, снижение уровня таможенных сборов при импорте подобного оборудования и технологий, при условии, что они не имеют аналогов в России; – государственном софинансировании и предоставлении льготных кредитов для предприятий всех форм собственности на приобретение энергосберегающих и энергоэффективных технологий и оборудования, а также при организации собственных разработок и производства подобных технологий и оборудования. Во-вторых, это модернизация имеющихся производственных мощностей посредством внедрения новейших технологий и образцов оборудования, построенного с соблюдением принципа энергоэффективности, позволяющих снизить не только количество материала при производстве единицы продукции, но и затраты энергоносителей.

ЭНЕРГОНАДЗОР

Новые технологии автоматизации Компания «КЭР-Инжиниринг» развивает тесное сотрудничество с ОАО «КАМАЗ». Оно становится все более многогранным: модернизация оборудования, капремонт, техническое обслуживание, поставка запчастей. За последние годы «КЭР-Инжиниринг» выполнил ряд крупных проектов на заводах автогиганта. Модернизация главного сборочного конвейера В 2011 году специалистами «КЭР-Инжиниринг» была выполнена модернизация главного сборочного конвейера на Автомобильном заводе ОАО «КАМАЗ». Сам конвейер был смонтирован на итальянском оборудовании в далеком 1976 году. С тех пор реконструкции не производилось. А ведь главный конвейер – это сердце КАМАЗа. В результате тендера, в котором принимали участие инженерные компании со всей России, победил «КЭР-Инжиниринг». Реализацией проекта занимался Департамент «Автоматизация и приводы» (руководитель – Равиль Идиятулин). После проектирования были изготовлены шкафы управления. А в августе, когда КАМАЗ ушел на каникулы и производство остановилось, специалисты «КЭР-Инжиниринг» приступили к работам на конвейере. Всего за месяц была заменена система управления, а также электрическая часть. Установлено новейшее оборудование Siemens: контроллер Simatic S7-300, частотные преобразователи и т.д. Проведена диспетчеризация. Система управления главным сборочным конвейером включает в себя автоматизированное рабочее место оператора (диспетчера). На большом мониторе 52 дюйма (132 см) видна схема работы конвейера. Сейчас все производство как на ладони. Попутно ведется диагностика возможных отказов системы управления. Система имеет функцию 100%-го резервирования. Если какой-то элемент выходит из строя, тут же включается вторая (резервная) система. Это нужно для того, чтобы избежать простоев. Таким образом, работа конвейера стала более надежной, а производительность труда увеличилась.

№ 10 (51), октябрь, 2013 г.

Попутно была восстановлена система синхронизации автомобильных и тротуарных конвейеров. Для камазовцев было проведено обучение в аудитории «КЭР-Инжиниринг». Занятия вели специалисты из московского представительства Siemens. А 5 сентября 2011 года обновленный конвейер был запущен в эксплуатацию. За время эксплуатации проверена надежность работы конвейера в двухсменном режиме. Кроме того, была смонтирована и опробована в пусконаладочном режиме система автоматического выпуска тележек на конвейере шасси, которая позволяет автоматически выдавать грузовые тележки под закладываемые рамы автомобилей. В процессе внедрения и эксплуатации учитывались все пожелания специалистов Автомобильного завода ОАО «КАМАЗ», которые позволили повысить удобство работы с системой.

Евгений Евстифеев, руководитель направления «Машиностроение и металлургиия» ООО «КЭРИнжиниринг»

Стенды испытания двигателей внутреннего сгорания Для нужд машиностроения «КЭР-Инжиниринг» разработаны стенды испытания двигателей нового поколения мощностью 480 лошадиных сил и выше. Как известно, каждый двигатель, сошедший с конвейера, должен пройти серию испытаний на соответствие ГОСТу. В связи с этим требуются соответствующие стенды для приемосдаточных испытаний. Проверяется крутящий момент, расход топлива, температурный режим и т.д. За смену таким образом «прогоняется» 4–6 двигателей на каждом стенде. В тендере на разработку стендов участвовали компании из России и Чехии. Победу одержал «КЭР-Инжиниринг». За счет чего удалось обойти конкурентов? Компания предложила оптималь­ ную цену за инжиниринг, причем сама разработка – стенд «Контур-СИД» – ничуть не уступает по качеству западным аналогам. Ведь конструкторы «КЭР-Инжиниринг» также опирались на передовые технологии (оборудование Siemens). В октябре 2009 года на КАМАЗ была поставлена первая партия стендов испытания двигателей. Уже четыре года они находятся в эксплуатации, демонстрируют стабильные характеристики. Что интересно, «Контур-СИДы» построены на базе частотно-регулируемого привода с функцией рекуперации. То есть стенд во время работы не потребляет электроэнергию, а, наоборот, выдает ее в сеть. Р

ООО «КЭРИнжиниринг» 420080 Россия, Республика Татарстан, г. Казань, пр. Ямашева, 37 б Тел.: +7 (843) 557-62-05 Факс: +7 (843) 557-62-07 kereng@ker-eng.com www.ker-eng.com

21

Энергия региона | Северо-Запад

С прицелом на вторую АЭС Основу энергосистемы Мурманской области составляют 17 гидроэлектростанций филиала «Кольский» ОАО «ТГК-1», две теплоэлектроцентрали – ОАО «Мурманская ТЭЦ» и Апатитская ТЭЦ филиала «Кольский» ОАО «ТГК-1», филиал ОАО «Концерн Росэнергоатом» «Кольская атомная станция» и сеть магистральных и распределительных ЛЭП, объединяющая генерирующие станции на параллельную работу в энергосистеме Мурманской области. Владимир ПОЛИЭКТОВ, и. о. министра энергетики и ЖКХ Мурманской области

Кольская АЭС

22

О

перативно-диспетчерское управление энергосистемой осуществляется филиалом ОАО «СО ЕЭС» «Региональное диспетчерское управление энергосистемы Мурманской области» (Кольское РДУ). Установленная электрическая мощность энергосистемы Мурманской области на 1 января 2013 года составляет 3734,9 МВт. Крупнейшими производителями электрической энергии являются: – филиал ОАО «Концерн Росэнергоатом» «Кольская атомная станция» – 1 760 МВт; – филиал «Кольский» ОАО «ТГК-1» (ГЭС) – 1 594,6 МВт; – Апатитская ТЭЦ филиала «Кольский» ОАО «ТГК-1» – 323 МВт. В нашем регионе также представлена выработка электроэнергии на базе нетрадиционных возобновляемых источников энергии: – Кислогубская опытно-экспериментальная приливная электростанция филиала ОАО «Ленинградская ГАЭС» – 1,1 МВт; – ветроэнергетическая установка ЗАО «Ветро Энерго» – 0,2 МВт. Особенностями энергосистемы Мурманской области, отличающими ее от большинства энергосистем иных субъектов Российской Федерации, являются: – наличие избыточной мощности (обеспечивается в полном объеме спрос на электроэнергию

в регионе, часть электроэнергии передается как в ЕЭС России, так и в энергосистему Nordel (Норвегия, Финляндия); – уникальный баланс генерирующих мощностей (ГЭС – 43%, АЭС – 47%, ТЭЦ – 10%); – удаленность крупных центров потребления от центров генерации; – протяженный транзит связи с ЕЭС России; – радиальная схема системообразующей сети 330 кВ.

Ф

илиал ОАО «Концерн Росэнергоатом» «Кольская атомная станция» – основной поставщик электроэнергии для Мурманской области и Республики Карелия – находится в 200 километрах к югу от Мурманска на берегу озера Имандра, введена в эксплуатацию в период с 1972 по 1984 год в составе четырех энергоблоков двумя очередями. Технологически возможный годовой объем выработки электроэнергии составляет до 13,5 млрд. кВт • ч. В 2018–2019 годах заканчиваются продленные сроки эксплуатации энергоблоков № 1 и 2 действующей Кольской АЭС. В соответствии с действующими нормативными документами в области использования атомной энергии ОАО «Концерн Росэнергоатом» должно принять решение о подготовке энергоблока к продлению срока эксплуатации или о подготовке его к выводу из эксплуатации не позднее чем за пять лет до истечения установленного срока эксплуатации. На заключение о возможности ПСЭ энерго­ блоков № 1 и 2 Кольской АЭС, в том числе о конкретных сроках продления, помимо результатов комплексного обследования энергоблоков, оценок безопасности и экономической эффективности ПСЭ, безусловное влияние окажет и решение о сооружении замещающих мощностей Кольской АЭС-2. Вывод из эксплуатации энергоблоков действующей станции без ввода замещающих мощностей повлечет за собой зависимость региона от поставок электроэнергии из-за его пределов, невозможность развития промышленного сектора экономики, в том числе градообразующих предприятий, рост социальной напряженности в районе размещения действующей станции. Сооружение замещающих мощностей Кольской АЭС-2 к 2019 году представляется затруднительным по причине отсутствия проекта энергоблока средней мощности (до 800 МВт),

ЭНЕРГОНАДЗОР

Во избежание энергодефицита в регионе правительство Мурманской области считает необходимой скорейшую разработку проекта энергоблока атомной станции средней мощности.

и отливов (Кислогубская ПЭС). Необходимо проведение: – комплексной оценки ветрового потенциала на территории региона, на основе которой рассматривать целесообразность размещения ветропарков; – дооценки потенциала энергии приливов и отливов, в целях уточнения перспективных мест размещения приливных электростанций; – дооценки гидроресурсов малых рек региона на предмет размещения объектов малой гидроэнергетики; – оценки потенциала использования биоресурсов в целях производства тепло- и электроэнергии.

С

который бы соответствовал специфике энергосистемы Мурманской области. Долгосрочных планов по сооружению в Мурманской области новых генерирующих мощностей на базе традиционной энергетики, способных заместить собой установленную мощность Кольской АЭС, нет. По информации ОАО «Концерн Росэнергоатом» в России существуют предпроектные разработки энергоблока атомной станции средней мощности с реакторной установкой ВБЭР-500 (электрической мощностью 500 МВт), для разработки и оформления проектной документации на который требуется ориентировочно три года. К преимуществам Мурманской области в части возможности размещения новых генерирующих мощностей относятся: наличие инфраструктуры действующей атомной станции, изученная и соответствующая всем требованиям площадка под размещение Кольской АЭС-2 и минимальная необходимость модернизации электрических сетей для обеспечения выдачи мощности. Учитывая важность стабильного обеспечения потребителей Мурманской области электроэнергией, недопущения возникновения зависимости региона от поставок электроэнергии извне, правительство Мурманской области считает необходимой скорейшую разработку современного, отвечающего всем требованиям в области охраны окружающей среды, ядерной и радиационной безопасности проекта энергоблока атомной станции средней мощности.

П

ерспективным направлением развития генерирующих мощностей является также использование потенциала возобновляемых источников энергии. В настоящее время используется лишь гидропотенциал, на экспериментальной основе – энергия приливов

№ 10 (51), октябрь, 2013 г.

истемообразующие воздушные линии электропередачи Кольской энергосистемы выполнены напряжением 330 кВ, обеспечивают передачу мощности Кольской АЭС в центральную и северную части энергосистемы, а также в Карельскую энергосистему. Системообразующие элементы ЕНЭС России напряжением 330 кВ представлены филиалом ОАО «ФСК ЕЭС» – Карельское ПМЭС, в состав которых входят пять подстанций 330 кВ. Распределительные сети 35-110-150 кВ обеспечивают электроснабжение всех потребителей Мурманской области, включая крупные промышленные объекты города, поселки, электроснабжение Октябрьской железной дороги, прочих потребителей. Долгосрочным направлением перспективного развития электроэнергетического комплекса Мурманской области является внедрение интеллектуальных электрических сетей, объединяющих на технологическом уровне электрические сети, потребителей и производителей электроэнергии в единую автоматизированную систему, позволяющую в реальном времени отслеживать и контролировать режимы работы всех участников процесса выработки, передачи и потребления электроэнергии. В настоящее время Кольская энергосистема характеризуется энергоизбыточностью, что позволяет реализовывать проект по передаче электроэнергии «Северный транзит» – обеспечение перетока электроэнергии в Карельскую и Ленинградскую энергосистемы завершением строительства второй цепи ЛЭП 330 кВ «Кольская АЭС – ПС «Княжегубская» – ПС «Лоухи» – Путкинская ГЭС, Ондская ГЭС – ПС «Петрозаводская» – ПС «Сясь» – Киришская ГРЭС». Целевой установкой формирования перспективной модели электроэнергетического комплекса Мурманской области является его адекватное развитие, соответствующее потребностям социально-экономической системы и создающее условия для долгосрочного экономического роста.

23

Энергия региона | Северо-Запад

Сколько стоит ветер

Оценка эффективности совместной работы ВЭУ и ДЭС

В

Валерий Минин, заместитель директора по научной работе, заведующий лабораторией энергосбережения и возобновляемых источников энергии, к.т.н.

Анастасия Рожкова, стажерисследователь Центра физикотехнических проблем энергетики Севера Кольского научного центра РАН

24

Мурманской области имеется большое число метеостанций, маяков, пограничных застав, объектов специального назначения, электроснабжение которых осуществляется от автономных дизельных электростанций. Способы доставки топлива таким потребителям весьма разнообразны. При использовании автомобильного и водного морского транспорта стоимость топлива возрастает в 1,3–1,8 раза. В результате при отпускной цене 30–32 тыс.руб./т стоимость его после доставки может достигать 40–50 тыс.руб./т и более. Из-за высокой стоимости топлива себестоимость энергии, вырабатываемой на местных дизельных электростанциях (ДЭС), достигает 15–25 руб./кВт•ч. Поэтому в удаленных населенных пунктах очень остро стоит вопрос об экономном использовании привозного дизельного топлива. Одним из направлений экономии топлива и снижения себестоимости электроэнергии может быть использование местных возобновляемых источников энергии, в том числе энергии ветра. В Мурманской области наибольшая интенсивность ветра наблюдается в прибрежных районах. На побережье Баренцева моря среднегодовые скорости на высоте 10 м составляют 6–9 м/с, на побережье Белого моря – 5–6 м/с. Максимум скорости ветра и возможной выработки ветро­ энергетических установок (ВЭУ) приходятся на холодное время года, что совпадает с сезонным максимумом потребности в энергии. Это обстоятельство является основной предпосылкой для участия ВЭУ в покрытии графика электрической нагрузки. Для определения доли αэ участия ВЭУ в покрытии графика нагрузки были использованы результаты многолетних наблюдений за ветром на ветроэнергетическом полигоне Кольского научного центра РАН на северном побережье Кольского полуострова. График возможной выработки ВЭУ накладывался на характерный зимний, осенне-весенний или летний график электрической нагрузки. Расчеты выполнялись сериями с изменением соотношения βэ = NВЭУ / NДЭС в пределах от 0 до 1. Для технико-экономической оценки перспектив применения ВЭУ использовался расчет чистого дисконтированного дохода (ЧДД). Если исходить из возможности получения банковского кредита по заемной ставке 14–15% годовых и инфляции 7%, то реальная процентная ставка (ставка дисконтирования) составит около 7%. В настоящее время в России принят курс на последовательное снижение уровня инфляции. Можно предположить, что за 10 лет удастся снизить ее с нынешних 6–7% до европейского уровня (около 2%). Такое изменение инфляции и было заложено в расчеты тарифа

на электрическую энергию, заработной платы обслуживающего персонала и стоимости топлива в перспективе. Эффект от применения в каждом году комплекса «ДЭС+ВЭУ» определится как разница между доходом от реализованной по тарифу электрической энергии и расходами на зарплату, топливо и прочие расходы. Инвестиционные затраты в сооружение комплекса «ДЭС+ВЭУ» определяются их удельными капиталовложениями и мощностями. В качестве примера обратимся к показателям работы ДЭС мощностью 200 кВт, у которой: использование максимальной мощности в году 3000 часов; стоимость топлива 32 тыс.руб./ т у.т.; удельные капиталовложения 10 тыс.руб./ кВт; удельный расход топлива 395 г у.т./кВт•ч; штатный коэффициент 0,036 чел./кВт; годовая зарплата одного работника 300 тыс. руб./чел.; прочие расходы – 20% от суммы расходов на зарплату и амортизацию. При этих исходных данных себестоимость электроэнергии, вырабатываемой ДЭС, составит 18 руб./кВт•ч (см. рис. 1). Применение ВЭУ будет способствовать экономии топлива, но за этим стоят немалые капиталовложения. В условиях Мурманской области стоимость 1 кВт ВЭУ с учетом повышенных транспортных расходов и северных удорожающих факторов составит около 1 800–2 000 евро/кВт. Результаты расчета ЧДД для рассматриваемого примера показывают, что в начальный момент, сразу после сооружения комплекса «ДЭС+ВЭУ», имеют место только инвестиции. По мере совместной эксплуатации двух источников энергии

Рис. 1. Зависимость дохода, получаемого на каждый рубль инвестиций, от соотношения мощностей ВЭУ и ДЭС

ЭНЕРГОНАДЗОР

формируется доход, за счет которого инвестиции могут окупиться. Увеличение мощности ВЭУ ведет к росту ЧДД за счет экономии топлива. Но существует предел, после которого дальнейшее наращивание мощности ВЭУ (а значит, и капиталовложений) не имеет смысла, поскольку все большее количество энергии от ВЭУ может оказаться невостребованным вследствие несовпадения предложения от ВЭУ и спроса от потребителя. Максимум такой отдачи имеет место при соотношении мощностей ВЭУ и ДЭС около 0,45. Достаточно высокое значение отдачи сохраняется в широком диапазоне изменения параметра βэ – от 0,2 до 0,7–0,9.

П

редставленные данные позволяют рассмотреть вопрос о механизме снижения тарифа на электроэнергию. На рисунке 2 представлены кривые чистого дисконтированного дохода, построенные для комплекса «ДЭС+ВЭУ» при разных значениях тарифа на отпускаемую энергию. Видно, что снижение тарифа влечет за собой увеличение срока окупаемости вплоть до предельного 20-летнего (срок службы ВЭУ). Поскольку увеличение срока окупаемости отталкивает потенциального инвестора, можно предложить следующий подход к снижению тарифа. Вначале, сразу после ввода ВЭУ в эксплуатацию, тариф сохранять таким, каким бы он был без применения ВЭУ. Тогда в первоочередном порядке будет решаться задача по возвращению инвестиций, вложенных в ВЭУ. Такое положение предлагается сохранять вплоть до полной окупаемости капиталовложений в ВЭУ и получения прибыли в размере 20–30% от первоначальных вложений. После этого возможно снижение тарифа на электроэнергию для потребителя. После проведения соответствующих расчетов можно отметить, что капиталовложения в ВЭУ окупаются примерно через 5 лет. Через 7 лет достигается прибыль в размере около 30% от вложенных инвестиций. Тариф на энергию за это время за счет инфляции возрастает с 18 до

№ 10 (51), октябрь, 2013 г.

Рис. 2. Зависимость чистого дисконтированного дохода (ЧДД) при совместной работе ДЭС и ВЭУ от срока эксплуатации ВЭУ и тарифа на отпускаемую электроэнергию 24 руб./кВт•ч. Отметим также, что если бы в нулевой 2013 год тариф был 13 или 14 руб./кВт•ч, то через 7 лет он, соответственно, возрос бы до 18 и 19 руб./кВт•ч. Можно выделить два характерных варианта возможного снижения тарифа. Если через 7 лет эксплуатации ВЭУ перейти с тарифа 24 на 19 руб./кВт•ч, то ЧДД сохранит свой рост, хотя и с заметно меньшими темпами. Переход на тариф 18 руб./кВт•ч позволит сохранить безубыточную эксплуатацию комплекса «ДЭС+ВЭУ». Таким образом, при рассмотренном подходе после 7-летней эксплуатации ВЭУ и ее полной окупаемости возможно снижение стоимости электроэнергии на 21–25%.

25

Технологии и оборудование | Релейная защита и автоматика

Телеуправление подстанциями Обеспечение надежного и безопасного телеуправления (ТУ) оборудованием подстанций является необходимым условием для использования современных методов и средств управления электрическими сетями с целью повышения эффективности их функционирования. Алексей Небера, технический директор по электроэнергетике Олег Федоров, руководитель продуктового направления технической дирекции Павел Литвинов, главный эксперт аналитического отдела ЗАО «РТСофт» (Москва)

О

сновными целями реализации телеуправления оборудованием подстанций являются: 1. Снижение количества технологических нарушений, связанных с ошибками оперативного персонала ПС при производстве переключений.

2. Повышение оперативности выполнения оперативных переключений.

3. Создание условий для использования современных алгоритмов и средств управления, реализуемых в составе современных програм­ мных комплексов диспетчерского и оперативнотехнологического управления. В настоящей статье предлагается комплексный подход к организации телеуправления, обеспечивающий необходимый уровень функциональности, а также технологической и информационной безопасности.

Комплексная организация телеуправления Постановка задачи Новые Правила переключений в электро­ установках вводят понятие подстанций нового поколения, допускающих эксплуатацию, в том числе выполнение переключений как в присутствии, так и без постоянного присутствия обслуживающего персонала. Отличительными признаками подстанции нового поколения являются: • дистанционное управление всеми коммутационными аппаратами с АРМ АСУТП ПС и контроллеров присоединений; • наличие программной (логической) оперативной блокировки, реализуемой на серверах и контроллерах АСУТП ПС; • применение элегазовых, вакуумных выключателей или КРУЭ; • наличие блокировки, исключающей возможность одновременного управления оборудованием объекта электроэнергетики с АРМ оперативного персонала подстанции, АРМ оперативного персонала ЦУС, АРМ персонала диспетчерского центра (ДЦ), с контроллеров присоединений; • применение микропроцессорных устройств РЗА. Состав основных задач централизованного («вертикального») ТУ оборудованием подстанций нового поколения имеет следующий вид: • управление коммутационными аппаратами (выключатели, разъединители, заземляющие ножи, выкатные тележки РУ, переключатели во вторичных цепях ТН);

26

• передача команд управления переключением отпаек РПН, БСК, управление уставками СТК, СТАТКОМ, УШР; • управление вводом-выводом функций и переключением групп уставок РЗА. Организационные вопросы ТУ В структуре обеспечения функций телеуправления выделяют два уровня: центр управления и объект управления. В качестве уровня центров управления выступают центры управления сетями предприятий магистральных электрических сетей (ЦУС ПМЭС) и диспетчерские центры филиалов ОАО «СО ЕЭС». Специфика организации ТУ в российских электрических сетях в общем случае предусматривает необходимость поддержки многоуровневой передачи и реализации команд телеуправления: ДЦ – ПМЭС – ПС. Это накладывает дополнительные требования на функции телеуправления: • распределение и согласование прав доступа на ТУ со стороны используемых различных программно-технических комплексов (ПТК) ЦУС и ДЦ; • автоматизация передачи функции управления между уровнями центра управления и объекта управления; • автоматизация формирования, проверки, передачи и принятия к исполнению групп команд на управление оборудованием в составе ПТК ЦУС и ПТК ДЦ. Обеспечение безопасности ТУ Для обеспечения безопасности выполнения ТУ каждый шаг последовательности переключений, как и отдельно взятая внеплановая команда диспетчера, автоматически проходит в ПТК ряд проверок: • контроль на наличие и нарушение блокировок доступа; • контроль на наличие и нарушение блокировок выбора объекта управления; • контроль на наличие и нарушение топологических блокировок для защиты от коммутационных ошибок; • контроль на наличие и нарушение параметрируемых блокировок. Для обеспечения контроля ограничений по ведению режима и надежности сети перед подачей диспетчером команды управления в ПТК в режиме моделирования обеспечивается выполнение следующих расчетно-аналитических функций:

ЭНЕРГОНАДЗОР

• оценка состояния; • расчет токов короткого замыкания (ТКЗ) с формированием списка нарушений проверяемых значений отключающей способности силовых выключателей; • анализ вариантов отказов оборудования в моделируемом состоянии после реализации команды удаленного управления. Прием команд телеуправления на уровне объекта управления осуществляется ПТК АСУТП подстанции. Принятая команда телеуправления проверяется на допустимость по следующим критериям: • наличие права управления у ЦУС ПМЭС; • контроль качества команды по признакам качества, описанным в МЭК 60870-5-104; • допустимость выполнения команды по условиям программных – логических и оперативных – блокировок АСУТП. На уровне объекта управления устройства РЗА и ПА могут поддерживать переключение групп уставок и ввод-вывод защитных функций из системы АСУТП ПС. Переход к ТУ в необслуживаемых подстанциях нового поколения должен также сопровождаться организацией технологического видеонаблюдения за оборудованием. Обеспечение информационной безопасности ТУ Применение технологий телеуправления невозможно без комплексного решения задач информационной безопасности (ИБ). При поиске этих решений предлагается руководствоваться такими критериями, как: • адекватность разработанной модели угроз; • обеспечение технологически и экономически обоснованного уровня защиты; • возможность наращивания функциональности в соответствии с изменяющимися условиями, угрозами и требованиями; • комплексная и эшелонированная система активного и пассивного противодействия угрозам; • совместимость с существующими решениями; • ориентация на мировой опыт и лучшую практику. Методология выстраивания защиты от специфических угроз информационной безопасности хорошо проработана. Ниже приводится не исчерпывающий, но достаточно полный перечень технологических приемов: • выделение и защита электронного периметра; • сегментирование (зонирование), использование межсетевых экранов, в том числе с шифрованием (VPN/FW); • специализированное ПО – антивирусное, WhiteListing, инвентаризации программного обеспечения и оборудования; • шифрование IPSec, TLS, DTSL, SSL, SSH и др.;

№ 10 (51), октябрь, 2013 г.

Центр управления сетями Сервер PSIControl

Рабочее место диспетчера клиент PSIControl

Сервер PowerFactory (DlgSILENT) Коммутатор RSP-35

МЭК-104

МЭК-104

ПС 220-750 кВ SCADA Сервер CEB - GPS

МЭК-104 МЭК-104

МЭК-104

Коммутатор RSG 2300 61850-8.1

61850-8.1

61850-8.1

Терминал P3A Терминал P3A Терминал P3A Siprotec 7SA522 Бреслер ЭКРА

Примечания:

Коммутатор RSG 2300

Контроллеры присоединения Siprotec 6MD664

61850-8.1 Стационарный контроллер SPRECON

Контроллеры присоединения SPRECON-E-C

61850-8.1

Коммутатор RSG 2300

электрические кабели

RJ45

оптические кабели

ST

61850-8.1

• идентификация и аутентификация с использованием специальных ключей, включая биометрическую, использование электронной подписи; • защита удаленного доступа; • средства обнаружения и предотвращения сетевых вторжений (IPS, IDS, NIPS, HIPS); • технологии Data Loss Prevention (DLP), Security Information and Event Management (SIEM), honeypots и т. д. Детальные практические рекомендации по обеспечению информационной безопасности в рамках ТУ энергообъектами зависят от актуальной модели угроз, выбранной ориентации на соответствие определенной группе стандартов и выходят за рамки настоящей статьи. Прототип системы безопасного ТУ Для испытаний и комплексного опробования функций телеуправления в рамках интеграции решений от различных разработчиков создан полигон, включающий в себя два уровня: ЦУС и подстанция 220–750 кВ (на рисунке). В данный момент на стенде выполнены следующие испытания: • передача функций управления между ЦУС и АСУТП ПС; • отработка оперативных, топологических и параметрируемых блокировок на уровнях АСУТП и ЦУС; • прохождение команд ТУ, в том числе последовательности переключений; • переключение групп уставок терминалов РЗА из ЦУС; • ввод-вывод защит РЗА.

27

Технологии и оборудование | Релейная защита и автоматика

Новые требования к системам электропитания РЗА Виталий Балашов, технический директор холдинга «АБС Электро» Руслан Борисов, генеральный директор ООО «НПФ ЭЛНАП» Юрий Гусев, заведующий кафедрой «Электрические станции» НИУ «МЭИ»

В

последние десятилетия наблюдаются значительные изменения в организации электропитания релейных защит и устройств автоматики энергосистем. Факторами, обусловливающими пересмотр схемотехнических решений и применение новых видов электрооборудования систем оперативного тока (СОПТ), являются: замена электромеханических реле в устройствах релейной защиты, электроавтоматики, противоаварийной автоматики и оперативных блокировок на микропроцессорные устройства, снижение мощности и выравнивание графиков нагрузки электроприемников; появление инновационных источников постоянного тока, зарядных устройств, новых типов коммутационных и отключающих защитных аппаратов, новых возможностей мониторинга режимов работы и диагностики технического состояния оборудования СОПТ, изменения структуры и функций эксплуатационного и ремонтного персонала. В Российской Федерации впервые разработан и с 2010 года введен в действие стандарт с техническими требованиями к СОПТ и технические требования к дискретным входам микропроцессорных защит. Опыт применения нового стандарта в Федеральной сетевой компании единой электроэнергетической компании позволил апробировать новые, ранее не использовавшиеся в России технические решения по СОПТ: отказ от регулирования напряжения в сети постоянного тока с помощью дополнительных элементов аккумуляторной батареи; переход на модульные зарядные устройства с динамическими характеристиками, позволяющими обеспечить локализацию электрически удаленных коротких замыканий; использование трехуровневых систем защиты от сверхтоков; обеспечение термической стойкости и невозгораемости кабелей, схемотехнические и компоновочные принципы резервирования цепей и устройств СОПТ; инновационные решения по интеграции СОПТ в АСУ подстанции и др. В 2012 году стандарт был обновлен с учетом опыта применения его в проектировании и в эксплуатации магистральных подстанций.

Пересмотр требований к системам оперативного постоянного тока Общие положения Техническое оснащение систем оперативного постоянного тока (СОПТ) на подстанциях и электростанциях существенно изменилось в последние годы. Прежде всего, изменились

28

характеристики электроприемников. Релейные защиты, электроавтоматика, системы мониторинга и автоматизированного управления на подстанциях используют в основном не электромеханические реле, а микропроцессорные устройства. Существенно изменились и характеристики приводов включения высоковольтных выключателей. Вместо энергоемких электромагнитных приводов постоянного тока высоковольтные выключатели оснащаются пружинными приводами с заводом пружин электродвигателями переменного тока. На подстанциях, спроектированных и построенных в конце прошлого века, ток постоянной нагрузки достигал 30 и более ампер, ток кратковременной нагрузки (приводы включения высоковольтных выключателей) мог достигать 1500 А. На современных подстанциях ток постоянной нагрузки снизился в 2–3 раза, а ток кратковременной нагрузки не превышает 70–100 А и определяется в основном электроприводами включения выключателей среднего напряжения, которые пока еще находят применение на подстанциях. В ближайшей перспективе приводы и этих выключателей будут вытеснены пружинными приводами, и ток кратковременной нагрузки СОПТ будет еще более низким. Электронные компоненты, входящие в состав многих электроприемников постоянного тока, имеют более жесткие требования по электромагнитной совместимости, по качеству электроэнергии на их входных клеммах. Наиболее ярким примером в этом отношении являются дискретные входы микропроцессорных устройств, релейной защиты. Энергия, необходимая для срабатывания микропроцессорных устройств, на четыре порядка меньше, чем у электромеханических реле. Меняются на электростанциях и подстанциях и условия эксплуатации, сокращается численность персонала, уменьшаются частота и объем работ по техническому обслуживанию оборудования. В значительно большей степени, чем раньше, на подстанциях используются дистанционные методы контроля состояния электрооборудования и управления им. Уменьшение количества дежурного персонала на подстанциях и снижение квалификационных требований к нему компенсируются использованием автоматизированных систем управления электрооборудованием. В СОПТ подстанций используются зарядные устройства с программируемыми режимами заряда, автоматизированные системы контроля изоляции и поиска «земли», интегрированные в АСУ подстанции комплекты устройств мониторинга состояния

ЭНЕРГОНАДЗОР

Рис.1. Входные напряжение и ток дискретного входа микропроцессорного терминала релейной защиты аккумуляторных батарей, положения и состояния отключающих защитных аппаратов, устройства регистрации аварийных процессов в СОПТ. Стандартизация технических требований к схемных решениям сопт Одним из ключевых нововведений в области схемных решений СОПТ является подключение наиболее ответственных электроприемников, в частности устройств релейной защиты, подключаемых к шинам управления (±EC), к сборке, связанной с аккумуляторной батареей в обход шин приводов включения выключателей (±EY). При такой схеме отключение сверхтоков, возникающих в цепях приводов включения высоковольтных выключателей, не приводит к обесточиванию устройств релейной защиты, что существенно повышает надежность работы подстанции. В новом стандарте содержится рекомендация об исключении из схем щитов постоянного тока секционных рубильников и автоматических выключателей. Отказ этих элементов может вывести из строя сразу две секции шин и обесточить ответственные потребители оперативного постоянного тока. Другим схемотехническим нововведением стало размещение плавких предохранителей цепи ввода аккумуляторной батареи не в щите постоянного тока, а в отдельной распределительной коробке на наружной стене аккумуляторного помещения. Это позволило защитить от сверхтоков ранее не защищенный участок цепи батареи. Часть цепи аккумуляторной батареи, находящаяся в аккумуляторном помещении, остается незащищенной, но конструктивное исполнение межэлементных электрических соединений батареи исключает возможность коротких замыканий в этой зоне, и отсутствие отключающих защитных аппаратов со стороны аккумуляторов является не критичным.

№ 10 (51), октябрь, 2013 г.

Уменьшение токов кратковременной нагрузки на новых подстанциях позволило отказаться от дополнительных элементов в аккумуляторной батарее, необходимых ранее для обеспечения срабатывания соленоидов включения масляных баковых выключателей. Отпала необходимость и в отводе от 100-го элемента батареи, предусматривавшаяся ранее для поддержания в допустимых пределах напряжения на электроприемниках при уравнительных зарядах. Соответствие отклонений напряжения нормативным требованиям обеспечивается либо увеличением емкости аккумуляторов, либо использованием диодных секций, включаемых в цепь питания электроприемников и шунтируемых по мере необходимости управляемыми ключами, например контакторами. Теперь все аккумуляторы батареи имеют идентичные условия заряда и разряда, что способствует продлению срока их службы. Защита от сверхтоков Вместо автоматических выключателей для защиты от сверхтоков в современных СОПТ новый стандарт рекомендует использовать комбинированные аппараты, объединяющие функции предохранителя, выключателя и разъединителя. Использование предохранителей с независимым срабатыванием плавких вставок в полюсах защищаемой цепи позволяет отказаться от дальнего резервирования отключающих защитных аппаратов и обеспечить надежную локализацию коротких замыканий с помощью резервирующих друг друга плавких вставок одного предохранителя. Плавкий предохранитель с плавкими вставками в двух полюсах можно рассматривать, и как основной отключающий защитный аппарат и как аппарат, выполняющий функции ближнего резервирования защиты от сверхтоков. Существенным преимуществом плавких предохранителей по отношению к автоматическим выключателям

29

технологии и оборудование | релейная Защита и автоматиКа релейной защиты с униполярными дискретными входами, с достаточно высоким напряжением гарантированного несрабатывания и задержкой переключения дискретных входов на 5 мс и более. Для «гашения» энергии помехи создается специальный режективный импульс входного тока, дополнительно обеспечивающий разрушение окисных пленок на поверхности сухих контактов. На основе анализа данных, полученных расчетным и экспериментальным путем, были разработаны рекомендации по предотвращению неправильной работы релейных защит (см. табл.). Аккумуляторные батареи для современных СОПТ Аккумуляторные батареи (АБ) в СОПТ подстанций являются резервным источником постоянного тока и предназначены для питания электроприемников постоянного тока при отсутствии питания от зарядного устройства и, при необходимости, для покрытия импульсов тока нагрузки, превышающих возможности зарядного устройства. В большинстве стран, включая Россию, на электростанциях и подстанциях преимущественно используют стационарные свинцовокислотные аккумуляторы. Наилучшим образом условиям применения в СОПТ современных электростанций и подстанций отвечают аккумуляторы с поверхностными электродами, изготовленными по технологии GroE. У АБ OPzS в 2–3 раза меньше срок службы, чем у GroE. Если при выборе АБ учесть затраты на замену АБ, учесть сложность работ по замене АБ на действующей подстанции, то окажется выгодным приобретать более дорогую АБ GroE с нормативным сроком службы 25 лет.

Рис. 2. Сопротивление электрической дуги постоянного тока является уменьшение объема и частоты технического обслуживания. Техническое обслуживание плавких предохранителей сводится к замене перегоревших плавких вставок и плавких вставок, подвергавшихся воздействию сверхтока. Режим заземления СОПТ и ложные срабатывания релейной защиты Важной проблемой СОПТ является режим заземления сети постоянного тока. На большинстве действующих СОПТ электростанций и подстанций используется сеть с изолированными от земли полюсами. Производители микропроцессорных устройств релейной защиты предпринимают меры по повышению их помехоустойчивости, но эффективного решения пока не найдено, помехозащищенность многих устройств не соответствует реальным условиям эксплуатации. Относительно более высокой устойчивостью к помехам обладают современные терминалы

Требования к параметрам дискретных входов микропроцессорных релейных защит Нормативное значение

Наименование параметра

Минимально допустимое значение

Максимально допустимое значение

Общие требования: Полярность ДВ

униполярный

Внутреннее сопротивление входной цепи в дежурном режиме, кОм

40

–

60

–

–

2,2

Количество электричества импульса режекции, мкКл

200

200

–

Напряжение запуска импульса режекции*, В

143

143

154

–

–

143

170

158

170

5

0

20

154

132

154

Емкость внутренних цепей относительно корпуса, нФ Параметры импульса режекции:

Напряжение выключения импульса режекции*, В Параметры срабатывания дискретного входа: Напряжение срабатывания ДВ, В Продолжительность задержки срабатывания ДВ, мс Напряжение возврата ДВ в исходное состояние, В * Для дискретных входов с задержкой срабатывания менее 5 мс.

30

ЭНЕРГОНАДЗОР

Для беспроблемной эксплуатации

ООО «НТЦ «Механотроника», созданное в 1990 году, имеет богатую историю роста и развития в области решений для энергетики. На предприятии впервые в России стали производиться микропроцессорные устройства релейной защиты. В 2006-м были разработаны широко известные блоки серии БМРЗ-100, уникальное по соотношению цена/качество решение для защиты сетей 6–10 кВ.

С

2008 года «Механотроника» входит в один из крупнейших холдингов российской энергетики «Самарский Электрощит» и начинает выпускать полную линейку устройств для защиты сетей высокого напряжения 110–220 кВ. Пять лет спустя компания становится частью корпорации «Шнэйдер электрик» и запускает в производство серию новых устройств для железных дорог и метрополитена, параллельно занимаясь глубокой модернизацией БМРЗ-100. Развиваясь и совершенствуясь, НТЦ «Механотроника» наращивает выпуск существующих и создает новые устройства, превосходящие по своим параметрам продукцию общемирового уровня. Обеспечение качества выпускаемой продукции является приоритетным направлением деятельности. Испытательная база предприятия оснащена современным оборудованием, метрологическая служба аккредитована в Госстандарте РФ на право калибровки средств измерения. Процессы проектирования и производства сертифицированы на соответствие ISO 9001 и проводятся под контролем Ростехнадзора согласно условиям полученных лицензий. В настоящее время компания предлагает заказчикам высококачественные и современные системы, широкую гамму технических решений и сервисных услуг по релейной защите и автоматике для энергетических объектов с классом напряжения от 0,4 до 220 кВ. В качестве примера можно привести новый комплекс релейной защиты объектов с классом напряжений 6(10)–35 кВ, основанный на обновленной линейке популярных блоков БМРЗ-100. Модернизированные устройства БМРЗ-100, выпускаемые под индексом 120 и 150, сохранили полную совместимость с выпущенными ранее устройствами и в то же время предлагают ряд новых возможностей, включая: • расширенный состав функции защиты и автоматики, обеспечивающей реализацию всех требуемых защит, в том числе дистанционных – для линий 35 кВ, дифференциальных – для силовых трансформаторов 110/35(10, 6) кВ; • функцию СНОЗЗ, работающую в сетях с изолированной, компенсированной или резистивно заземленной нейтралью и не требующую практически никаких уставок; • встроенную функцию ОМП отходящих кабельных и воздушных линий, учитывающую

№ 10 (51), октябрь, 2013 г.

На данный момент в эксплуатации у энергетиков находится уже около 100 тысяч устройств от НТЦ «Механотроника» разных годов выпуска, при этом количество подтвержденных отказов оборудования составляет менее 1% при средней наработке на отказ 125 тысяч часов со сроком службы 25 лет.

неоднородности сопротивления линии и способную работать при кратковременных замыканиях с длительностью не менее 40 мс; • сочетание высокой степени готовности устройств (принцип «включил и работай») с возможностями гибкой настройки устройств и создания собственных алгоритмов работы (технология «гибкой логики»), что в совокупности с увеличенным числом программируемых входов и выходов позволяет осуществлять «привязку» к любому энергообъекту; • наладку и анализ накопительной информации устройств при отсутствии оперативного питания, с питанием от интерфейса USB; • подключение устройств к системам АСУ с использованием современных интерфейсов и протоков коммуникаций, к системам единого времени с использованием цифровых протоков синхронизации. Серьезным достоинством НТЦ «Механотроника» является реализация полного цикла разработки и производства устройств релейной защиты и автоматики: от выполнения научноисследовательских работ до серийного выпуска продукции, от входного контроля компонентов до типовых и приемосдаточных испытаний. Располагая профессионалами высшей квалификации, ООО НТЦ «Механотроника» создает лучшие технические решения, обеспечивает их беспроблемную эксплуатацию и гарантирует душевное спокойствие обслуживающего и руководящего персонала. Р

ООО «НТЦ «Механотроника» 198206 Санкт-Петербург, ул. Пионерстроя, 23 А Тел. + 7 (812) 744-89-94, 244-70-15 Факс + 7 (812) 744-45-83 E-mail: info@mtrele.ru www.mtrele.ru

31

Технологии и оборудование | Освещение

Негасимый свет

Построение надежных управляемых систем аварийного освещения Андрей Бойко, ООО «ТК «Световые Технологии» (Москва)

А

варийное освещение играет важную роль в обеспечении безопасности жизнедеятельности человека в случае возникновения пожара, аварии или теракта. Оно имеет самое широкое применение, в том числе и в помещениях промышленных предприятий. Свод правил «Естественное и искусственное освещение», принятый в 2011 году, приводит следующую классификацию аварийного освещения: Искусственное освещение

Рабочее

Охранное

Аварийное

Эвакуационное

Освещение путей эвакуации

Освещение зон повышенной опасности

Дежурное

Резервное

Освещение больших площадей (антипаническое освещение)

Рассмотрим детально каждый из видов аварийного освещения и типовые примеры его применения. Начнем с освещения путей эвакуации. Задача данного вида аварийного освещения – создать приемлемую освещенность (минимум 1 Лк) возможных маршрутов эвакуации. Здесь, помимо освещения основных проходов эвакуации, обязательно требуется осветить все места изменения направления и уровня перемещения (повороты, лестницы, ступеньки). Также эвакуационным освещением должны быть подсвечены критически важные объекты, такие как: план эвакуации, аптечка, средства оповещения, связи и огнетушители. Схема тестового устройства для диагностики группы аварийных светильников.

32

Сориентироваться в направлениях эвакуации позволяют световые указатели, ведущие к эвакуационным выходам и информационным знакам о расположении средств пожаротушения, аптечек, средств экстренной связи и оповещения. Освещение зон повышенной опасности, также относящееся к аварийному освещению, предусматривается для безопасного завершения потенциально опасного процесса или операции. К примеру, это может быть освещение рабочих мест в цехе металло- или деревообработки. Минимальная освещенность зон повышенной опасности должна составлять 10% от нормируемой освещенности для рабочего освещения, но не менее 15 Лк. Освещение больших площадей, или антипаническое освещение, своим названием дает нам подсказку о своей сути. Данный вид аварийного освещения используется в помещениях площадью более 60 м2. Главной задачей здесь является то, чтобы не допустить паники и обеспечить безопасный подход к путям эвакуации. Минимальная освещенность антипанического освещения должна быть не менее 0,5 Лк. При этом проходы должны освещаться по нормам «путей эвакуации» – 1 Лк. Четвертым видом аварийного освещения является резервное освещение. Оно предусматривается в случаях, когда при нарушении питания рабочего освещения требуется продолжить работы в обычном режиме в соответствии с условиями технологического процесса или ситуации. Это случаи, когда нарушение обслуживания оборудования и механизмов может вызвать травмирование или гибель людей, пожары, утечку токсичных веществ, а также нарушение работы объектов, для которых прекращение работы недопустимо, то есть для электрических станций, насосных станций, узлов связи и др. Резервная освещенность должна составлять не менее 30% нормируемого показателя для общего рабочего освещения. Теперь давайте рассмотрим технические средства, с помощью которых реализуются рассмотренные требования нормативных актов. Пожалуй, наиболее распространенное решение на сегодняшний день – это светильники со встроенным аккумуляторным блоком. Суть этого решения состоит в том, что в корпусе (в некоторых случаях – на корпусе) светильника установлен электронный пускорегулирующий аппарат и аккумуляторный блок. При аварийном исчезновении электропитания светильник продолжает свою работу от одного до трех часов в зависимости от установленного аккумулятора. Большинство световых указателей комплектуются предустановленными аккумуляторами. Также

ЭНЕРГОНАДЗОР

На правах рекламы

№ 10 (51), октябрь, 2013 г.

33

Технологии и оборудование | Освещение Световые указатели (знаки безопасности) устанавливаются

Для обозначения мест размещения средств экстренной связи и других средств, предназначенных для оповещения о чрезвычайной ситуации

Над каждым эвакуационным выходом

Для обозначения мест размещения первичных средств пожаротушения

Для обозначения поста медицинской помощи

На путях эвакуации, однозначно указывая направления эвакуации

Освещение путей эвакуации в помещениях или в местах производства работ вне зданий следует предусматривать по маршрутам эвакуации:

На лестничных маршах, при этом каждая ступень должна быть освещена прямым светом

Перед каждым эвакуационным выходом

В коридорах и проходах по маршруту эвакуации

В местах изменения (перепада) уровня пола или покрытия

В зоне каждого изменения направления маршрута

При пересечении проходов и коридоров

В местах размещения средств экстренной связи и других средств, предназначенных для оповещения о чрезвычайной ситуации

Перед каждым пунктом медицинской помощи

В местах размещения первичных средств пожаротушения

В местах размещения плана эвакуации

Перед входами в здания (если для них не используются световые указатели)

существует много модификаций светильников офисного, торгового и промышленного освещения, которые могут быть оснащены аккумуляторами. Это позволяет светильникам основного рабочего освещения выполнять также функции эвакуационного и антипанического освещения. Обратите внимание: существует нормативное требование о маркировке эвакуационного светильника буквой «А», что выделяет его в ряду однотипных светильников рабочего освещения. Аварийные светильники также могут быть объединены в группы тестирования. Для экономии времени с помощью одного тестового устройства можно проводить диагностику группы аварийных светильников.

С

ростом масштабов проектов растут требования к автоматизации всех систем. В том числе к системам аварийного освещения. Создать надежную систему аварийного освещения, контроль и обслуживание которой осуществляются с одного рабочего места, позволяет централизованная система аварийного освещения (ЦСАО). При этом нет необходимости делать поэтажный обход и в ручном режиме проверять исправность каждого светильника и аккумулятора. Вид и периодичность проверок задаются на центральной панели ЦСАО, после

34

чего удаленно с экрана компьютера можно отслеживать все события системы (неисправности компонентов, температуру, текущие значения тока, напряжения и др.). ЦСАО делает работу всей системы аварийного освещения «прозрачной» и контролируемой. По своей сути централизованная система аварийного освещения является комбинацией нескольких электротехнических устройств. Она совмещает в себе функции источника бесперебойного питания (UPS), щита аварийного освещения с защитой отходящих линий от токов перегрузки и короткого замыкания, групповое и индивидуальное управление аварийными светильниками с коммутацией линий нагрузки, а также мониторинг и тестирование (ручное и автоматическое) всех элементов системы: аккумуляторов и светильников. Обобщая, скажу, что значимость любой системы безопасности проявляется в критических ситуациях. Какое бы техническое решение ни было выбрано, при сбое электроснабжения система аварийного освещения должна максимально эффективно выполнить свои функции, а именно дать возможность людям безопасно покинуть сооружения, предотвратить панику, завершить работу или продолжить выполнять непрерывные процессы.

ЭНЕРГОНАДЗОР

Технологии и оборудование | Насосы

Современная противоаварийная защита В оронежский научно-производственный комплекс ОАО «Автоматика» обеспечивает: • проведение конструкторских и технологических разработок по созданию новых и модернизации выпускаемых приборов и средств автоматизации; • производство приборов и средств автоматизации; • производство аналитических средств контроля вязкости и плотности. ОАО «Автоматика» специализируется на разработке и серийном производстве приборов и средств противоаварийной защиты, сигнализации и блокировки (ПАЗ) технологических процессов и оборудования (насосных и компрессорных агрегатов, котельного, печного оборудования и других), датчиков, технических средств автоматизации, в том числе пневмоавтоматики. Технические средства ПАЗ соответствуют требованиям «Общих правил взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств» ПБ 09-540-03. Все серийные изделия сертифицированы. В настоящее время в номенклатуре ОАО «Автоматика» имеются практически все технические средства для построения различных систем защиты и блокировки насосов: реле и датчики давления, температуры, реле уровня, датчики вибрации, датчики осевого сдвига, а также ряд локальных и встраиваемых в системы АСУТП микропроцессорных контроллеров с различными функциональными возможностями. Реле давления РД-314 предназначены для формирования дискретного сигнала при достижении контролируемого давления предельного значения. Диапазон измерения от 1 до 65 кгс/см2. Датчики давления ДДИ преобразуют избыточное давление в диапазоне от 0 до 1600 кПа в токовый сигнал 0–5 мА, 4–20 мА.

Общий вид устройства блокировки насоса УБН-8МИ

№ 10 (51), октябрь, 2013 г.

Реле температуры РТ-303, ДТ-1-Р формируют дискретный сигнал при достижении температуры контролируемой среды предельного установленного значения. Диапазон контролируемых температур: РТ-303 от 50 до 90 °С, ДТ-1-Р от –55 до +125 °С. Датчики температуры ДТ-1-А предназначены для непрерывного контроля измеряемой температуры в диапазоне от –200 до +300 °С в сигнал 4–20 мА. Для контроля уровня жидких сред выпускается широкий ряд сигнализаторов уровня, основанных на различных принципах действия: вибрационные СУВ-2, акустические АСУ-1 и АСУ-4, ультразвуковые УСУ-1, поплавковые РУ303, РУ-304, РУК-304, емкостные РУЕ-1Т, ДЕ-1. Датчики вибрации ДВ-2 предназначены для непрерывного контроля параметров вибрации технологического оборудования в диапазонах: виброперемещения 0,04–12,7 мм, виброскорости 10–800 мм/с, виброускорения 1–50 м/с2. Для реализации систем противоаварийной защиты предприятие выпускает ряд микропроцессорных контроллеров в зависимости от числа контролируемых параметров, сложности алгоритма ПАЗ и вида предоставляемой информации. Для систем защиты насосов выпускаются устройства блокировки насосов УБН-8МИ и УБН-12МИ. Программируемый микропроцессорный контроллер УБН-8МИ имеет 8 искробезопасных входов, к которым можно подключать датчики разного типа: • 4 аналоговых 0–5, 4–20 мА; • 2 термопреобразователя сопротивления ТСМ/ТСП или термопары; • 2 релейных или типа NАMUR. Устройство имеет 3 выходных реле, коммутирующих нагрузку 10 А, 220 В. Гибкое программное обеспечение и информативная передняя панель позволяют пользователю настроить УБН на создание систем управления, сигнализации и блокировки насосов различного уровня сложности. Степень защиты корпуса IP63, температура окружающего воздуха от минус 40 до +50 °С. Размер корпуса 96х115х179. УБН-12МИ имеет 12 искробезопасных входов, 6 выходных реле. ОАО «Автоматика» поставляет системы блокировки насосов СБС. Системы состоят из набора датчиков технологических параметров и щита управления. В щите размещается схема электрическая управления электродвигателем насоса, пусковая и защитная арматура, светосигнальные устройства, кнопки управления и клеммные коробки. На панели щита устанавливаются устройства плавного пуска электродвигателя и блокировки насоса УБН. Р

Виктор ДИМИТРЕНКО, технический директор Александр ЭЙГХОЛЬЦ, главный конструктор ОАО «Автоматика»

ОАО «Автоматика» 394029 Воронеж, ул. Меркулова, 7 Тел/факс (4732) 49-78-53 E-mail: OAO-AVT@yandex.ru

35

Технологии и оборудование | ПТО

О модернизации электроприводов Вадим Стасовский, ведущий эксперт по работе с производительным оборудованием Schneider Electric в России (Санкт-Петербург) Владимир Семенов, заместитель директора ООО НПФ «СП Сервис» (Ярославль)

36

С

овременный подход к продлению жизненного цикла имеющегося парка грузоподъемных кранов – модернизация путем замены элементов электропривода на принципиально новой основе и новой элементной базе. Сегодня это система ПЧ-АС – управление асинхронным электродвигателем переменного тока с короткозамкнутым ротором с помощью преобразователя частоты. Модернизация электропривода позволяет: • увеличить ресурс механических узлов крана за счет исключения ударных нагрузок приводов; • снизить эксплуатационные расходы на капитальный ремонт механического оборудования за счет значительного снижения динамических нагрузок в элементах кинематической цепи; • существенно сократить потребляемую электроэнергию из-за отсутствия пусковых бросков тока, исключения реостатов при регулировании скорости, снижения потребляемой из сети реактивной мощности; • повысить надежность крановых приводов посредством исключения быстроизнашивающейся релейно-контакторной аппаратуры; • повысить надежность электрооборудования за счет применения современных комплектующих, использования электродвигателей с короткозамкнутым ротором взамен электродвигателей с фазным ротором; • осуществлять плавный разгон и торможение электродвигателей;

• изменять скорости и ускорения движений механизмов крана; • обеспечить высокую точность регулирования скорости и т.д; • обеспечить качественное поддержание скорости электродвигателя при переменных нагрузках за счет применения обратной связи с помощью датчиков угла поворота вала (энкодеров); • обеспечить плавный останов до нуля и только затем приведение в действие тормозов благодаря жесткой механической характеристике (точное поддержание скорости); • обеспечить быструю реакцию на изменение нагрузки (при резких скачках нагрузки устраняются скачки скорости); • повысить надежность и долговечность механического оборудования благодаря плавности переходных процессов и т.д. В крановых приводах успешно используются ПЧ семейства Altivar 71, предназначенные для трехфазных асинхронных и синхронных электродвигателей мощностью от 0.75 до 630 кВт с различными типами сетевого питания. Эти преобразователи частоты обладают такими прикладными функциями для крановых применений, как: • управление тормозом, адаптированное для приводов перемещения и подъема, и контроль состояния тормоза; • управление окончанием хода по концевым выключателям;

ЭНЕРГОНАДЗОР

• обеспечение высокоскоростной работы с пустым крюком или при небольшой нагрузке; • выбор слабины грузовых канатов; • выравнивание нагрузки, схема «ведущийведомый», управление моментом; • функция мультидвигатель/мультиконфигурация для применения одного ПЧ в многодвигательных крановых приводах; • контроль превышения заданной скорости, вращения в обратном направлении, перегрузки и т.д.

В

настоящее время по техническому заданию ООО «Коксохиммонтаж Строймеханизация», г. Череповец, разработан технический проект по модернизации электропривода кранов на гусеничном ходу МКГ-25Бр, СКГ-40/63, СКГ-63/100 и МКГС-100. С ноября 2011 года введен в эксплуатацию кран МКГ-25Бр и с декабря 2012 года – кран МКГС-100. По результатам проведенных аттестационных испытаний кран МКГС-100 показал, что используемые приводы работают вполовину и на треть требуемой мощности при поднятии эталонных грузов. Таким образом, потенциал привода рассчитан на подъем грузов до 200–300 тонн при соответствующем стреловом оборудовании. В настоящее время кран работает на пониженном напряжении – до 345 В, что говорит о его устойчивости к «плохим» сетям. Успешно работала аппаратура и при низких температурах (минус 25–30 °С). При внедрении ПЧ-АС на гусеничный кран марки МКГ-25БР расходы на электроэнергию уменьшились более чем в 9 раз, а минимальный объем экономии в год составил 272 186 рублей. При этом основными расходами на эксплуатацию устройства были затраты на электроэнергию. Затраты на эксплуатацию электрооборудования отсутствуют. Несмотря на кажущуюся значительную стоимость современных преобразователей, окупаемость вложенных средств за счет экономии энергоресурсов и других составляющих эффективности не превышает в среднем 3–5 лет. Это вполне реальные сроки, а учитывая многолетний ресурс подобной техники, можно подсчитать ожидаемую экономию на длительный период.

Но самое главное преимущество этого оборудования заключается в том, что оно представляет собой один из наиболее выгодных объектов для инвестирования средств предприятия: • возвращает вложенные средства за период срока окупаемости (около 3–5 лет), начиная с первого дня внедрения, а в последующие 15–20 лет предприятие получает чистую прибыль; • инвестиции ни на минуту не покидают пределов предприятия. Немаловажным фактором экономии является резкое снижение простоев крана из-за выхода из строя оборудования, что приносит дополнительный доход. Например, если кран не эксплуатируется из-за выхода из строя оборудования, то убыток только из-за простоя составит: • для МКГ-25Бр – 500 руб. в час; • для монтажных кранов – 12 000 руб. в день; • для строительных кранов – 6 000 руб. в день. При затратах на модернизацию в пределах 2 млн. руб. окупаемость составляет для монтажных кранов – 170 рабочих дней, для строительных – 340 рабочих дней. С учетом проделанной работы, специалисты ООО НПФ «СП Сервис» (Ярославль) предлагают следующие шаги по модернизации гусеничных кранов: • перевод схемы управления с дискретного на управление с помощью промышленных контроллеров по сети CANopen, что даст возможность убрать все провода управления, заменив их одним проводом CAN, контролировать работу всех узлов привода и оповещать оператора крана о возможных неисправностях и необходимых действиях в той или иной ситуации, контроль работы параметров приводов и ведение архива неисправностей, возможность контроля и даже управления краном дистанционно (через Интернет); • дальнейшее совершенствование системы «климат-контроль», с возможностью работы привода крана при температурах ниже –40 °С; • применение активного выпрямителя, позволяющего возвращать генерируемую энергию обратно в сеть, работать с сетями, в которых провалы напряжения достигают 40%; • радиоуправление приводом крана, что позволит в определенных случаях оператору крана работать вне кабины управления.

Немаловажным фактором экономии является резкое снижение простоев крана из-за выхода из строя оборудования, что приносит дополнительный доход

№ 10 (51), октябрь, 2013 г.

37

Технологии и оборудование | Трансформаторы

Правильный диагноз

Надежность эксплуатации маслонаполненных трансформаторов Для изношенных энергосистем мониторинг состояния силовых трансформаторов – крайне важный вопрос. По опыту многолетней эксплуатации трансформаторов установлены типичные виды повреждений, их признаки, возможные причины и способы выявления. Газовое реле

Всеволод Мандрусов, технический директор ООО «МТЕ» (Санкт-Петербург)

38

Несвоевременное принятие мер, направленных на устранение незначительных дефектов, порой приводит к аварийным отключениям трансформаторов. Ряд повреждений в трансформаторе не вызывает немедленного отключения при срабатывании защиты. К таким повреждениям относятся некоторые витковые замыкания, повреждения изоляции листов стали или стяжных шпилек магнитопровода. К примеру, при возникновении виткового замыкания происходит сильный нагрев места замыкания (меди проводников) из-за большой величины тока между замкнувшимися проводниками. Это влечет перегрев и разложение масла, окружающего место повреждения, с выделением газообразных продуктов разложения масла. Причем, если нагрев в месте замыкания не очень сильный, газ будет выделяться медленно. Для практики весьма важно на основании данных о составе газа получить представление о характере повреждений внутри трансформатора. Прежде данные о составе газа получали с помощью газового реле. Это позволяло обнаружить зарождающиеся повреждения в трансформаторе и предотвратить крупную аварию. Сопоставление большого числа наблюдений позволило установить определенные закономерности и подтвердить, что всякое повреждение токоведущих частей трансформатора, а также возникновение сильных местных перегревов вызывает выделение газа определенного состава. Установлены состав и предельные концентрации газов, растворенных в масле исправных трансформаторов и при характерных видах повреждений. Так, например, при разложении масла под действием электрической дуги (перекрытие в переключателе) выделяется преимущественно водород. Из непредельных углеводородов преобладает ацетилен, который в данном случае является характерным газом. Оксид и двуоксид углерода присутствуют в незначительных количествах. А вот газ, выделяющийся при разложении масла и твердой изоляции (междувитковое замыкание в обмотке), отличается заметным содержанием оксида и диоксида углерода.

Шаг вперед Однако дальнейшие исследования показали, что контроль за состоянием трансформаторов и раннее обнаружение возникающих в них повреждений возможны только методом анализа газов, растворенных в масле. В этом случае тревожные симптомы можно обнаружить, даже когда выделение газа еще очень слабое. Дело в том, что период накопления газа в реле может быть достаточно длительным, а скопившийся в нем газ по составу может существенно отличаться от газа, отобранного вблизи места его выделения (следует учитывать растворимость газа при его прохождении через слой масла). Поэтому диагностика повреждения на основе анализа газа, отобранного из реле, может быть запоздалой и неточной. Анализ пробы газа, растворенного в масле, помимо более точной диагностики повреждения, дает возможность наблюдения за его развитием до срабатывания газового реле. И даже в случае крупных повреждений, когда газовая защита срабатывает на отключение трансформатора, сравнение состава газа, взятого из реле и растворенного в масле, может быть полезным для более правильной оценки серьезности повреждения. Эти обстоятельства стали толчком для интенсивных исследований по установлению состава газа, растворенного в масле трансформатора. Развитию этого направления способствовало появление высокочувствительных приборов для газового анализа – газохроматографов. Метод

ЭНЕРГОНАДЗОР

хроматографического анализа растворенного в масле газа включает следующие этапы: а) отбор пробы масла, содержащего растворенные газы; б) извлечение газов из масла; в) собственно анализ газовой смеси с помощью газохроматографа. С целью обеспечения сопоставимости результатов газохроматографического анализа растворенных в трансформаторном масле газов Международной электротехнической комиссией (МЭК) внесена рекомендация по методу испытания. Использование газохроматографического анализа позволило уточнить известные ранее закономерности о зависимости состава газа, образующегося в трансформаторном масле, от различных воздействующих факторов. В аппаратах, которые долгое время находились в эксплуатации, масло обычно содержит заметное количество газов, которые накопились в результате естественного старения масла и твердой изоляции. В первом приближении принимают, что концентрация газа в масле линейно зависит от продолжительности эксплуатации трансформатора. В случае, если концентрация газов превышает «норму», то есть количество, которое можно ожидать за счет естественного старения, то через некоторое время (5–10 дней) повторно отбирают пробу газа и анализируют. В случае увеличения концентрации газа в масле более чем на 10% в течение месяца считается, что положение становится опасным. При этом надо привлечь другие методы испытания для установления причины зарождающегося повреждения внутри трансформатора.

Важность постоянного мониторинга Физические параметры и поведение изоляции деградируют со временем. Старение бумажной изоляции и трансформаторного масла приводит к образованию влаги и фуранов, которые могут вызывать дальнейшее ускоренное старение. Перегрев системы изоляции, частичные разряды и искрение нередко приводят к выбросу газов. Влага в изоляции вводов может привести к их деградации и разрушению. Температура может оказывать влияние на содержание влаги. Один из способов минимизации ущерба от старения трансформатора – постоянный мониторинг газов, температуры и содержания влаги. Эти данные могут помочь в выявлении типа неисправности, ее интенсивности и в некоторой степени ее местонахождения. Механические свойства изоляционной бумаги значительно снижаются с возрастом, хотя ее электрические свойства, возможно, не показывают существенных изменений. Механическая прочность изоляционной бумаги может снизиться за счет увеличения температуры в обмотках, а механическое повреждение стареющей изоляционной бумаги – привести к электрическому пробою. Это, в свою очередь, отрицательно повлияет на характеристики изоляции, что может привести к аварии трансформатора.

№ 10 (51), октябрь, 2013 г.

Следовательно, состояние изоляции должно контролироваться регулярно, как и оценка состояния трансформатора в целом. Температура масла/бумаги изоляционной системы может повлиять на процесс старения, что приводит к тепловому стрессу и изменениям механических и электрических свойств материала. Ухудшение свойств трансформаторного масла влечет повреждения трансформатора. Кроме того, выбросы трансформаторного масла могут серьезно повредить другие изоляционные материалы. В целом процент отказов трансформаторов, вызванных диэлектрическими проблемами, может быть выше, чем 75%. Правильный диагноз нарушений играет важнейшую роль в продлении жизни трансформатора и позволяет значительно снизить незапланированные простои и затраты, которые их сопровождают.

39

Технологии и оборудование | Трансформаторы

Оценка электродинамической стойкости

Сравнение расчетных и экспериментальных результатов на примере трансформатора ТРДН-40000/110

Денис Балов, инженер-конструктор Андрей Канивец, главный конструктор Андрей Ануфриев, начальник отдела электромагнитных расчетов ООО «Тольяттинский Трансформатор»

40

С

иловой трансформатор является одним из наиболее ответственных, дорогостоящих и надежнейших элементов в электрической сети, участвующих в передаче и распределении электроэнергии. Согласно статистике, процент повреждаемости трансформаторов очень низкий (в среднем 0,5–1%), при этом от токов короткого замыкания (КЗ) всего лишь 4% от всех повреждений. Но если происходит повреждение, а особенно в результате КЗ (в большинстве случаев это не подлежащие ремонту повреждения), это приводит к огромным финансовым потерям. Быстрый рост энергетических систем ведет к увеличению передаваемой мощности. И трансформаторы для обеспечения надежности энергосистемы должны быть в состоянии выдерживать возникающие токи КЗ, которые с ростом мощности тоже увеличиваются. Большие токи приводят к возникновению разрушающих электродинамических сил и перегреву обмоток. Стойкость при КЗ обосновывается расчетами, проверяется и подтверждается испытаниями. Для расчетной оценки электродинамической стойкости многими трансформаторными компаниями используется программа ELDINST (ПАО ВИТ, Украина), предназначенная для проверки механической прочности, жесткости и устойчивости обмоток трансформатора при коротких замыканиях. За последние 5 лет 15 трансформаторов, рассчитанных в программе ELDINST, прошли испытания на стендах Голландии (КЕМА), KERI (Республика Корея), Бангалор (Индия) и др. Электродинамические испытания силовых трансформаторов являются на данный момент единственным способом подтверждения стойкости обмоток к токам КЗ, так как на сегодняшний день компьютерные расчеты на моделях не могут обеспечить на 100% точность результатов. В России требования к электродинамической стойкости определены ГОСТ Р 52719 и ГОСТ 20243. При этом если сравнить требования МЭК 60076-5 и требования действующего ГОСТ 20243, можно сделать однозначный вывод, что требования ГОСТ являются более жесткими, что в первую очередь обусловлено спецификой наших сетей. Главными проблемами проведения электродинамических испытаний являются огромные финансовые затраты и значительное время, необходимое на транспортировку трансформатора до места проведения испытаний, так

как в России на данный момент отсутствуют достаточно мощные стенды для проведения опытов. Поэтому появление на территории нашей страны мощного стенда электродинамических испытаний, подобного находившемуся в г. Тольятти (МИС) или существующей лаборатории КЕМА (Голландия), позволило бы повысить объем испытаний трансформаторов при КЗ, увеличить объем исследований и квалифицированных специалистов в этой области, нарастить на трансформаторных заводах опыт обеспечения надежности трансформаторов, особенно новых типов, уменьшить объем импорта трансформаторного оборудования, не всегда соответствующего строгим отечественным стандартам. В качестве примера можно привести завод ООО «Тольяттинский Трансформатор», которым в 2012 году были проведены испытания трансформатора ТРДН-40000/110. Этот тип трансформатора был выбран не случайно. По ГОСТ Р 527192007 электродинамическая стойкость может быть подтверждена расчетом (при наличии экспертного заключения) для трансформаторов мощностью свыше 40 МВА, а для трансформаторов 40 МВА нужны испытания. К тому же результаты испытаний можно распространить на мощности 16 и 25 МВА. В апреле 2012 года трансформатор был подготовлен и отправлен в лабораторию ZKU (KEMA). Испытания на короткое замыкание были проведены на однофазной тестовой цепи со значением напряжения питания примерно 115 кВ. Подача на испытываемый трансформатор осуществлялась со стороны ВН; стороны низкого напряжения НН1 и НН2 были замкнуты пошагово с помощью шунтов и заземлены через датчик для измерения тока короткого замыкания. Бак трансформатора был также заземлен через датчик для измерения тока короткого замыкания. Состояние обмоток трансформатора проверялось после каждого испытания посредством Результаты испытания ТРДН-4000/110 Режим КЗ

ΔωL(%)

ВН(19)-(НН1+НН2)

0,5

ВН(10)-(НН1+НН2)

0,7

ВН(19)-(НН1)

1,2

ЭНЕРГОНАДЗОР

измерения индуктивности короткого замыкания, и результаты измерения сравнивались с измеренными до испытаний значениями. Проверка сопротивления изоляции обмоток трансформатора проводилась до и после испытаний на короткое замыкание. Состояние обмоток трансформатора также было проверено путем измерения частотных характеристик (SFRA) после всех испытаний, и результаты измерений были сопоставлены с измеренными до испытаний значениями. Измерение частотных характеристик было выполнено CTU Прага – High Voltage Laboratory (Высоковольтной Лабораторией). Анализ растворенных газов, определение содержания воды и проверки напряжения пробоя проводились до и после испытаний на короткое замыкание. Измерение было выполнено аккредитованной компанией ORGREZ, a.s. – a.s. – Electrical Engineering Laboratory Division. В общей сложности трансформатор был подвержен 15 опытам короткого замыкания. В результате проведения испытаний все 5 опытов в каждом из 3 режимов были зачтены, и по всем опытам изменение реактивного сопротивления короткого замыкания не превысило значения 1,2% (в самом критичном режиме ВНмин-НН1 изменение реактивного сопротивления короткого замыкания составило 1,2%). Изменений характеристик, которые могли бы свидетельствовать о наличии каких-либо внутренних проблем, не произошло. Однако согласно требованиям ГОСТ 20243 условием получения сертификата является проведение полной ревизии оборудования после проведения испытаний.

В

сентябре 2012 года в присутствии представителя компании ZKU (KEMA) были проведены разборка и осмотр всех узлов трансформатора, в результате которых не были обнаружены сползания витков, осевые и радиальные деформации отдельных катушек, деформации из-за поворота обмоток, смещения или расслоения деталей ярмовой изоляции, остаточные деформации прессующей конструкции, остаточные деформации отводов, снижение усилий запрессовки обмоток. На основании чего был сделан вывод, что трансформатор ТРДН40000/110 выдержал динамические испытания. Исследования КЕМА показывают, что в ходе испытаний на соответствие стандарту МЭК в части требований к электродинамической стойкости при опытах были повреждены 28% трансформаторов различных мощностей (25–440 МВА, 20–500 кВ). При этом не всегда удается получить положительное заключение с первого раза, иногда трансформатор отправляется на доработку обратно на завод-изготовитель. Широко распространен способ определения электродинамической стойкости трансформатора на основе исследований его расчетной и конструкторской документации. Однако этот вариант приемлем только для тех производителей трансформаторного оборудования, кто этот опыт действительно имеет.

№ 10 (51), октябрь, 2013 г.

Трансформатор ТРДН-40000/110 на испытаниях Также для проектирования трансформаторного оборудования, конкурентоспособного по техникоэкономическим показателям среди аналогов на мировом рынке, необходимо пересмотреть требования (ГОСТ) к электродинамическим испытаниям и конструкции в целом. В частности, это токи КЗ, на которые трансформатор рассчитывается и испытывается; в реальных условиях они значительно ниже, также при эксплуатации крайние ответвления практически не используются. Все это ведет к закладыванию лишних материалов и, как следствие, удорожанию трансформатора. Учитывая это, надо смягчать требования к расчетному определению максимального тока КЗ и методике испытаний в целом с целью приближения к реальным условиям. Принимая во внимание статистику работы трансформатора на различных его регулировочных ответвлениях, необходимо по возможности уменьшать количество ступеней, исключая неиспользуемые крайние ответвления, если не конструктивно, то хотя бы при испытаниях.

41

технологии и оборудование | воЗобновляемые иСточниКи энергии

Управление работой ВЭС в энергосистеме Н Виктор ЕЛиСТРАТОВ, профессор, заслуженный энергетик РФ, председатель научного Совета по проблемам ВИЭ СПб Центра РАН, директор научнообразовательного центра «Возобновляемые виды энергии и установки на их основе» Санкт-Петербургского государственного политехнического университета, д.т.н.

Установленная мощность (МВт)

Рост мировой ветроэнергетики 237000

300000

73904

59004

47686

31164

24320

18039

13696

9663

50000

7475

100000

39290

120791

150000

93849

175010

200000

157900

250000

287000

а начало 2013 года установленная мощность сетевых ВЭС в мире превысила 287 ГВт, ежегодный прирост составляет более 20–25% (см. график). В некоторых странах доля ветровой энергии в общем энергобалансе составляет более 20%. На заре развития ветроэнергетики в Европе среди политиков и сетевых операторов, так же как сейчас в России, было распространено мнение, что «ветровая энергия слишком изменчива, и невозможно достичь сколько-нибудь значительной доли ее использования в сети; энергия ветра угрожает безопасной эксплуатации электрических сетей; необходимо 100%-е резервирование, когда ветер «останавливается». Сегодня множество исследований и реальная эксплуатация ВЭС показали, что опасения сетевых операторов и мифы о непредсказуемости ветра и необходимости 100%-го резервирования оказались беспочвенны. Кроме того, многолетний опыт эксплуатации ВЭС показывает, что поступление энергии от ВЭС очень хорошо прогнозируется, и ее энергия успешно продается на рынках мощности и энергии. В среднем точность прогнозирования суточного графика выработки ВЭС в Европе составляет 95%. Для ВЭС невозможны незапланированные и резкие включения/отключения, так как они представляют группу генерирующих источников, и неисправность одновременно всех генераторов невозможна. По статистике непредсказуемость графика потребления энергии, вероятность поломок ЛЭП или выхода из строя крупной ТЭЦ на порядки выше, чем выход из строя всей ВЭС. Опыт эксплуатации ВЭС показывает, что существующих резервов энергосистемы достаточно для компенсации колебаний при доле

0 1997

42

1999

2001

2003

2005

2007

2009

2011

ветровой энергии в общем энергобалансе до 20%. При доле свыше 20% уже хорошо проработаны и апробированы дополнительные меры интеграции ВЭС в энергосистему. Для России осознание, что ВЭС может безопасно эксплуатироваться в крупной энергосистеме, связано с принятием заключительных нормативных актов для формирования нормативной базы развития ВИЭ на оптовом рынке: • Постановление Правительства РФ № 449 от 28 мая 2013 года. «О механизме стимулирования использования возобновляемых источников энергии на оптовом рынке электрической энергии и мощности»; • распоряжение Правительства № 861 от 28 мая 2013 г. «О внесении изменений в «Основные направления государственной политики в сфере повышения энергетической эффективности электроэнергетики на основе использования возобновляемых источников энергии на период до 2020 года», утвержденные распоряжением Правительства Российской Федерации от 8 января 2009 года № 1-р».

В

Постановлении Правительства РФ № 861-р определены целевые показатели объемов ввода установленной мощности генерирующих объектов, функционирующих на основе ВИЭ. Всего предполагается ввести 5 871 МВт установленной мощности объектов ВИЭ, из которых 3 600 МВт (или 61%) приходятся на ВЭС, 1 520 МВт (26%) – на СЭС и 751 МВт (13%) – на мини-ГЭС. При этом, в соответствии с проектом схемы и программы развития ЕЭС России на 2013–2019 годы, объем установленной мощности в ЕЭС России к 2019 году прогнозируется на уровне 238 ГВт. Таким образом, целевые показатели объемов ввода объектов генерации на основе ВИЭ обеспечат им долю 2,5% в структуре установленной мощности ЕЭС России. В настоящее время можно выделить следующие способы повышения маневренности и надежности энергоснабжения сетевых ВЭС: 1. Укрупнение ветропарков по количеству ВЭУ для сглаживания неравномерности прихода энергии ветра.

2. Объединение управления отдельных ветропарков в единый энергокомплекс.

3. Повышение точности прогнозирования прихода ветровой энергии для различных временных промежутков.

4. Создание энергокомплексов с аккумулирующими системами (АС), в том числе ВЭС-ГЭС, для перераспределения и аккумулирования энергии.

5. Использование современных типов ВЭУ, позволяющих оказывать системные услуги и

ЭНЕРГОНАДЗОР

регулировать напряжение в точке присоединения ВЭС к энергосистеме. Первый способ позволяет достичь следующих эффектов: 1) неравномерность выработки ветропарка снижается с 65% при работе 1 ВЭУ до 5% при работе 200 ВЭУ за счет учета территориальной неравномерности распределения ветра; 2) на секундных интервалах мощность ВЭС меняется очень незначительно, так как мощность на каждой ВЭУ различная в силу неравномерности скоростей ветра по территории и по высоте; 3) на 10-минутном интервале колебания мощности крупного ветропарка сопоставимы со случайными колебаниями графика потребления. При доле использования ветровой энергии в 10% может понадобиться резерв мощности 2–4% в зависимости от точности прогноза. Второй способ повышения надежности позволяет значительно снизить колебания мощности. На примере укрупнения в единое энергообъединение 40 ВЭС Германии, расположенных на большой территории, удается снизить колебания мощности в 3–4 раза. Третий способ, связанный с точностью прогноза, очень важен для правильного и экономически выгодного участия ВЭС на рынках мощности и энергии. Безусловно, точность прогноза зависит от срока, на который выдается прогноз. Чем уже зона прогноза и больше интервал, тем больше погрешность прогноза (см. таблицу). В настоящее время активно развиваются и методы математического моделирования предстоящей выработки на основе статистического анализа предшествующих краткосрочных наблюдений за ветром и способы непосредственного измерения ветра перед ВЭУ на различном расстоянии с помощью, например, размещения на гондоле LIDARов. Четвертый способ повышения надежности работы ВЭС связан с возможностями резервирования мощности и аккумулирования излишков или, наоборот, выдачи мощности и энергии в период дефицита. Возможности быстрого перетока энергии из одного места или одного региона в другой определяются пропускной возможностью сети, которая определяется

№ 10 (51), октябрь, 2013 г.

Ошибка прогноза выработки энергии ветропарками, % Ошибка прогноза выработки

Для всех 4 зон контроля, Для 1 зоны контроля Германия, около 1000 км (350 км )

На сутки вперед

5,7

6,8

На 4 часа

3,6

4,7

На два часа

2,6

3,5

классом напряжения. Чем выше напряжение сети, тем большую мощность можно передать. Особенно важна «расшивка» узких мест для транзита энергии и строительство параллельных вставок ЛЭП. Например, сейчас в Европе активно реализуются пути передачи энергии от офшорных ветропарков в Северном море и сооружение дополнительных ЛЭП, а также способ аккумулирования энергии от этих ВЭС. Пятый способ повышения надежности энергоснабжения ВЭС связывают с внедрением новой электротехники и электроники при создании современных ВЭУ. На смену устройствам «плавного пуска» и конденсаторным батареям, которые широко применялись в ВЭУ 80–90 годов, пришли современные ВЭУ мегаваттного класса с частотными преобразователями, использующие достижения силовой электроники, в том числе IGBT-транзисторы. Доля современных ВЭУ с системами управления и генераторами уже превышает 60%.

Т

аким образом, из анализа современных методов работы и управления ВЭУ и ВЭС в энергосистеме можно сделать следующие выводы: 1. Современная ветроэнергетика, обеспечивая значительный прирост в электроэнергетике, даже при современном состоянии энергосистемы, полностью обеспечивает надежное энергоснабжение и качество электроэнергии.

2. Современное оборудование ВЭУ не нарушает характеристик сети, может проводить регулирование параметров сети и обеспечивает с высокой степенью прогноза участие в графике нагрузки для различных временных промежутков.

43

Энергоэффективность | Комментарии

Снасти для энергоаудита Критерии и особенности выбора комплекта измерительных приборов

К сожалению, на сегодняшний день нельзя принимать как само собой разумеющееся то, что энергосервисные мероприятия всегда проводятся профессионалами своего дела. Наоборот, накопленные сведения позволяют с уверенностью утверждать: грамотных специалистов в области энергоаудита – единицы, и в этом кроется главная проблема. Сергей Носов, коммерческий директор ЗАО «Теккноу» (Санкт-Петербург)

К

валификация аудитора проявляется с разных сторон, одна из которых – серьезное отношение к выбору оборудования для проведения обследований. Потому что профессионалу хороший выбор дает уверенность в том, что на всем протяжении его присутствия на рынке энергоаудиторских и энергосервисных услуг, вопервых, ни у кого не возникнет вопросов по поводу компетентности его организации, подтвержденной наличием соответствующего оборудования и специалистов. Во-вторых, возможности применения его профессиональных интересов в области выбора объектов для проведения энергоаудита могут быть расширены без вкладывания дополнительных денег в приборный парк. Но сегодня многие «начинающие» энергоаудиторы закупают оборудование, ориентируясь главным образом на его стоимость. В итоге народная мудрость «скупой платит дважды» преследует по пятам большинство новоявленных энергоаудиторов. Например, приобретая тепловизор начального уровня с ИК-матрицей 160х120, а то и меньше, за сумму порядка 100–150 тысяч рублей, некая организация считает себя в силах проводить энергоаудит зданий и сооружений в виде тепловизионной съемки фасадов с расстояния 30 и более метров. Но! На расстоянии 30 метров тепловизор с ИК-матрицей 160х120 сможет различить минимальный участок объекта размером 7,6х7,6 см, в то время как тепловизор с ИК-матрицей 320х240 «увидит» в 4 раза меньший элемент 3,8х3,8 см. И если во втором случае для детального изучения

Сравнительные характеристики ультразвуковых расходомеров Параметры

Fluxus 601

Panametrics 878

Portaflow 330

1

1

3

Диапазон скоростей потока (м/с)

от 0,01 до 25

от 0,01 до 12,5

от 0,01 до 20

Диаметр измеряемых труб (мм)

от 6 до 6500

от 13 до 5000

от 13 до 5001

от –190 до +450

от –190 до +360

от –20 до +200

Автоматическое переключение между времяимпульсным и доплеровскими режимами измерения

есть

нет

нет

Два канала измерений

есть

нет

нет

Стоимость (тыс. рублей)

~ 390

~ 380

~ 350

Погрешность измерений (%)

Температурный диапазон (°С)

44

дефекта мы можем применить телеобъектив, который позволит на расстоянии 30 метров различить элемент размером 1,9х1,9 см, то в случае с тепловизором с ИК-матрицей 160х120 у нас этого шанса не будет, потому что такие опции здесь не предусмотрены. И такие случаи не единичны. Поскольку наша организация уже более 15 лет работает на рынке поставок контрольно-измерительного оборудования, в том числе и для нужд центров стандартизации и метрологии, то у нас частично есть информация о том, какими средствами измерений комплектуются организации, занимающиеся энергоаудитом. Так, в одном из крупных городов Сибири в местный Центр стандартизации и метрологии, популярность которого вызвана расценками на поверку тепловизоров (в 2–3 раза меньше, чем в других регионах), в поверку для нужд энергоаудита регулярно поступают недорогие тепловизоры (цена 100–150 тысяч рублей) по 8–15 штук в месяц. Причем, прошу заметить, – оборудование, поступающее в поверку, приходит даже из Москвы и Петербурга. То есть дело не в «малоденежных» энергоаудиторах периферии, а в подходе к выбору оборудования энергоаудиторскими организациями по всей России. Хотелось бы также обратиться к такому неотъемлемому элементу приборного парка энергоаудитора, как ультразвуковому расходомеру, стоимость которого может составлять до 30% от всей стоимости приборного парка. Поэтому к данному прибору должны предъявляться повышенные требования по безотказной работе на протяжении долгого периода времени и требования к возможности комплектации прибора дополнительными аксессуарами для решения всех задач, возникающих в области измерений расхода жидкости и теплоты. По продолжительности присутствия на российском рынке и накопленному опыту надежной работы можно особо выделить три марки иностранного производства: Panametrics (США), Portaflow (Великобритания) и Fluxus (Германия). Стоимость этих приборов колеблется от 350 до 400 тысяч рублей в аналогичных комплектациях. Рассмотрим их параметры в небольшой таблице слева.

ЭНЕРГОНАДЗОР

С колонками цифр все понятно, а что такое разные режимы измерений и наличие двух каналов? Времяимпульсный режим базируется на измерении разницы времени прохождения ультразвуковых волн в двух направлениях: по потоку и против потока. Этот режим обеспечивает высокую точность измерения скорости потока, расхода и количества жидкости. Доплеровский режим базируется на обработке отраженного ультразвукового сигнала от взвешенных в жидкости частиц или пузырьков газа. Этот режим используется, когда времяимпульсный режим нельзя применять из-за низкой проводимости звука в жидкости, вызванной высокой концентрацией взвешенных частиц. Если применить эти определения на практике, то мы фактически получаем возможность измерения в канализационных системах расхода однородной жидкости и жидкости с включениями пузырьков воздуха и разного рода частиц в виде песка, окалины и т.д. Причем прибор, с возможностью автоматического перехода из одного режима в другой, сам постоянно тестирует поток и сам переключается, отдавая приоритет более точному времяимпульсному режиму. То есть два канала измерений, это как раз возможность не покупать два ультразвуковых прибора, а пользоваться одним, но с возможностью подключения двух комплектов датчиков одновременно. И если вам нужно измерить разность расхода на прямой и обратной магистрали, то в случае работы с приборами Panametrics и Portaflow вы будете вынуждены купить два прибора на общую сумму порядка 700–750 тысяч рублей, а в случае с оборудованием Fluxus вам нужно будет всего лишь докупить комплект датчиков, и общая сумма затрат будет около 490 тысяч рублей. К сожалению, все вышеописанные достоинства ультразвуковых расходомеров меркнут перед ценой 100–150 тысяч рублей, характерной для недорогих «аналогов», присутствующих на нашем рынке. Вот только возникает вопрос – сколько проработает этот «аналог» и какие задачи он сможет решить? Вообще много что можно рассказать по особенностям каждого из приборов. Но лучше всего обратиться в местный Центр стандартизации и метрологии и спросить о качестве выбранного вами оборудования, о сроках его работоспособности и «подводных камнях» при эксплуатации.

№ 10 (51), октябрь, 2013 г.

Если цена в торгах падает ниже минимально обоснованной и физически допустимой, всегда есть возможность доказать это демпингующей компании в присутствии представителей заказчика и других компетентных организаций.

Ну а что же является следствием непонимания всего объема работ по проведению энергоаудита и выбора не соответствующего этому оборудования? Здесь можно привести примеры результатов некоторых тендеров на проведение энергоаудита. В одном случае при начальной стоимости контракта в 6 миллионов рублей торги выиграла некая компания за сумму менее 1 миллиона рублей, в другом – контракт с первоначальной стоимостью в 1,5 миллиона рублей был отдан еще одной некой фирме за сумму около 300 тысяч рублей. Нужно ли говорить о компетентности и оснащенности этих компаний? Но есть и положительные примеры, когда уверенность и профессионализм базируются на строго математической модели, описывающей все возможные варианты существующих ситуаций на рынке энергоаудита, взятой на вооружение из международного опыта. Тендеры могут выигрываться и в условиях демпинга. Если цена в торгах падает ниже минимально обоснованной и физически допустимой, всегда есть возможность доказать это демпингующей компании в присутствии представителей заказчика и других компетентных организаций. Подводя итог, хочется отметить, что разумный и обоснованный подход к комплектации приборного парка для целей энергоаудита может существенно сократить затраты на его приобретение и что одна из глобальных проблем в области энергоаудита – это нехватка квалифицированных специалистов, которая приводит к непониманию объема работ и выбору не соответствующего этим работам оборудования.

45

Энергоэффективность | Размышления

Энергосервис. Спроса нет Опыт проведения энергетических обследований и реализации энергосервисных контрактов

История энергоаудита в России насчитывает немногим более десяти лет, в то время как в мировой практике эта история исчисляется десятилетиями. Сам термин появился у нас с началом рыночных преобразований. Обучение первых российских энергоаудиторов проводили зарубежные специалисты консалтинговых фирм из Великобритании, США, Франции и Дании. Поэтому можно сказать, что изначально методика проведения энергетических обследований была исключительно копией западного опыта.

П

Александр Топчанюк, генеральный директор ООО «А1-ЭНЕРГО» (Санкт-Петербург)

46

ервым результатом законодательного регулирования данной области был Федеральный закон № 28-ФЗ от 3 апреля 1996 года «Об энергосбережении» (далее 28-ФЗ), в статье 10 которого, в качестве одного из инструментов государственного управления энергосбережением, рассматривается энергетическое обследование, которое должно проводиться для оценки эффективного использования энергетических ресурсов и снижения затрат потребителей на топливо- и энергообеспечение. Пришедший ему на смену Федеральный закон № 261 от 23 ноября 2009 года «Об энергосбережении и повышении энергетической эффективности» (далее 261-ФЗ) в статье 2 определил основные понятия, используемые в законе, и в том числе – «энергетическое обследование». Таким образом, выстраивается следующая связь: энергетическая эффективность является целью, энергосбережение – средством ее достижения, а энергетическое обследование позволяет установить соответствие между первым и вторым. Из сказанного следует, что любое энергосбережение начинается с комплексного энергетического обследования. Однако в нынешних условиях практика проведения энергетических обследований натолкнулась на ряд проблем. В главе 4 261-ФЗ рассматриваются объекты, цели, виды энергетического обследования, а также перечень отчетной документации по проведению энергоаудита. При этом обязательным документом по результатам проведения энергетического обследования является энергетический паспорт, форма которого была утверждена приказом Министерства энергетики Российской Федерации в апреле 2010 года и вызвала множество нареканий в профессиональной среде энергоаудиторов. К сожалению, на сегодняшний момент отсутствует утвержденная нормативно-методическая база по заполнению энергетического паспорта потребителя топливно-энергетических ресурсов, что не позволяет однозначно трактовать отдельные положения приложений энергопаспорта, объективно оценить содержание и объем решаемых задач и увеличивает время проведения энергетического обследования. Последующее

прохождение составленным энергопаспортом экспертизы в СРО весьма продолжительно по времени, так как в большинстве случаев имеется множество несоответствий при заполнении утвержденной формы паспорта. Энергетический паспорт содержит окончательные результаты и целевые показатели, полученные на основе энергетического обследования, а также перечень типовых общедоступных мероприятий по энергосбережению и повышению энергетической эффективности. Поскольку форма энергетического паспорта регламентирована законодательно, нет возможности указать в нем промежуточные результаты энергоаудита: расчеты, графики, результаты инструментального обследования и т.д. Для этой цели, в соответствии с 261-ФЗ, по соглашению между лицом, заказавшим проведение энергетического обследования, и лицом, проводящим энергетическое обследование, может предусматриваться разработка отчета по результатам обследования, содержащего перечень мероприятий по энергосбережению и повышению энергетической эффективности, отличных от типовых, а также любую другую информацию, полученную в ходе проведения энергоаудита. Также в дополнение может быть разработана Программа энергосбережения и повышения энергетической эффективности, содержащая основные целевые показатели энер-

ЭНЕРГОНАДЗОР

гетической эффективности и перечень отличных от типовых мероприятий по энергосбережению. Однако ни отчет, ни программа не являются обязательными отчетными документами. А поскольку разработка дополнительных отчетных документов, как правило, увеличивает стоимость проведения энергоаудита, большая часть предприятий, попадающих под требования ФЗ, в угоду экономии, предпочитает получить лишь энергетический паспорт для формального выполнения этих требований. В 261-ФЗ особое внимание уделяется лицам, которые вправе проводить энергетическое обследование, а также результатам энергетического обследования. Подробно рассматриваются и требования к саморегулируемым организациям, которые будут их проводить. В соответствии с 261-ФЗ для того, чтобы провести энергоаудит, необходимо иметь в штате не менее четырех обученных сотрудников (одного – для индивидуальных предпринимателей) и вступить в СРО в области энергетического обследования. К сожалению, формальностью указанных требований воспользовалось множество недобросовестных компаний, начавших оказывать услуги по энергетическому обследованию, что явилось следствием нездоровой конкуренции на рынке оказания услуг по энергоаудиту. Доходило до того, что определенные организации предлагали online-услугу заполнения формы энергетического паспорта на их сайте без какоголибо анализа исходных данных. Кроме того, большинство организаций, попадающих под требования ФЗ, оказались мало информированы о целях и задачах энергетического обследования и, как следствие, слабо заинтересованы в реальном энергосбережении и тщательном выборе энергоаудиторской компании. Штатное расписание части бюджетных организаций не включает в себя специалистаэнергетика, поэтому выполнение соответствующих поручений часто вменяют в обязанность сотрудникам, не имеющим необходимой компетенции, без дополнительного материального стимулирования. В связи с этим обслуживающий персонал организации имеет низкую мотивацию к выполнению данной работы. В процессе сбора сведений об энергопотреблении обследуемого объекта нередко из-за некомпетентности должностных лиц, а иногда и в силу определенных причин, преднамеренно, предоставляются недостоверные данные или затягиваются сроки сбора данных. Указанные обстоятельства приводят к значительному увеличению количества времени, необходимого для анализа полученной информации и последующего планирования мероприятий, связанных с инструментальным обследованием на объекте. В результате неверной трактовки 261-ФЗ целью таких организаций стало получение энергетического паспорта, вне зависимости от корректности указанных в нем данных, полученных порой без проведения какого-либо обследования.

№ 10 (51), октябрь, 2013 г.

В итоге все вышесказанное привело к серьезному демпингу стоимости комплексного энергоаудита, что одинаково пагубно сказалось как на заказчиках энергоаудита, так и на его исполнителях. Качество проводимого энергоаудита резко упало, создав разрыв между энергетической эффективностью, как целью, и энергосбережением, как средством для достижения этой цели. В действительности появление значительного несоответствия между рассчитанным потенциалом энергосбережения и действительными результатами подрывает доверие к энергоаудиту, а энергоаудитор в этом случае рискует быть, по меньшей мере, обвиненным в недостаточном уровне компетенции. На практике же это выливается в недоверие к самой сути энергоаудита, его целям и перспективам. Здесь мы вплотную подошли к проблеме заключения энергосервисных контрактов как направлению развития энергоаудита и одному из способов выхода на указанные по результатам проведения энергетического обследования целевые показатели энергетической эффективности.

47

Энергоэффективность | Размышления

Хотя попытки внедрения программ по энергосбережению осуществлялись еще в конце 90-х – начале 2000-х годов на уровне государственной политики, существенного влияния на развитие энергосервисного бизнеса в России они не оказали. Динамичного роста в этой области мы не наблюдаем и в настоящее время, несмотря на действие новой государственной программы уже на протяжении 3 лет. Причины столь медленных темпов обусловлены как несовершенством государственной политики в области энергосбережения, так и взаимоотношениями непосредственных исполнителей энергосервисных контрактов с потенциальными заказчиками. К сожалению, большинство организаций, доверие которых подорвано некачественным проведением энергоаудита, даже не рассматривают возможности, предлагаемые инвестиционным энергосервисным контрактом. В другом случае организации вынуждены заказывать повторное целевое энергетическое обследование, для оценки реального потенциала энергосбережения по отдельным категориям энергопотребления, что ведет к дополнительным, незапланированным затратам и порой просто неприемлемо для ряда организаций, в особенности госбюджетного сектора. Кроме того, государственные организации чаще всего не заинтересованы в энергосервисном контракте в силу отсутствия понимания его целей, механизма действия и, самое главное, из-за отсутствия мотивации для энергосбережения. Предприятия не ищут услуги энергосервиса и не идут навстречу в этом вопросе. Деятельность энергосервисных компаний рассматривается как работа подрядных организаций, вследствие чего проводятся тендеры и аукционы,

48

требуется проектно-сметная документация, несмотря на то, что заказчик не обременяется каким-либо авансированием за счет дополнительных средств бюджета. Другим аспектом, ограничивающим развитие энергосервиса в России, является аналогичное представление сущности энергосервисного контракта самими энергосервисными компаниями. Несмотря на то, что на рынке присутствует уже более сотни компаний, имеющих в своих названиях термин «энергосервис», большинство из них не готовы осуществить реальный инвестиционный энергосервисный контракт, в традиционном его понимании. Подрядные работы по установке энергоэффективного оборудования, в особенности осветительного, активно продвигаются предприятиямиизготовителями под видом энергосервиса. Реальным же энергосервисным компаниям чаще всего не хватает собственных ресурсов и опыта. Получаемую экономию очень сложно точно подсчитать и доказать, отсутствует законодательная база для фиксации получаемой экономии, вследствие чего стороны энергосервисного договора работают в условиях полной неопределенности и рассчитывают только на благоприятное стечение обстоятельств. Помимо этого настоящий энергосервис противоречит интересам крупных поставщиков энергии, и они своими действиями если не препятствуют, то как минимум не способствуют развитию этого бизнеса. Открытым также остается вопрос дальнейшей политики государства в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности, поскольку 261-ФЗ определяет сроки до 31 декабря 2012 года. Для полноценного развития инвестиционного энергосервиса требуется тесное сотрудничество государства и энергосервисных компаний. Необходимы законодательно закрепленные разъяснения отличий инвестиционного энергосервиса от обычных подрядных работ по внедрению энергосберегающего оборудования. Разработка единой методики (стандартов) выявления и фиксации экономии позволит избежать конфликтных ситуаций между энергосервисной компанией и предприятием. Несмотря на большие недостатки в развитии сектора энергосервиса, его законодательном регулировании и отсутствие необходимых стандартов и методик, необходимость в дальнейшем развитии сохраняется и имеются определенные перспективы. Тарифы на энергоресурсы неуклонно растут, государство впервые придало масштаб своим действиям в сфере энергосбережения, ввело административные меры воздействия, крупные производственные компании озабочены проблемами энергосбережения и готовы идти на контакт с энергосервисными компаниями. Использование мировых знаний и опыта, привлечение современных технологий энергосбережения, использование наработанных схем в энергосервисе определяют стратегию развития области и создают перспективную модель энергосбережения в масштабах страны.

ЭНЕРГОНАДЗОР

Энергетика и право | Консультации

Решение не терпит промедления В сфере пересечения делового взаимодействия двух компаний-партнеров нередко лежат интересы, а иногда и насущные потребности тысяч людей.

С

поры по исполнению взаимных договорных обязательств часто ставят под угрозу здоровье и безопасность граждан, на первый взгляд, не имеющих пря­мого отношения к предмету разногласий. К примеру, угледобывающая компания обязалась снабдить топливом производителя тепловой энергии, который, в свою очередь, поставляет ее жителям города, местным предприятиям и учреждениям социальной сферы. И нарушение условий такого договора влечет за собой печальные последствия для потребителей тепла. Отопительный сезон в большинстве регионов России, в силу климатических особенностей, продолжается с сентября по май. Оставить в этот период без теплоснабжения жилые дома, больницы, школы, детские сады и другие соц­ объекты сродни катастрофе, особенно когда за окном, скажем, декабрь и температура воздуха минус 30 °С. Между тем, из-за сбоев в сроках и качестве поставок такая опасность возникает то и дело, приводя к судебным разбирательствам между поставщиками природного ресурса и теплогенерирующими предприятиями. Хорошо, если на время тяжб у последних достаточно запаса угля, который обеспечит бесперебойное теплоснабжение потребителей. Однако установление правых и виноватых в срывах договоров в государственных арбитражных судах, как правило, растягивается во времени, а склады котельных не безразмерны. Ускорить рассмотрение спорных вопросов в данной сфере, а значит сократить или исключить вовсе материальные и прочие убытки пострадавшей стороне, помогает третейская оговорка в контракте. Она позволяет истцу обратиться в коммерческий арбитраж, чья главная задача оперативно и объективно содействовать гражданам и юридическим лицам в реализации их прав, согласно договору между контрагентами. Приведу такой пример. В феврале текущего года угледобывающая компания направила своему покупателю – теплоснабжающей организации соседнего региона – топливо с повышенным содержанием влаги. Сырой уголь погрузили в железнодорожный состав. Во время его транспортировки температура воздуха резко понизилась, и топливо пришло к потребителю сплошной мерзлой массой. Ее даже выгрузить из вагонов оказалось проблематично, не говоря уже об использовании на предприятиях ЖКХ. Потребитель адресовал свои претензии поставщику, который во избежание грозивших ему

№ 10 (51), октябрь, 2013 г.

финансовых потерь сослался на форс-мажорные обстоятельства, а именно внезапный перепад температуры. Между тем эксперты оказались единодушны в оценках, что влажность угля изначально превышала норму, а природные факторы лишь усугубили ситуацию. Более того, специалисты высказали мнение, что смерзание угля в железнодорожных вагонах, хотя и поставило потребителя в затруднительное положение, на самом деле предотвратило еще большую беду. В случае использования угля с чрезмерно высоким процентом влажности оказался бы неизбежен выход из строя котельного оборудования, его последующий ремонт или даже замена. Детальный анализ обстоятельств указанного дела в Арбитражном третейском суде города Москвы позволил удовлетворить требования истца и обязал ответчика в пятидневный срок поставить партнеру качественное топливо. Затягивать с исполнением решения, не подлежащего обжалованию по закону, поставщик не стал. К тому же Регламент Арбитражного третейского суда города Москвы предусматривает весомые штрафы за добровольное неисполнение решения третейского суда, сумма которого составляет около половины стоимости самого иска. Опыт, извлеченный сторонами, послужит обоим партнерам. Одни наверняка станут ответственнее подходить к исполнению условий действующего договора. Другие, получив положительный и быстрый эффект при разрешении спора с контрагентом, впредь станут смелее отстаивать свои законные интересы в коммерческом арбитраже. Тем более что для этого достаточно согласия партнеров на передачу дела в третейский суд, обозначенного третейской оговоркой в контракте или оформленного как дополнительное соглашение к уже заключенному договору.

Алексей Кравцов, президент Союза учредителей третейских судов, председатель Арбитражного третейского суда города Москвы, член экспертного Совета Мосгордумы по законодательству

49

Энергетика и право | Обзор нормативных документов Приказ Ростехнадзора от 17.01.2013 № 9 «Об утверждении Порядка согласования Федеральной службой по экологическому, технологическому и атомному надзору границ охранных зон в отношении объектов электросетевого хозяйства»

Скорректированы Основные положения функционирования розничных рынков электрической энергии. Закреплено, что максимальная мощность энергопринимающих устройств потребителя для целей определения его обязательств на розничном рынке, а также отнесения его к подгруппам потребителей рассчитывается в соответствии с правилами недискриминационного доступа к услугам по передаче электроэнергии и их оказания (утверждены постановлением Правительства РФ от 27 декабря 2004 г. № 861) в рамках границ балансовой принадлежности в отношении энергопринимающего устройства, принадлежащего на законном основании потребителю. Если у потребителя несколько энергопринимающих устройств, имеющих между собой электрические связи через принадлежащие ему объекты электросетевого хозяйства, максимальная мощность определяется в отношении такой совокупности энергопринимающих устройств. Кроме того, внесены коррективы непосредственно в правила недискриминационного доступа к услугам по передаче электроэнергии и их оказания.

Постановление Правительства РФ от 29.07.2013 № 643 Зарегистрировано в Минюсте России 09.07.2013 № 29031. Приказом Ростехнадзора от 17.01.2013 № 9 утвержден Порядок согласования Федеральной службой по экологическому, технологическому и атомному надзору границ охранных зон в отношении объектов электросетевого хозяйства (зарегистрировано Минюстом России 09.07.2013, рег. № 29031). Новый Порядок вступает в силу с 01.09.2013. Действующий до этого Порядок согласования Ростехнадзором границ охранных зон в отношении объектов электросетевого хозяйства, утвержденный приказом Минприроды России от 24.05.2010 № 179, утрачивает силу с 01.09.2013 на основании приказа Минприроды России от 22.02.2013 № 75 (зарегистрировано Минюстом России, рег. № 29030).

Распоряжение Правительства РФ от 31.07.2013 № 1362-р «О предельных максимальных уровнях цен на мощность для проведения долгосрочного конкурентного отбора мощности на 2014 год» Установлены предельные максимальные уровни цен на мощность для проведения долгосрочного конкурентного отбора мощности на 2014 год. Уровни цен определены в следующих размерах: для первой ценовой зоны оптового рынка – 133 000 руб./ МВт в месяц; для второй ценовой зоны оптового рынка – 144 000 руб./ МВт в месяц.

Постановление Правительства РФ от 31.07.2013 № 652 «О внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации в части уточнения порядка определения максимальной мощности совокупности энергопринимающих устройств потребителей»

50

«Об утверждении типовых договоров в области горячего водоснабжения»

Документ утверждает: • типовой договор горячего водоснабжения; • типовой договор по транспортировке горячей воды; • типовой договор о подключении (технологическом присоединении) к централизованным системам горячего водоснабжения. При этом формы предусматривают включение таких условий, как предмет договора, права и обязанности сторон по договору, ответственность сторон по договору.

Постановление Правительства РФ от 29.07.2013 № 642 «Об утверждении Правил горячего водоснабжения и внесении изменения в постановление Правительства Российской Федерации от 13 февраля 2006 года № 83» Правительство РФ утвердило правила горячего водоснабжения. Они регулируют отношения между органами местного самоуправления городских округов и поселений, региональными властями, федеральными исполнительными органами,

ЭНЕРГОНАДЗОР

организациями, осуществляющими горячее водоснабжение и транспортировку горячей воды, абонентами, а также иными владельцами объектов, входящих в централизованную систему горячего водоснабжения. Закреплены основные понятия (например, «авария», «водопроводная сеть», «точка подключения», «граница эксплуатационной ответственности»). Уделено внимание договорам горячего водоснабжения и транспортировки горячей воды. Первый заключается при подключении объекта капстроительства к централизованным системам горячего водоснабжения. Согласно ему организация, осуществляющая горячее водоснабжение, обязуется подавать абоненту через присоединенную сеть горячую воду в режиме, определенном в договоре. Абонент, в свою очередь, обязуется своевременно оплачивать услуги, а также соблюдать режим потребления горячей воды и обеспечивать безопасность эксплуатации находящихся в его ведении объектов централизованных систем горячего водоснабжения и исправность приборов учета. Чтобы заключить договор, абонент направляет в соответствующую организацию заявку. Приведен перечень прилагаемых материалов. Среди них – копии учредительных документов абонента и проекты установки (монтажа) средств измерений (приборов учета).

Постановление Правительства РФ от 29.07.2013 № 640 «О внесении изменений в Правила технологического присоединения энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, объектов по производству электрической энергии, а также объектов электросетевого хозяйства, принадлежащих сетевым организациям и иным лицам, к электрическим сетям»

Постановление Правительства РФ от 29.07.2013 № 641 «Об инвестиционных и производственных программах организаций, осуществляющих деятельность в сфере водоснабжения и водоотведения»

Уточнен порядок согласования схем внутреннего и внешнего электроснабжения и отменена необходимость представления на согласование в сетевую организацию проектной документации потребителями с энергопринимающими устройствами мощностью до 150 кВт.

Постановление Правительства РФ от 22.07.2013 № 614 «О порядке установления и применения социальной нормы потребления электрической энергии (мощности) и о внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации по вопросам установления и применения социальной нормы потребления электрической энергии (мощности)»

Установлены правила разработки, утверждения и корректировки инвестиционных и производственных программ организаций, осуществляющих горячее, холодное водоснабжение и (или) водоотведение. Здесь закреплена процедура разработки и согласования планов мероприятий по приведению качества питьевой, а также горячей воды в соответствие с установленными требованиями. Четко прописаны стадии разработки, согласования, утверждения инвестиционных и производственных программ. Закреплены требования к составу инвестиционных и содержанию производственных программ, порядок рассмотрения разногласий при их утверждении и осуществления контроля за их выполнением.

№ 10 (51), октябрь, 2013 г.

Закреплено, как устанавливается социальная норма потребления электроэнергии (мощности), как она применяется в первый и последующие годы (периоды) при определении размера платы за коммунальную услугу по электроснабжению, предоставляемую населению. Так, величина социальной нормы устанавливается уполномоченным органом государственной власти субъекта Федерации. При этом учитываются выборочные данные о годовом объеме потребления электроэнергии в 2012 году потребителями, зарегистрированными в жилых помещениях в городских населенных пунктах, не оборудованных стационарными электроплитами для приготовления пищи, в количестве не менее 10 тысяч человек, а также о числе зарегистрированных в указанных помещениях лиц. Приведена методика расчета социальной нормы. Она определяется в отношении 6 групп домохозяйств и 6 типов жилых помещений.

51

Охрана труда и СИЗ | Комментарии

В центре внимания – человек Условия работы сварщика являются одними из наиболее вредных в современном производстве. К счастью, современные средства защиты позволяют оградить сварщика от всех вредных воздействий. Иван Коробов, технический эксперт ЗАО «3М Россия» (Санкт-Петербург)

52

С

пектр излучения сварочной дуги состоит из инфракрасных волн, видимой части света и ультрафиолетового излучения. При сварке генерируется и наиболее жесткое и энергонасыщенное коротковолновое излучение UVC, которое, в случае солнечного света, задерживается озоновым слоем атмосферы. Кратко­ временный взгляд незащищенными глазами на свет сварочной дуги приводит к отеку роговицы глаза. И знакомые каждому сварщику ощущения, нестерпимая резь в глазах, постоянное слезотечение и сильная головная боль, в случае, когда

он «нахватался зайчиков», как раз вызываются ультрафиолетовым излучением. Из чего состоит, как устроен современный сварочный светофильтр, какие он дает преимущества и защиту? Сварочный щиток с автоматически затемняющимся светофильтром состоит из сварочной маски с оголовьем, в которую вставлен светофильтр. В отличие от обыкновенного темного стекла, которое используют в традиционных щитках, этот светофильтр можно сравнить со слоеным пирогом с электронной схемой

ЭНЕРГОНАДЗОР

управления. И от качества каждого слоя, от качества их соединения, от качества исполнения электронной схемы управления (и от способа тоже) зависит качество светофильтра в целом. Что же это за слои? Самый первый слой – это защитная поликарбонатная пластина, которая защищает светофильтр от брызг расплавленного металла и шлака. Следующий слой – это стекло фиолетового оттенка с напылением серебра и оксида алюминия, которое задерживает все ультрафиолетовое и инфракрасное излучение сварочной дуги, оставаясь прозрачным для видимой части спектра. Далее попеременно идут пластины из поляризационного материала и пластины жидких кристаллов. Этих слоев, в зависимости от качества светофильтра, может быть от 3 до 7, чаще всего 5. Поляризационные пластины пропускают свет только в одной плоскости, взаимно перпендикулярное расположение этих пластин гасит свет полностью. А пластины жидких кристаллов обеспечивают разворот светового потока, то высветляя, то затемняя светофильтр. Именно качество и количество этих слоев определяет качество светофильтра. Весь этот «слоеный пирог» управляется электроникой. Сигнал от фотосенсоров подается на электронную схему управления жидкими кристаллами, которая дает команду подать определенное напряжение на ту или иную жидкокристаллическую пластину. Кристаллы разворачиваются – светофильтр затемняется.

П

остоянный шум на рабочем месте приводит к тому, что чувствительные клетки внутри ушной улитки, которые отвечают за распознавание звуков, постепенно атрофируются и отмирают. Что приводит к частичной или полной потере слуха, повышению кровяного давления, обострению сердечно-сосудистых заболеваний. Активные наушники – это идеальное решение там, где в условиях повышенного шума человеку необходимо слышать происходящее вокруг и общаться на расстоянии 2–3 метра. Функция активной защиты заключается в том, что электронное оборудование наушников анализирует информацию и усиливает слабые звуки, таким образом, они будут слышны даже лучше, чем без средства защиты слуха. Внезапные импульсы опасного шума будут немедленно подавлены, и человек будет защищен от избыточного шума. Тем самым это позволяет пользователю слышать все, что происходит вокруг, и благодаря этому избегать чувства изоляции от окружающего мира. Каждый, кто хоть раз видел работающего сварщика, обращал внимание на облако дыма, которое его окутывало, – это сварочные дымы и аэрозоли. По статистике, более половины профессиональных заболеваний сварщиков – это заболевания органов дыхания и различные патологии, связанные с вдыханием сварочного аэрозоля.

№ 10 (51), октябрь, 2013 г.

Если сварочный аэрозоль содержит значительное количество марганца, а так бывает при сварке легированных и нержавеющих сталей качественными электродами, то, распространяясь с кровью по организму, этот чрезвычайно токсичный элемент вызывает тяжелое заболевание: марганцевую интоксикацию. Другие элементы сварочного аэрозоля, а также так называемые сварочные газы, обладая сильным раздражающим действием, способны вызвать хронический бронхит. Наиболее простым и доступным средством защиты органов дыхания сварщика является респиратор. Но не любой – респиратор для сварщика должен быть как минимум класса FFP2, то есть обеспечивать защиту до 12 ПДК, иметь не горючий и не поддерживающий горение наружный слой, иметь клапан выдоха для обеспечения отвода тепла и влаги и обладать достаточно прочными и удобными для подгонки резинками. Всеми этими свойствами обладает сварочный респиратор 3М 9925. Кроме того, его отличает достаточно высокая пылеемкость, срок службы его может доходить до одного месяца. Но, к сожалению, как показывает практика, сварщики, особенно старшего возраста, довольно редко пользуются респираторами. И их можно понять – ведь чтобы вдохнуть воздух, необходимо преодолеть сопротивление фильтрующего слоя, а это дополнительные энергозатраты человека, работающего и так в высшей степени напряженно. Но есть средство защиты сварщика, которое избавлено от всех вышеперечисленных недостатков. Автономный блок подачи воздуха крепится на поясе сварщика и постоянно защищает его органы дыхания. Что же он из себя представляет? Это фильтр и микровентилятор, работающий от NiMH аккумуляторной батареи, которая обеспечивает время непрерывной работы не менее 8 часов, то есть полную рабочую смену, и не имеет эффекта «памяти». Загрязненный воздух проходит три стадии очистки: через металлическую сетку, предфильтр грубой очистки и аэрозольный фильтр тонкой очистки, который обеспечивает коэффициент защиты 50. Это означает, что под маской сварщика воздух будет в 50 раз чище, чем снаружи!

Н

егативное влияние факторов производственной среды на сварщиков специалистам по охране труда известно. Известно также, что влияние части из них можно минимизировать с помощью средств коллективной защиты, части – с помощью средств индивидуальной защиты. Что пока известно мало – так это то, что от качества средства индивидуальной защиты и от правильности его применения очень сильно зависит, сохранит ли человек здоровье после нескольких лет работы сварщиком. Уже десятки предприятий в России убедились в том, что качественные средства защиты сварщика – это инвестиции, а не расходы. И инвестиции выгодные.

53

Служба надзора | Обзор аварий и несчастных случаев ции электроснабжения – структурное подразделение Северо-Кавказской дирекции инфраструктуры – структурное подразделение Центральной дирекции инфраструктуры – филиал ОАО «РЖД» Ставропольский край, г. Минеральные Воды 17.07.2013 во время работ по замене несущего троса на контактной сети электромонтер получил смертельное поражение электротоком.

Северо-Западное управление Ростехнадзора

Межрегиональное технологическое управление Ростехнадзора ООО «Строй Вест» г. Москва 21.05.2013 рабочий собирал подключенный к сети электроснабжения «неисправный» удлинитель без предварительного отключения электроприбора от сети питания и получил смертельное поражение электротоком.

Верхне-Донское управление Ростехнадзора ЗАО «Евроцемент групп» Воронежская область 26.06.2013 в 11:30 произошло нарушение работы средств диспетчерского и телеметрического управления между Воронежским РДУ – филиалом ОАО «СО ЕЭС» и ПС 220 кВ «Цементник» ЗАО «Евроцемент групп». ОАО «Новолипецкий металлургический комбинат» г. Липецк 10.06.2013 при проведении замены щеток на электродвигателе 0,4 кВ поворота экскаватора ЭКГ5А электромонтер получил смертельную электротравму. ООО «Технострой» г. Липецк 02.08.2013 во время подключения переноски в продуктовом цехе электромонтажник получил смертельную электротравму.

54

Филиал ОАО «МРСК Северо-Запада» «Комиэнерго» Республика Карелия 06.07.2013 в 14:25 действием защит произошло аварийное отключение ВЛ-110 кВ, в результате чего Юшкозерская ГЭС (ГЭС-16) выделилась на изолированную работу с нагрузкой прилегающего района 4 МВт до 17:52. ООО «Наладка ЮВМ» г. Воронеж 05.08.2013 во время осмотра оборудования на МТП № 232 электромонтер оперативной выездной бригады приблизился на недопустимое расстояние к токоведущим частям и получил смертельное поражение электротоком.

Нижне-Волжское управление Ростехнадзора ОАО «МРСК Юга» «Астрахань­ энерго» г. Кострома, Астраханская область 05.06.2013 во время работ по прокладке кабеля в ячейке ЗРУ 6–10 кВ произошло короткое замыкание, в результате которого два электромонтера ООО «МК-3 Сельэлектро» получили тяжелые термические ожоги.

Кавказское управление Ростехнадзора Филиал «МРСК Северного Кавказа» г. Черкесск, Карачаево-Черкесская Республика 10.06.2013 при выполнении текущего ремонта разъединителей на ПС–110/10 кВ электромонтер попал под напряжение и получил смертельную электротравму. Невинномысский район контактной сети Минераловодской дистан-

ОАО «Кольская ГМК» Мурманская область, г. Заполярный 31.07.2013 при обслуживании главной вентиляторной установки электрослесарь получил электротравму, несовместимую с жизнью.

Центральное управление Ростехнадзора Филиал «Ивановские ПГУ» ОАО «ИНТЕР РАО – Электрогенерация» Ивановская область 04.07.2013 в 15:08 в результате самопроизвольного срабатывания выходных реле терминала АЛАР-М произошло отключение элегазового выключателя и был разорван транзит по КВЛ 220 кВ «Ивановские ПГУ» – Иваново-II. В 17:21 авария устранена. Филиал ОАО «Межрегиональная распределительная сетевая компания Центра» – «Тверьэнерго» г. Тверь 26.06.2013 во время покраски крыши ячеек КРУН – 10 кВ мастер участка коснулся токоведущих частей и получил смертельную электротравму. ОАО «ЖКХ «Южный» Московская обл., г. Наро-Фоминск 26.06.2013 при проведении ремонтных работ системы отопления в подвале жилого дома газоэлектросварщик получил смертельную электротравму.

ЭНЕРГОНАДЗОР

МСПК «Волоколамское РАЙПО» Волоколамский район, Московская область 28.06.2013 при замене рубильника 0,4 кВ в магазине техник-электрик был смертельно поражен электротоком. ООО «Интеко», ПС-220 кВ «Иваново» Ивановская обл., Ивановский р-н 14.07.2013 во время укладки кабеля в лоток произошло захлестывание конца кабеля на шины высокого напряжения. Вследствие образования дуги инженерэлектрик, наблюдавший за укладкой, получил тяжелые ожоги, от которых скончался в больнице.

Северо-Уральское управление Ростехнадзора Филиал «Уренгойская ГРЭС» ОАО «ИНТЕР РАО – Электрогенерация» Ямало-Ненецкий АО 04.08.2013 из-за отключения электропитания узла связи произошла потеря каналов диспетчерского управления и телеметрического контроля между Уренгойской ГРЭС и Тюменским РДУ. Через 1 час 14 минут каналы связи восстановлены.

Приокское управление Ростехнадзора Мглинское муниципальное унитар­ное предприятие жилищнокоммунального хозяйства Брянская область, г. Мглин 19.08.2013 во время проведения работ по замене ламп светильников уличного освещения электромонтер получил смертельную электротравму.

Южно-Сибирское управление Ростехнадзора Филиал ЗАО «Электросеть» г. Междуреченск 10.07.2013 во время капитального ремонта в трансформаторной подстанции № 23 электромонтер попал под напряжение 6 кВ и получил смертельную электротравму. ОАО «Региональные электрические сети» г. Новосибирск 03.08.2013 в связи с необходимостью отключения горящего кабеля электромонтер оперативно-выездной бригады

№ 10 (51), октябрь, 2013 г.

поднялся на опору и получил смертельную электротравму. ОАО «СУЭК-Кузбасс», шахта «Котинская» Кемеровская область, г. ЛенинскКузнецкий 03.08.2013 при производстве демонтажа кабельной линии электромонтер получил смертельную электротравму.

Западно-Уральское управление Ростехнадзора ОАО «Урало-Сибирские магистральные нефтепроводы имени Д.А. Черняева» Республика Башкортостан 06.08.2013 при выполнении работ по ремонту катодной защиты № 22 магистрального нефтепровода «Калтасы – Языково – Салават» электромонтер приблизился на недопустимое расстояние к токоведущим частям отсека высоковольтного модуля и был смертельно поражен электрическим током. ОАО НПП «Мотор» г. Уфа 12.07.2013 во время выполнения работ по подключению станка с программным управлением к РП-28 монтажник коснулся токоведущих частей РП-28 и получил смертельную электротравму.

Северо-Кавказское управление Ростехнадзора «Шахта «Восточная» Ростовская область 01.08.2013 в 15:20 энергоснабжающей организацией произведено полное отключение всех присоединений потребителя ОАО «Шахта «Восточная». ООО «Дагестангазсервис» Тарумовский р-н, с.Тарумовка 04.07.2013 в 200 метрах от ГРС с. Тарумовка на газопроводе высокого давления диаметром 219 мм обнаружена утечка газа.

Енисейское управление Ростехнадзора ООО «Красноярская региональная энергетическая компания» Красноярский край 17.07.2013 в результате аварийного отключения ВЛ 110кВ произошло выделение на изолированную работу Олимпиадинской ТЭЦ-1 и Благодатин-

ской ТЭЦ-2. Обесточены потребители золотодобывающей промышленности суммарно в объеме 30 МВт. Авария устранена. ЗАО «Полюс» Красноярский край 18.07.2013 в результате аварийного отключения ВЛ 110кВ произошло выделение на изолированную работу Олимпиадинской ТЭЦ-1 и Благодатинской ТЭЦ-2. Обесточены потребители золотодобывающей промышленности суммарно в объеме 40 МВт. Авария устранена.

Уральское управление Ростехнадзора ОАО «Свердловскоблгаз» Свердловская обл., пос. Белоярский 13.07.2013 на газопроводе высокого давления Ду 57 мм произошли утечка и возгорание газа. Верхотурская ГЭС Свердловская область 26.07.2013 в 12:56 в операционной зоне Филиала ОАО «СО ЕЭС» Свердловского РДУ произошла полная потеря диспетчерской связи и передачи телеметрической информации с Верхотурской ГЭС.

Печорское управление Ростехнадзора Филиал ОАО «ФСК ЕЭС» Северное ПМЭС Республика Коми 24.06.2013 в результате аварийного отключения ВЛ-220 кВ произошло выделение энергосистемы Республики Коми с частью энергосистемы Архангельской области на изолированную от ЕЭС России. Авария устранена. Филиал ОАО «ФСК ЕЭС» Северное ПМЭС Архангельская область 25.06.2013 в результате аварийного отключения ВЛ-220 кВ произошло выделение энергосистемы Республики Коми на изолированную от ЕЭС России работу. Авария устранена.

Западно-Сибирское управление Ростехнадзора ОАО «Омскэлектро» г. Омск 03.07.2013 во время проведения работы по чистке изоляции на сборных шинах 2-й секции 10 кВ электромонтер получил смертельную электротравму.

55

биЗнеС-предложение | СправочниК предприятий Производство. Поставки. Услуги ЗАО «Малая Энергетика»

620144 Екатеринбург, ул. Краснолесья, 30 Тел. (343) 211-43-13 E-mail: info@malener.ru www.malener.ru

Проект, поставка, монтаж, сервисное обслуживание. МиниТЭЦ, ДГУ, котельное оборудование, оборудование по переработке попутного нефтяного газа, сдача в аренду мини-ТЭЦ, поставка электрической и тепловой энергии от мини-ТЭЦ. Официальный представитель сервисного обслуживания компании TEDOM.

ОАО «Курганский электромеханический завод»

640000 Курган, ул. Ленина, 50 Тел. / факс (3522) 50-76-95 www.kurgan-elmz.ru

Комплектные трансформаторные подстанции мощностью 16-1000 кВА (блочные, в том числе в утепленном корпусе, киосковые, мачтовые, столбовые). Силовые масляные трансформаторы ТМ, ТМГ мощностью 16-1000 кВА. Установки компенсации реактивной мощности. КСО, ЩО. Приводы пружинные. Высоковольтная и низковольтная коммутирующая аппаратура (РЛНД, РВЗ, ВНР, ВНРп, РБ, РПС, РЕ). Светильники светодиодные производственные и уличные.

ФГАОУ ДПО «Курсы повышения квалификации ТЭК»

620109 Екатеринбург, ул. Ключевская, 12 Тел./факсы (343) 231-52-27, 242-22-60 E-mail: kpk-energo@isnet.ru, kpk-tek@mail.ru www.kpk-tek.ru

Предаттестационная подготовка и организация аттестаций руководителей и специалистов в комиссиях Ростехнадзора по направлениям: промышленная безопасность, котлонадзор, газопотребление, грузоподъемные механизмы, использование продуктов нефтепереработки, тепловые энергоустановки, энергобезопасность, безопасность гидротехнических сооружений; обучение по охране труда.

На правах рекламы

На правах рекламы

56

ЭНЕРГОНАДЗОР

Систем менеджмента качества ИСО 9001, ГОСТ Р ИСО 9001, ГОСТ РВ 15.002-2003 Систем экологического менеджмента ИСО 14001, ГОСТ Р ИСО 14001

На правах рекламы

Систем менеджмента охраны труда и п р ом ы ш ле н н о й б е зо п а с н ос т и OHSAS 18001, ГОСТ Р 12.0.006 620062, г. Екатеринбург, ул. Генеральская, 3, оф. 404. Тел.: (343) 372-79-14, 375-70-96. Факс (343) 375-66-69. Е-mail: rostehcert@uicc.ru www.rostehcert.ru

На правах рекламы