F:Rezerv 1EiM 3 2009 lok el - web-energo.byweb-energo.by › userfiles › EiM › Files › Jornal...

Журнал распространяется по подписке на территории Беларуси,России, Украины, Литвы, Латвии, Молдовы, Казахстана, Кыргызстанаи Таджикистана.Подписной индекс 74917

СОДЕРЖАНИЕ

НАДО ПОДПИСАТЬСЯ!

ЖУРНАЛ ДЛЯ ЭНЕРГЕТИКОВ

Индекс: 749172 (вед.) 74917 (инд.)

Выходит с января 2001 г.Выпуск №3 (48)

Май—Июнь 2009

Учредитель Борис РубенчикИздатель ПТК “ТЕХЭНЕРГОСЕРВИС”

Главный редакторПТК “ТЕХЭНЕРГОСЕРВИС”

Борис ВаськовичГлавный редактор журнала

Борис Рубенчик

Редактор Марина КрупицаДизайнер Павел Бокач

Адрес редакции:Ул. Кальварийская, 1-608

220004, Минск

Тел./факс +375 (17) 200 62 52, 306 20 13E-mail: [email protected]

www.web-energo.by

Свидетельство о регистрации №1566выдано Министерством информации

Республики Беларусь 20.09.2007Цена свободнаяТираж 1000 экз.

Подписано в печать 23.06.2009

Формат 60х84/8. Печать офсетная.Бумага мелованная. Гарнитура Arial.

© Перепечатка либо иное воспроиз-ведение материалов допустимы только списьменного разрешения редакции.

Отпечатано в типографииООО “Юстмаж”.Лицензия ЛП №02330/0148792 от 30.04.04.220103, Минск, ул. Кнорина, 50. Заказ №

2

5

11

16

20

2425

26

28

35

38

41

44

4647

48

Редакционная коллегия:Анищенко Вадим Андреевич — д.т.н., профессор (Минск).Закиров Данир Галимзянович — д.т.н., профессор (РФ, Пермь).Несенчук Анатолий Петрович — д.т.н., профессор (Минск).Яковлев Борис Владимирович — д.т.н., профессор (Минск).Стриха Иван Иванович — д.т.н., профессор (Минск).Фурсанов Михаил Иванович — д.т.н., профессор (Минск).

В соответствии с приказом Высшей аттеста-ционной комиссии Республики Беларусь от24 июля 2008 г. №164 журнал “Энергия иМенеджмент” включён в Перечень научныхизданий Республики Беларусь для опублико-вания результатов диссертационных исследо-ваний по техническим наукам (энергетика).

Что нового? ........................................................................................Энергетическая политикаМалые ТЭЦ промышленных предприятий на перекрёсткеэкономических интересов. В.И.Трутаев ..............................................Надёжность электроснабжения как инструмент регулированияотношений между поставщиками и потребителями энергии.В.В.Воротницкий ....................................................................................Научные публикацииО целесообразности использования теплонасосных установокв технологическом цикле ТЭЦ на примере Гомельской ТЭЦ-2.А.В.Овсянник, И.И.Мацко, С.О.Бобович .............................................Влияние температуры сетевой воды на эффективность системтеплоснабжения с паротурбинными ТЭЦ малой мощности.М.Л.Богданович, В.А.Седнин, А.В.Седнин ...........................................ПроектировщикуО нормируемой величине сопротивления грозозащитныхзаземляющих устройств электроустановок 0,38 кВ ...........................Вопрос-ответ. А.Л.Левин .......................................................................Наладка электрооборудования при реконструкцииНационального академического Большого театра оперыи балета Республики Беларусь. К.М.Авин ...........................................Промышленная безопасностьО некоторых аспектах эксплуатации технических устройств,подконтрольных котлонадзору. А.Д.Чугунов ........................................ЭкологияКиотский протокол в мире. Беларусьи углеродный рынок. И.В.Войтехович ..................................................Энергохозяйство предприятияМодернизация учёта электроэнергии:нужна “перезагрузка”. Б.И.Рубенчик ....................................................ДискуссияТерритория конфликта: метрологическиетребования к АСКУЭ. А.Л.Гуртовцев ...................................................Семинары. КонференцииВосточноевропейская региональная конференция молодыхучёных и специалистов водного сектора. И.С.Филютич ....................ЮбилеиЭдуарду Фёдоровичу Товпенцу — 70 лет ............................................Борису Владимировичу Яковлеву — 75 лет .......................................Даты памятиТарасенко Владимир Васильевич ......................................................

http://www.novapdf.com


“Энергия и Менеджмент” Май—Июнь 2009

2

Что нового?“МЕЖОТРАСЛЕВЫЕ ПРАВИЛА

ПО ОХРАНЕ ТРУДАПРИ РАБОТЕ В ЭЛЕКТРОУСТАНОВКАХ”

введены в действие с 1 июня 2009 г. Постановле-нием Министерства труда и социальной защитыРеспублики Беларусь и Министерства энергетикиРеспублики Беларусь от 30.12.2008 №205/59 (Нацио-нальный реестр правовых актов Республики Беларусь,27.05.2009, №123, рег. №8/20849 от 29.04.2009).

Информационным письмом от 15.06.2009 г. №06-34за подписью начальника управления государствен-ного энергетического и газового надзора и охранытруда Министерства энергетики Республики Бела-русь – главного государственного инспектора Рес-публики Беларусь по энергетическому надзоруВ.И.Клявзы сообщается, что “С вводом в действиенастоящих Правил на территории Республики Бе-ларусь отменяется действие таких техническихнормативных правовых актов бывшего СССР, как“Правила техники безопасности при эксплу-атации электроустановок” и “Правила техникибезопасности при эксплуатации электроустано-вок потребителей”.

ТЕХНИЧЕСКИЙ КОДЕКСУСТАНОВИВШЕЙСЯ ПРАКТИКИ

“ПРАВИЛА ТЕХНИЧЕСКОЙЭКСПЛУАТАЦИИ ЭЛЕКТРОУСТАНОВОК

ПОТРЕБИТЕЛЕЙ”(ТКП 181-2009) будет введён в действие с 1 сен-тября 2009 г. (внесён в реестр государственнойрегистрации №513 от 02.06.2009 г.).

Кодекс распространяется на всех потребителей,независимо от форм собственности, эксплуатиру-ющих действующие электроустановки напряжени-ем до 330 кВ включительно, и не распространяет-ся на электроустановки электрических станций,филиалов электрических и тепловых сетей ГПО“Белэнерго”, которые эксплуатируются, в соответ-ствии с “Правилами технической эксплуатацииэлектрических станций и сетей”.

Правила обязательны для работников, которыеосуществляют функции управления, регулирова-ния режимов электропотребления, эксплуатациютехнологических электростанций, надзор за элек-троустановками потребителей, эксплуатацию элек-троустановок потребителей, а также предприятий,учреждений и организаций всех форм собственно-сти, которые выполняют научно-исследователь-ские, проектно-конструкторские и проектные рабо-ты, изготовление, снабжение, монтаж, наладку,испытание, диагностику и ремонт электроустано-вок потребителей.

ОТДЕЛ УЧЁТА И КАЧЕСТВАЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

В НИИПИ РУП “БЕЛЭНЕРГОСЕТЬПРОЕКТ”начал работу с 1 июня 2009 года. Главные направ-ления его деятельности:

• учёт электроэнергии: проектирование авто-матизированных систем контроля и учёта элек-троэнергии для “большой энергетики”, промышлен-ных предприятий, коммунально-бытового сектораи др. с разработкой методик выполнения измере-ний и другой документации;

• техника высоких напряжений: разработкамероприятий по защите от наведённых напряже-ний, помех, перенапряжений, решение других за-дач по электромагнитной совместимости;

• качество электроэнергии: проектированиеавтоматизированных систем контроля параметровкачества электроэнергии, разработка организаци-онно-технических мероприятий по их нормализациии выявлению виновников ухудшения;

• компенсация реактивной мощности (КРМ),фильтрокомпенсация: проектирование КРМ вэлектрических сетях напряжением 6(10)–110 кВ,разработка мероприятий и проектных решений пофильтрокомпенсации на ТП с целью разгрузкитрансформаторов;

• а также: разработка мероприятий по сниже-нию технических и коммерческих потерь электро-энергии в электрических сетях, автоматизация иинформатизация в области энергетики, другие за-дачи по управлению электрическими сетями и ре-жимами их работы.

СЕДЬМАЯ ЦЕРЕМОНИЯ НАГРАЖДЕНИЯЛАУРЕАТОВ ПРЕМИИ

“ГЛОБАЛЬНАЯ ЭНЕРГИЯ”В рамках Петербургского международного эко-

номического форума 5 июня 2009 г. состоялась тор-жественная церемония награждения лауреатовМеждународной энергетической премии “Глобаль-ная энергия”. Почётных наград удостоены:

• академики РАН Конторович Алексей Эмиль-евич и Лавёров Николай Павлович (Россия) —за фундаментальные исследования в области по-иска месторождений топлива;

• профессор Сполдинг Брайан Дадли (Вели-кобритания) — за многочисленные концепции теп-ломассообмена.

Каждого из лауреатов поздравил и вручил имдипломы и золотые медали Президент РоссииДмитрий Медведев.

Международная энергетическая премия “Гло-бальная энергия” — научная награда за выда-ющиеся теоретические, экспериментальные и при-кладные исследования, разработки, изобретенияи открытия в области энергии и энергетики. Учрежденав 2002 г., вручается ежегодно, начиная с 2003 г.

Ежегодный призовой фонд Премии составляет750000 USD.

ДНИ ЭНЕРГЕТИКИАВСТРИИ В БЕЛАРУСИ

прошли 13 и 14 мая 2009 года в Минске. На пленарномзаседании 13 мая в конференц-зале “7 небо” гости-ницы “Минск” собравшихся приветствовали заме-ститель Министра природных ресурсов и охраныокружающей среды Республики БеларусьА.Н.Апацкий и заместитель Председателя Госстан-дарта Республики Беларусь – директор Департа-мента по энергоэффективности Л.В.Шенец; с ав-стрийской стороны — генеральный секретарь (пер-вый заместитель Министра) Федерального Мини-стерства сельского и лесного хозяйства, окружа-ющей среды и водных ресурсов Австрии РайнхардМанг и заместитель руководителя Австрийскогоэнергетического агентства* Х.Лехнер.




3

“Энергия и Менеджмент”

Цель мероприятия — развитие сотрудничествас Австрией в сфере энергосбережения, повыше-ния эффективности использования ТЭР, увеличе-ния потребления местных видов топлива, нетра-диционных и возобновляемых источников энергиипутём реализации совместных инвестиционныхпроектов австрийских компаний, работающих в этойобласти, с компаниями — разработчиками проек-тов и заинтересованными организациями Беларуси.

Пленарное заседание завершилось подписани-ем Меморандума о взаимопонимании между Де-партаментом по энергоэффективности Госстандар-та и Австрийским энергетическим агентством, пос-ле чего состоялась презентация австрийских ком-паний, работающих в сфере производства обору-дования, технологий и оказания услуг по исполь-зованию нетрадиционных и возобновляемых источни-ков энергии и повышению энергоэффективности.

Также в рамках мероприятия прошла коопера-ционная биржа для белорусских предприятий иавстрийских компаний, прибывших с официальнойделегацией.

НОВЫЕ РАЗРАБОТКИ МИНСКОГОЭЛЕКТРОТЕХНИЧЕСКОГО ЗАВОДА

были представлены на техническом семинаре, со-стоявшемся 14 мая 2009 года на базе одного изкрупнейших в Европе электротехнических предпри-ятий. Его участниками стали около 130 предста-вителей проектных организаций, предприятийпромышленности, ЖКХ и Белорусской энергосистемы.

Руководители и ведущие специалисты заводарассказали о своих инновационных, а также традици-онно поставляемых продуктах, в числе которых:

• силовые энергосберегающие масляные транс-форматоры 10/0,4 кВ;

• сухие трансформаторы с изоляцией Nomex ис литой изоляцией “Геафоль”;

• КТП 10/0,4 кВ 250–2500 кВ·А на новой кон-структивной базе с применением программируемыхлогических контролеров и цифровых защит;

• распределительные устройства на базе шкафов“Оккен” (по лицензии “Шнейдер Электрик”, Франция);

• секционирующие пункты;• КТП 10/0,4 кВ мощностью 10–160 кВ·А для ком-

плектования блочной комплектной электростанции;• КТП в утеплённой оболочке;• КТП: разделительные; для согласования элек-

трических сетей; для обеспечения гальваническойразвязки с согласующими и разделительнымитрансформаторами;

• КТП общего назначения;• устройства катодной защиты УКЗВ(Н).Семинар завершился ознакомлением участни-

ков с производственными процессами и образца-ми новой и серийно выпускаемой продукции.

СЕМИНАРЫ ПО КИОТСКОМУ ПРОТОКОЛУпровело в Минске Министерство природных ресур-сов и охраны окружающей среды Республики Бе-ларусь в рамках реализации проекта Программыразвития ООН “Создание условий для использо-вания механизмов гибкости Киотского протокола вРеспублике Беларусь”.

14 мая совместно с Международным органомпо сертификации Bureau Veritas — практическийсеминар для специалистов органов госуправления,заявителей, владельцев и разработчиков проектовпо сокращению выбросов парниковых газов. Тема —“Методологические проблемы разработки проектовпо сокращению выбросов парниковых газов”.С участием национальных и международных экс-пертов рассмотрены основные требования к доку-ментам, вопросы процедуры детерминации и ве-рификации проектов, основные принципы и про-цедуры разработки и утверждения методик оцен-ки базовой линии и мониторинга как важнейшие эле-менты детерминации и верификации, опыт разра-ботки проектов и прохождения ими экспертизы внезависимой аккредитованной организации.

15 мая — международный семинар “Проектныемеханизмы углеродного финансирования и торгов-ля выбросами в Республике Беларусь”. Участни-ки: представители органов госуправления, регио-нальных администраций и организаций, ответ-

______________________* Австрийское энергетическое агентство (Austrian Energy

Agency) было основано в 1977 году как некоммерческая науч-ная ассоциация. Его Генеральная Ассамблея состоит из наи-более значимых представителей Австрийского энергетическо-го сектора. Среди около 50 членов Агентства — федеральноеправительство, 8 из 9 федеральных земель, влиятельные пред-приятия в сфере энергетики, энергетической инженерии, банки,заинтересованные группы, научные организации, энергетиче-ские агентства и консалтинговые компании. Столь разносто-ронняя структура является неотъемлемым условием незави-симости и в то же время гарантирует оптимальное равновесиемежду теоретической научной базой и практическим подходом.

Главнейшая цель и основное предназначение Агентствазаключаются в развитии, поддержке и внедрении мер, направ-ленных на стабильное обеспечение и эффективное применениеэнергии. Приоритетными инициативами признаны инновационныеэнергетические технологии, системы экономичного расхода энергии,а также источники возобновляемой энергии. Для их продвиженияАгентство активно сотрудничает с проектами и организациями нанациональном, европейском и международном уровнях

В Беларуси: индексы: 749172 — ведомственная; 74917 — индивидуальная подписка; в редакции журнала “Энергия и Менеджмент”В России: по каталогам ООО “Интерпочта-2003” и “Межрегиональное агентство подписки”. Индекс 74917В Украине и иных странах: по каталогам подписных изданий указанных стран. Индекс 74917

ЖУРНАЛ ДЛЯ ЭНЕРГЕТИКОВНе забудьте подписаться!

Справки, оформление подписки и направление статей:Teл./фaкс +375 (17) 200 62 52, 306 20 13, тел. +375 (29) 652 36 30 www.web-energo.by




4

ственных за реализацию обязательств в рамкахКиотского протокола; Секретариата РКИК ООН,Всемирного Банка, ПРООН; компаний-разработчи-ков, эксперты и инвесторы в области углеродногофинансирования и др.

На двух секциях: “Механизмы углеродного фи-нансирования” и “Национальная и региональнаясхемы торговли выбросами и сокращениями вы-бросов” — рассмотрен широкий круг проблем, свя-занных с состоянием и тенденциями развития ми-рового, а также созданием регионального и внут-реннего углеродных рынков, опытом и имеющими-ся барьерами по реализации механизмов Киотско-го протокола в Республике Беларусь. Подробно наэту тему на стр. 35–37.

ДОРОГИ ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТИСНОВА ВЕДУТ В КРЫМ

Как и в прошлом году, в июне в Большой Ялтев Крыму одно за другим прошли два значимых ме-роприятия, посвящённые вопросам энергосбере-жения и энергоэффективности. На этот раз оба ониобосновались в курортном посёлке Кореиз, гдесначала, с 1 по 5 число, прошёл 6-й Международ-ный форум "Энергоэффективность в жилищно-ком-мунальном хозяйстве и промышленности", а за-тем, с 8 по 12, — XIX Международная конферен-ция "Проблемы экологии и эксплуатации объектовэнергетики".

Программа Форума, в котором приняли учас-тие более 100 специалистов из Украины, Белару-

си, России и Швеции включала: пленарное засе-дание, конференцию "Энергоэффективная модер-низация жилищно-коммунального хозяйства" с сек-циями "Термомодернизация зданий", "Модерниза-ция городских систем теплоснабжения", "Исполь-зование теплонасосных и когенерационных системв городском теплоснабжении" и семинар "Энерго-эффективная модернизация промышленности".

Конференция собрала более 70 специалистовиз Украины, Беларуси, России, Германии, Литвы,Швейцарии. Темы заседаний: "Модернизация си-стемы коммунальной теплоэнергетики", "Сокраще-ние выбросов парниковых газов: проекты совмест-ного осуществления и ЦЭИ, пост-Киото", "Регио-нальные программы развития коммунальной теп-лоэнергетики" и "Технологии и оборудование длямодернизации коммунальной теплоэнергетики".

Среди участников Форума и Конференции былипредставители органов госуправления, производи-телей оборудования, вузов, научно-исследова-тельских, проектных и международных организа-ций, предприятий промышленности, коммунальнойэнергетики и тепловых сетей городов Украины.

В обоих мероприятиях участвовали представи-тели Беларуси, выступившие с докладами по ак-туальным темам мероприятий.

В Форуме — представители "Института Гомель-гражданпроект". В Конференции — БНТУ и "ИТМОим. А.В.Лыкова" НАН Беларуси.

МЕЖПРАВИТЕЛЬСТВЕННОЕБЕЛОРУССКО-РОССИЙСКОЕ

СОГЛАШЕНИЕНа заседании союзного Совмина в Минске

28 мая 2009 г. подписано межправительственноебелорусско-российское соглашение о сотрудниче-стве в области использования атомной энергии вмирных целях. Документ носит рамочный характери определяет направление взаимодействия построительству АЭС, а также в области научногосотрудничества, ядерной безопасности, подготовкикадров и другим вопросам. Срок действия согла-шения рассчитан на 30 лет с его последующейпролонгацией.

ВОСТОЧНОЕВРОПЕЙСКАЯРЕГИОНАЛЬНАЯ КОНФЕРЕНЦИЯ

МОЛОДЫХ УЧЁНЫХ И СПЕЦИАЛИСТОВВОДНОГО СЕКТОРА

21–22 мая 2009 года в Минске в Национальнойбиблиотеке по инициативе Международной воднойассоциации (IWA) прошла 1-я Восточноевропей-ская региональная конференция молодых учёныхи специалистов водного сектора, собравшая бо-лее 150 представителей из 22 стран мира. Под-робно на эту тему на стр. 44–45.

ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТЬ — НОВЫЙРЕСУРС ДЛЯ УСТОЙЧИВОГО РАЗВИТИЯ

7 мая 2009 г. в Минске прошла презентация про-екта “Исследование практики энергосбережения набелорусских предприятиях”, реализованного Меж-дународной финансовой корпорацией.

(Полная версия отчёта по адресу:www.ifc.org/eesurveys)

ОАО“ОРГПИЩЕПРОМ”

• Проектирование инженерных систем и сетей• Составление паспортов: сосудов и ёмкостей, систем вен-

тиляции, заземления• Техническое диагностирование паровых котлов, сосудов,

работающих под давлением, технологического оборудования,ёмкостей и трубопроводов

• ЭФИ электрооборудования и заземляющих устройств.Составление и восстановление исполнительных схем элек-троснабжения и освещения, аммиачно-холодильных устано-вок и их систем автоматизации

• Поверка манометров• Испытание электрозащитных средств, релейной защиты

и автоматики, высоковольтные испытания распредустройств иподстанций. Сушка и испытание трансформаторного масла напробой

• Инвентаризация источников выбросов. Испытание системвентиляции на соответствие санитарно-гигиеническим требо-ваниям, в том числе, во взрывоопасных помещениях

• Расчёт удельных норм расхода ТЭР• Разработка пароконденсатного и водного балансов• Разработка проектов норм ПДВ• РНИ котлов и термических печей

ОАО “ОРГПИЩЕПРОМ”Ул. Минина, 21, корп. 2, Минск, 220014, БеларусьТел./факс +375 (17) 226 25 22, 226 25 27, 226 25 33

E-mail: [email protected] УНП 100045749




5


МАЛЫЕ ТЭЦ ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЙНА ПЕРЕКРЁСТКЕ ЭКОНОМИЧЕСКИХ ИНТЕРЕСОВ

В.И.Трутаев, специалист по системным ис-следованиям и обоснованиям в энергетике, ве-теран энергетики Республики Беларусь

СУЩНОСТЬ ВОПРОСАОдним из самых заметных результатов прово-

димых в стране экономических преобразований внаправлении поступательного развития рыночныхотношений следует назвать обретение свободывыбора энергоисточников потребителями энергии.К настоящему времени целый ряд промышленныхпредприятий республики уже воспользовался этойсвободой и соорудил у себя небольшие собствен-ные электростанции в виде малых ТЭЦ (МТЭЦ)когенерационного типа, оборудованных газопорш-невыми либо газотурбинными агрегатами (ГПА иГТА). Другие предприятия строят их или находят-ся на подходе к такому решению, можно ожидатьроста числа МТЭЦ в ближайшем будущем.

Основной побудительный мотив к сооружениюМТЭЦ на предприятиях имеет экономическую при-роду и обусловливается существенной экономи-ей затрат на их энергоснабжение, позволяющейулучшить показатели работы предприятий, повы-сить конкурентоспособность производимой основ-ной продукции, увеличить её сбыт, что в условияхрыночной экономики важно всегда, а в период пе-реживаемого нами экономического кризиса в осо-бенности. Эта экономия образуется как за счётчастичного или полного отказа предприятия от по-купки энергии в энергосистеме по достаточно вы-соким тарифам, отягощённым перекрёстным суб-сидированием, так и за счёт экономии топлива прииспользовании МТЭЦ, по сравнению с энергоснаб-жением от энергосистемы. Последнее стало воз-можным, благодаря высокой энергетической эф-фективности современных ГПА и ГТА, и являетсявесьма важным, так как показывает, что сооруже-ние МТЭЦ не только удовлетворяет экономиче-ским интересам предприятия, но и участвует в ре-шении важной государственной задачи энергосбе-режения — основного требования Президента иПравительства к использованию энергоресурсов.Учитывая важность, покажем величину экономиитоплива на цифрах.

На МТЭЦ, оборудованной ГПА с электрическимКПД 42% и работающей в когенерационном режи-ме с выдачей теплоэнергии от котлов-утилизато-ров с КПД 88%, удельный расход топлива на от-пуск электроэнергии составляет 167 г у.т./кВт·ч ина отпуск теплоэнергии — 163 кг у.т./Гкал.

Для альтернативных установок в энерго-системе при потерях электроэнергии в электросе-тях 9% и теплоэнергии в магистральных и распре-

делительных теплопроводах 11% (отчётные дан-ные) удельные расходы топлива на энергию, до-ставленную на предприятие (франко-потребитель),составляет:

• электроэнергия от Лукомльской ГРЭС —346 г у.т./кВт·ч:

• электроэнергия от крупной ТЭЦ, работающейпо теплофикационному циклу, — 173,6 г у.т./кВт·ч;

• теплоэнергия от ТЭЦ — 191 кг у.т./Гкал.Если экономию топлива выразить в процентах,

то, исходя из приведённых выше удельных расхо-дов, увидим, что при электроснабжении от МТЭЦэкономится от 3,5 до 51 % расхода топлива, в за-висимости от того, какая станция выступает аль-тернативной — крупная ТЭЦ энергосистемы илиЛукомльская ГРЭС, либо и та, и другая в опреде-лённом сочетании.

Как показали многочисленные расчёты и иссле-дования по экономическому обоснованию МТЭЦ,совокупного эффекта на предприятии оказывает-ся достаточно, чтобы окупить истраченные сред-ства на их сооружение в приемлемые сроки. Этообстоятельство создаёт у руководителей и спе-циалистов предприятий, принявших решение стро-ить МТЭЦ, уверенность в правильности принято-го решения и широко используется ими при рас-смотрении проектов МТЭЦ в госэкспертизе и приутверждении заявок на поставку природного газадля МТЭЦ.

Вполне вероятно, что всё вышесказанное оМТЭЦ породит у неискушённого в вопросах энер-госнабжения человека мнение об абсолютной це-лесообразности, бесспорности и бесконфликтно-сти этого направления в развитии отечественнойэнергетики, приводящего её к частичной децент-рализации. Мол, чего конфликтовать: есть у пред-приятия энергетическая нагрузка, есть право иметьсобственный энергоисточник, есть свои или заём-ные средства, и, наконец, есть горячее желаниеповысить за счёт сооружения МТЭЦ конкуренто-способность своей основной продукции — в чёмпроблема, пусть строит. В действительности воп-рос обстоит намного сложнее. Если его анализи-ровать системно, то мы увидим, что сооружениеМТЭЦ в масштабах, выходящих за рамки единиц,негативным образом затрагивают интересы дру-гих участников процесса энергообеспечения стра-ны и, прежде всего, главного участника — Бело-русской энергосистемы. Это обстоятельство по-рождает конфликтную ситуацию и выдвигает рядтрудноразрешимых противоречий. Чтобы глубжепонять их сущность или, как бы сказали маркси-сты, диалектику, необходимо обратиться к прошло-му в развитии отечественной энергетики.




6

Начиная с плана ГОЭЛРО, утверждённого в 1920 г.,советская электроэнергетика интенсивно наращи-вала мощность и развивалась по линии макси-мальной централизации, что полностью соответ-ствовало централизованному управлению социа-листической экономикой, когда все материальныересурсы и денежные средства были сосредото-чены в руках государства. При этом промышлен-ные предприятия не имели даже малейшей эконо-мической самостоятельности и, как следствие,надлежащего экономического интереса в вопросахэнергообеспечения. Известный ленинский лозунг:“Коммунизм — есть советская власть плюс элек-трификация всей страны” — лишь усиливал пози-ции централизации энергетики, придавая ей идео-логическую направленность.

Все важные решения по развитию энергетикиразрабатывались проектными институтами Мин-энерго СССР с привлечением научных организа-ций в виде перспективных схем электроснабжения,теплоснабжения и топливоснабжения экономиче-ских районов, городов и промышленных узлов и,как правило, предусматривали централизованноеэнергоснабжение от крупных источников энергоси-стем, управляемых электроэнергетической отрас-лью. Индивидуальные энергоисточники, в основ-ном промышленные и коммунальные котельные,сохранялись как вынужденная мера тех потреби-телей, для которых централизованное энергоснаб-жение оказывалось технически неосуществимымили неприемлемо дорогим. В то же время следуетпризнать, что осуществлению курса на централи-зацию энергоснабжения способствовала не толь-ко система управления, но и техническое состо-яние энергооборудования того времени и ряд дру-гих факторов, которые отметим ниже.

• Энергетика царской России, подорванная граж-данской войной, была настолько слаба, что Со-ветскому Союзу пришлось создавать её практи-чески с нуля. Поэтому принятый курс на центра-лизацию энергоснабжения удалось провести егоидеологам до максимального уровня.

• Топливный баланс энергетики долгое времяскладывался исключительно из твёрдых видовтоплива. Это препятствовало развитию малыхэнергоустановок по причине их высокой стоимо-сти и трудностей в организации сжигания топли-ва. Но примечательно, когда в энергетике появил-ся природный газ, он не стал побудительным мо-тивом к сооружению МТЭЦ на предприятиях, а на-чал масштабно использоваться на установкахэнергосистем, в том числе, с низкой эффективно-стью на конденсационных электростанциях. И дажекогда появилась возможность использовать в энер-гетике списанные в авиации газотурбинные двига-тели, их стали применять не для сооружения МТЭЦс работой в когенерационном процессе, а в энер-

госистемах для покрытия пиковой электрическойнагрузки.

• Рождённое в Советском Союзе комбинирован-ное производство теплоты и электроэнергии, име-нуемое теплофикацией, тоже не получило широ-кого применения на малых паротурбинных ТЭЦ снизкими средними параметрами пара. Здесь ужепо причине их низкой эффективности, посколькуудельная выработка электроэнергии на тепловомпотреблении у них в 2,5–3 раза ниже, чем на ТЭЦвысокого давления в энергосистемах.

• Практикуемое в Советском Союзе долгосроч-ное планирование и прогнозирование в энергети-ке, в целом положительное, но сориентированноеисключительно на централизацию энергоснабже-ния, ущербно для развития индивидуальных энер-гоустановок, поскольку лишает принятые решениягибкости на случай появления эффективных аль-тернативных вариантов.

Целенаправленное длительное проведениежёсткого курса на централизацию энергоснабже-ния не могло не сказаться на сознании людей поотношению к указанному вопросу. За этот периодвоспиталось не одно поколение учёных и специа-листов-энергетиков, убеждённых приверженцев на-званного направления в его социалистическом по-нимании, не воспринимающих института собствен-ности и не признающих наличия у потребителейэнергии своих интересов в своём энергообеспече-нии. Энергетическую нагрузку промышленныхпредприятий — этот важнейший фактор в разви-тии энергоисточников — они восприняли как без-раздельную вотчину централизованных энергоси-стем, решая её покрытие в их электроэнергетиче-ских и теплоэнергетических балансах без участияистинных хозяев этой нагрузки — промышленныхпредприятий.

Поэтому не случайно в вопросе сооруженияМТЭЦ на предприятиях в настоящее время появи-лись как горячие сторонники, так и не менее горя-чие противники. Первые, в лице руководителей испециалистов предприятий, учёных, работающихнад оптимальной структурой энергоснабжения,менее организованы, идут по непроторенному пути,руководствуются интересами предприятий, и влучшем случае отрасли, имеют оптимистическийвзгляд на будущее развитие рыночных отношенийв стране. Вторые имеют исторически сложившу-юся стройную организацию, также руководству-ются интересами, но уже централизованного энер-госнабжения, озабочены экономическим положе-нием и будущим электроэнергетической отрасли,успешно используют наработки прошлых лет, про-являют робость и непоследовательность в разви-тии рыночных отношений в своей сфере.

В результате в вопросе сооружения МТЭЦ напредприятиях и частичной децентрализации энер-




7


госнабжения промышленных потребителей на се-годняшний день мы наблюдаем не традиционныйтворческий спор специалистов в решении техни-ческой задачи, а достаточно острую борьбу труд-но согласуемых экономических интересов. В про-цессе её каждая сторона стремится как можно убе-дительнее показать преимущества своего вариантаи выявить как можно больше изъянов в вариантепротивоположном, не чураясь при этом передёр-гивать и умалчивать факты. Это можно услышатьв выступлениях сторон и увидеть в их публикаци-ях. Например, в [1] говорится о высоком экономи-ческом эффекте, какой принесла ОАО “Гродно Хим-волокно” построенная там МТЭЦ, и в то же времяничего не говорится о её влиянии на работу Грод-ненской энергосистемы. В [2] сделана попыткадоказать, что на ТЭЦ энергосистемы топливо рас-ходуется более эффективно, чем на МТЭЦ, но приэтом не учитываются потери энергии при её транс-порте — наиболее ущербный элемент, присущийцентрализованному энергоснабжению. В [3] пред-лагается методика экономического обоснованияМТЭЦ по производственному эффекту, в которойнеобоснованно завышены затраты в энергосисте-ме, переносимые на МТЭЦ, ведущие к искусствен-ному удорожанию последней.

В развитых странах с рыночной экономикой эко-номические противоречия такого типа разрешают-ся автоматически действием рыночных механиз-мов и соответствующих законодательных положе-ний. Там каждый хозяйственный субъект знает, чтоего свобода кончается там, где начинается свобо-да другого, и что услуга одного другому оплачи-вается по рыночным ценам с учётом её величиныи качества.

Республика Беларусь находится на переходномэтапе: не все рыночные механизмы задействова-ны, недостаёт законов, регулирующих взаимоот-ношения между субъектами. В этих условиях дляпринятия решения, в том числе и по МТЭЦ, необ-ходима авторитетная третья сторона, в качествекоторой выступает государство, а, по существу,чиновники из отделов экспертизы, Минэкономики,Департамента по энергоэффективности и других.При отсутствии детально разработанной инструк-ции по экономическому обоснованию МТЭЦ, кото-рая бы принуждала конфликтующие стороны к со-гласию, чиновничьему аппарату трудно избежатьошибок в принятии решения. Если ничего не пред-принимать в этом вопросе и пустить на самотёк,то в теоретическом плане мы получим бесплод-ную длительную дискуссию типа той, которая ужеболее пятидесяти лет ведётся в части распреде-ления расхода топлива на ТЭЦ между производ-ством теплоты и электроэнергии, а в практиче-ском плане — чиновничий волюнтаризм с боль-шой вероятностью коррупции.

При отсутствии названных выше рыночных ме-ханизмов и регулируемых законов разработать та-кую инструкцию, которая бы удовлетворяла обеконфликтующие стороны, не удаётся. Поэтому, каквыход из положения, имеет смысл на переходныйпериод пойти на смену критерия, по которому чи-новничий аппарат мог бы принимать решение отом, строить или не строить МТЭЦ, с учётом госу-дарственных интересов. В качестве такого крите-рия наилучшим образом выступают приведённыенароднохозяйственные затраты по рассматрива-емым вариантам и их разность — народнохозяй-ственный эффект. Это не значит, что следует от-казаться от определения производственного эф-фекта, а равно и от оценки эффективности вло-женных инвестиций, основанных на доходах и при-былях, получаемых от работы МТЭЦ с учётом пол-ного расчёта с энергосистемой.

Производственный эффект и оценка инвести-ций должны присутствовать в представляемыхтехнико-экономических обоснованиях, но посколь-ку они не всегда согласовываются конфликту-ющими сторонами, то на стадии принятия оконча-тельного решения в государственных органах онипереводятся на второй план, и решение принима-ется по народнохозяйственному эффекту. Такойподход позволит на современном этапе создатьопределённую логическую систему управленияразвитием МТЭЦ на предприятиях и наращивани-ем их мощности, без чего этот процесс может ока-заться стихийным. Ниже рассматриваются неко-торые вопросы определения народнохозяйствен-ного эффекта.

НАРОДНОХОЗЯЙСТВЕННЫЙ ЭФФЕКТКАК КРИТЕРИЙ ЭКОНОМИЧЕСКОГО ОБОСНО-

ВАНИЯ МТЭЦ НА ПЕРЕХОДНОМ ЭТАПЕЭтот критерий базируется на сопоставлении

суммарных приведённых затрат по сравниваемымвариантам, в нашем случае, вариантов энергоснаб-жения от МТЭЦ и энергосистемы, и не являетсячем-то новым. Приведённые затраты, как эконо-мический показатель, были официально введеныв систему инженерных экономических расчётов вСоветском Союзе ещё в 1958 г. Способ их опреде-ления и сфера использования устанавливались“Типовой методикой технико-экономических расчё-тов в энергетике”, утверждённой Академией наукСССР и Госпланом СССР. Основные её положе-ния вошли во все учебники по экономике энерге-тики, так что нет необходимости пересказывать ихв статье. Напомним лишь, что величина приведён-ных затрат (З) определяется по общей формуле:

где И — суммарные годовые издержки по рассмат-риваемому варианту; К — суммарные единовре-

З = И + Ен · К, (1)




8

менные капвложения; Ен — в “Типовой методике…”назван нормативным коэффициентом эффектив-ности, а в настоящее время обрёл истинное смыс-ловое название — средний банковский процент накапитал.

Если приведённые затраты в сравниваемыхвариантах имеют разную по годам расчётного пе-риода величину, а это наиболее общий случай, тоони суммируются за весь период с учётом факто-ра времени. При этом затраты более поздних летприводятся к начальному году расчётного перио-да путём их умножения на коэффициент:

Методология расчётов требует, чтобы при эко-номическом сравнении вариантов выполнялись дваусловия: первое — во всех вариантах потребите-ли должны получать одинаковое количество энер-гии, одинакового её качества и надёжности обес-печения; второе — расчёт должен производитьсяв сопоставимых ценах, а при необходимости, с учё-том дополнительных затрат в смежные отрасли.

Остановимся кратко на ряде вопросов, которыевозникают при расчёте народнохозяйственногоэффекта МТЭЦ.

1. О замыкающей КЭС. При уравнивании вари-антов по мощности и отпускаемой потребителямэнергии в расчёт вводится замыкающая конден-сационная электростанция энергосистемы. В те-чение ряда десятилетий и по сей день в её каче-стве в Белорусской энергосистеме вполне обосно-ванно принималась Лукомльская ГРЭС, работа-ющая на природном газе, с удельными расходами318–320 г у.т./кВт·ч. Однако принятое решение остроительстве Белорусской АЭС с вводом перво-го энергоблока в 2016 г., а также строительстве вреспублике крупной КЭС на угле могут изменитьэто положение, и названные электростанции, име-ющие более низкую себестоимость производимойими электроэнергии, станут замыкающими. В этомслучае народнохозяйственный эффект МТЭЦ сни-зится и снизится их конкурентоспособность.

2. О затратах на резервную мощность. В обо-снованиях МТЭЦ по производственному эффектузатраты на её резервирование являются предме-том острой дискуссии между предприятием, стро-ящим МТЭЦ, и энергосистемой, поскольку послед-няя стремится получить как можно большую пла-ту за резервирование электрической мощностиМТЭЦ в энергосистеме. В обоснованиях же МТЭЦпо народнохозяйственному эффекту затраты нарезервирование электрической мощности не учи-тываются вовсе, так как считается, что при урав-нивании вариантов по установленной мощности ав-томатически уравнивается и резервная мощность.При неизменной удельной стоимости резерва урав-нивается и величина затрат на его создание и со-

держание, что и позволяет исключить их из срав-ниваемых вариантов.

3. О сопоставлении годовых издержек по вари-антам. При сравнении энергоснабжения от МТЭЦи от энергосистемы часто возникает вопрос о не-сопоставимости этих издержек, поскольку они оп-ределяются разными хозяйственными субъектами,по разным нормативам и при разных условиях экс-плуатации и ремонтного обслуживания. Посколь-ку привести издержки к сопоставимому виду неудаётся, остаётся либо принимать их такими, ка-кие есть, либо подвергнуть детальному структур-ному анализу. В этом случае представляется бо-лее правильным сравнивать годовые издержки поих составляющим: затраты на топливо, на экс-плуатацию и ремонтное обслуживание, на оплатуэксплуатационного и административно-управлен-ческого персонала, общие затраты на энергоуста-новки. Можно предположить, что варианты с МТЭЦполучат определённые преимущества, так как уМТЭЦ есть возможность кооперации с предприя-тием в сфере ремонтного обслуживания и эксплу-атации, в то время как в энергосистеме это осу-ществляется отдельными службами, а в части ре-монтов — самостоятельными организациями, что,как правило, обходится дороже.

4. Об участии МТЭЦ в регулировании графикаэлектрической нагрузки в энергосистеме. Вопростакого участия появляется вследствие того, чтоагрегаты МТЭЦ, работающие в когенерационномрежиме, занимают базовую зону графика электри-ческой нагрузки: нагрузки своего предприятия иэнергосистемы, в случае передачи ей части из-быточно выработанной электроэнергии на МТЭЦ.В расчётах по производственному эффекту этоможет быть учтено через позонные тарифы в опла-те за электроэнергию. При расчёте по народнохо-зяйственному эффекту учёт идёт через приведён-ные затраты на работу установок в манёвренномрежиме, который может быть предусмотрен как дляустановок энергосистемы, так и для МТЭЦ.

Следует отметить, что при вводе в эксплуата-цию Белорусской АЭС и новой КЭС на угле, кото-рые по своим технико-экономическим показателямориентированы на работу в базовой зоне графикаэлектрической нагрузки энергосистемы, манёврен-ный режим работы для всех ТЭЦ, включая и МТЭЦ,может стать неизбежным, несмотря на ухудшениеих показателей вследствие сокращения у них вы-работки электроэнергии по теплофикационному икогенерационному циклам. Как и смена замыка-ющей КЭС, так и перевод МТЭЦ в манёвренныйрежим, оказывают отрицательное влияние на срав-нительную экономическую эффективность МТЭЦв расчётах и по производственному и по народно-хозяйственному эффекту, что важно учитывать вобоснованиях их использования на перспективу.

t = 1 / (1 + Ен)t. (2)




9


ЧТО ДЕЛАТЬ?В техническом отношении сооружение когене-

рационных МТЭЦ на предприятиях нельзя отнестик радикальным решениям в энергохозяйстве. Од-нако, благодаря смене адреса экономического ин-тереса к ним и порождённой ими конкуренции вкомбинированном производстве теплоты и элек-троэнергии, в чём большая энергетика всегда гор-дилась своими достижениями, появление уже пер-вых МТЭЦ, можно сказать, высветило необходи-мость критического пересмотра состояния и раз-вития систем энергоснабжения наших городов ипредприятий. Прежде чем давать какие-либо ре-комендации в этом плане, определим в общих чер-тах направления и степень влияния МТЭЦ пред-приятий на работу систем централизованного энер-госнабжения. Анализ показывает, что такое влия-ние сводится к следующему.

• С переходом промышленных предприятий наэнергоснабжение от собственных МТЭЦ потенци-альная энергетическая нагрузка систем централи-зованного энергоснабжения — главный фактор ихблагополучия и развития — снижается, а вместе снею ухудшаются и их экономические показатели.В этом случае особенно страдают недогруженныесистемы. Чтобы исправить положение, необходи-мо изыскивать новых потребителей энергии и ак-тивнее работать над снижением себестоимостипроизводства и транспорта энергии, что связанос дополнительными затратами. В то же время пе-реносить дополнительные затраты в полном объ-ёме на вариант МТЭЦ при их экономическом обо-сновании не следует. Эти затраты во многом обу-словлены неподготовленностью энергосистемы ктакой ситуации в своём развитии и должны по-крываться за счёт её средств.

• Поскольку сооружение МТЭЦ не предусмот-рено в утверждённых и принятых к исполнениюперспективных схемах электро- и теплоснабжения,их “внеплановое” появление вносит элемент не-определённости в принятую стратегию развитиеэнергетики, что усложняет управление и контрольза исполнением принятых решений.

• При работе в когенерационном режиме МТЭЦпокрывают базовую зону суточного графика элек-трической нагрузки. Поэтому, наряду с будущейАЭС и КЭС на угле, они оставляют всем прочимэлектрогенерирующим установкам энергосистемызначительно большую долю менее плотной полу-пиковой и пиковой части графика нагрузки, что усу-губляет и без того острую проблему манёвренныхмощностей в энергосистеме.

• Устанавливаемые на МТЭЦ ГПА и ГТА, еслине считать нетрадиционных технических решений,как правило, работают на природном газе. Преду-сматривая им поставку природного газа, мы объек-

тивно снижаем поставку его в энергосистему, обо-стряем проблему структуры её топливного балан-са. Поскольку МТЭЦ и генерирующие установкиэнергосистемы относятся к разным отраслям на-родного хозяйства, возникает вопрос рациональ-ного распределения ограниченного количества при-родного газа между ними.

В отношении того “Что делать”, сформулируемлишь те рекомендации, которые могут быть осу-ществлены при системном подходе к рассматри-ваемому вопросу.

Во-первых, не следует довольствоваться эко-номическими обоснованиями каждой МТЭЦ в от-дельности. Необходимо рассматривать их во всёмпросматриваемом множестве комплексно, как одиниз вероятных путей развития децентрализованно-го энергоснабжения в стране. Для этого следуеткритически пересмотреть и скорректировать всеранее разработанные схемы теплоснабжения го-родов, ориентированные в основном на максималь-ную централизацию теплоснабжения и на разви-тие крупных ТЭЦ, и определить в них экономиче-ские границы применения МТЭЦ и других индиви-дуальных энергоисточников по каждому городу. Врезультате такой корректировки в общем случаебудут выявлены три зоны теплоснабжения.

Первая — теплоснабжение от энергосистемыпроявляет свои бесспорные преимущества, и со-оружение МТЭЦ на предприятиях приводит к зна-чительному народнохозяйственному ущербу и неможет считаться целесообразным.

Вторая — МТЭЦ небезуспешно конкурируют сцентрализованным теплоснабжением и по произ-водственному, и по народнохозяйственному эф-фекту, и только радикальные мероприятия в цент-рализованном теплоснабжении, такие как приме-нение новейших конструкций теплопроводов, со-здание высококачественных систем регулированияотпуска теплоты потребителям, снижение тарифовна теплоэнергию в энергоисточнике за счёт пере-дачи части эффекта от комбинированного произ-водства теплоты и электроэнергии на производ-ство теплоэнергии и другие, дают возможностьпривести централизованное и децентрализован-ное энергоснабжение к экономическому равнове-сию.

Третья — централизованное теплоснабжениеесли и применяется, то благодаря лишь существо-вавшему ранее жёсткому курсу на централизациюэнергоснабжения, без каких-либо явных экономи-ческих преимуществ, и где основу составляют ин-дивидуальные теплоисточники. Сооружение МТЭЦна предприятиях, расположенных в этой зоне, чащевсего является технически и экономически бес-спорным по отношению к энергосистеме. В этомслучае МТЭЦ могут создаваться в кооперации с




10

другими предприятиями и выступать как источни-ки локальной централизации энергоснабжения.

Предполагается, что такой подход упростит иупорядочит систему принятия решений по строи-тельству МТЭЦ, а разработанные в прежние годысхемы теплоснабжения городов приблизит к реаль-ной жизни.

Во-вторых, целесообразно перейти от разра-ботки перспективных схем теплоснабжения горо-дов к разработке схем их энергоснабжения с одно-временным рассмотрением роста тепловых и элек-трических нагрузок и вариантов их покрытия с вы-явлением оптимального. Побудительным мотивомк такому переходу, с одной стороны, является со-оружение МТЭЦ и других индивидуальных энерго-источников, включая нетрадиционные, а с другой, —настоятельная необходимость использования вто-ричных энергоресурсов (ВЭР), образуемых в ком-мунальном хозяйстве городов в виде горючих твёр-дых бытовых отходов, теплоты сточных вод, теп-лоты вентиляционных выбросов жилых и админи-стративных зданий.

Как показали исследования [4], при утилизацииназванных ВЭР успешно используются тепловыенасосы с электроприводом, для которых работа-ющие в когенерационном режиме МТЭЦ предпри-ятий служат наиболее экономичным энергоисточ-ником.

Если существующие схемы теплоснабжениягородов, ориентированные на его централизацию,в основном выражают интересы электроэнергети-ческой отрасли, которая и является их заказчиком,то предлагаемые схемы энергоснабжения при рас-смотрении указанных выше вопросов выражают нево всём совпадающие интересы энергосистемы,промышленных предприятий и города. Это порож-дает дополнительную сложность в разработке та-ких схем. Во избежание острых конфликтных ситу-аций целесообразно, чтобы заказчиком и “идеоло-гом” перспективных схем энергоснабжения высту-пали городские организации, а при экономическомобосновании принимаемых вариантов приоритетотдавался народнохозяйственному эффекту.

В-третьих, всякая претендующая на использо-вание природного газа установка в условиях Бе-ларуси, базирующейся на его поставках из Рос-сии с растущей ценой должна быть обоснована ис позиций топливно-энергетического баланса. Вэкономическом отношении природный газ долженраспределяться пропорционально эффекту егоиспользования у потребителей с учётом их потреб-ности. Лучше всего эта задача решается путёмоптимизации ТЭБ республики с учётом всех видовпотребляемых энергоресурсов и всех категорий по-требителей топлива. При этом в качестве крите-

рия используются суммарные удельные приведён-ные затраты, включающие стоимость топлива сучётом затрат на его транспорт, и удельные при-ведённые затраты на его использование. Подроб-нее об этом автором изложено в [5, 6].

ВЫВОДЫ1. Сооружение МТЭЦ на предприятиях — срав-

нительно новое направление в развитии отече-ственной энергетики, ставшее возможным в усло-виях обретения свободы выбора энергоисточниковпотребителями энергии.

2. Сложность экономических обоснований МТЭЦпо производственному эффекту обусловливаетсянесовпадением экономических интересов энерго-системы и строящих МТЭЦ промышленных пред-приятий в части энергоснабжения последних.Вследствие этого, решение об их сооружении при-ходится принимать государственным структурампри отсутствии объективно выверенного критерия.

3. Как выход из создавшегося положения пред-лагается на переходный период экономическогоразвития Беларуси, наряду с определением про-изводственных эффектов, основанных на получа-емой прибыли, определять народнохозяйственныйэффект в виде экономии приведённых затрат.

4. Развитие принадлежащих потребителям ин-дивидуальных энергоисточников обусловливаетнеобходимость скорректировать ранее разработан-ные схемы теплоснабжения городов, перейти к раз-работке перспективных схем их энергоснабженияи приступить к оптимизации ТЭБ при различныхпоставках в республику природного газа.

ЛИТЕРАТУРА1. Окунев В.П. Никакие технологии не следует

превозносить или отвергать // Энергия и Менедж-мент.— 2008.— №3.— С. 17–20.

2. Ковалёв Л.И. Эффективность газодвига-тельных мини-ТЭЦ // Энергетик.— 2009.— №3. —С. 26–29.

3. Молочко Ф., Молочко А., Трофимова Т. Соб-ственные энергоисточники предприятий-потреби-телей. Когда оправдано их создание? // Энергети-ка и ТЭК.— 2006.— №11.— С. 17–21.

4. Жидович И.С. Тепловые насосы для тепло-снабжения // Энергоэффективность.— 1998.—№8.— С. 14–16.

5. Трутаев В.И. Эволюция ТЭБ: факторы, зако-номерности, экономика // Энергия и Менеджмент.—2007.— №6.— С. 13–18.

6. Дорох В.В., Трутаев В.И. Энергетическая эф-фективность использования природного газа вустановках малой энергетики // Энергия и Менедж-мент.— 2006.— №1.— С. 14–18.




11


НАДЁЖНОСТЬ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯКАК ИНСТРУМЕНТ РЕГУЛИРОВАНИЯ ОТНОШЕНИЙ

МЕЖДУ ПОСТАВЩИКАМИ И ПОТРЕБИТЕЛЯМИ ЭНЕРГИИВ.В.Воротницкий, директор по маркетингу,

Российская группа компаний “Таврида Электрик”

АКТУАЛЬНОСТЬ ПРОБЛЕМЫЗавершилась реформа электроэнергетики: РАО

“ЕЭС России” кануло в лету, а многие проблемы,долгие годы волновавшие энергетиков, так и ос-тались нерешёнными. Обещанные инвестиции вотрасль так и не пришли, а состояние основногопарка оборудования и сетей с каждым годом ухуд-шается. В последнее время термин “надёжностьэлектроснабжения” звучит всё чаще, причём насамых высоких уровнях. Премьер-министр Прави-тельства Российской Федерации Владимир Путинв одном из своих обращений призвал не допус-тить потери управления в электроэнергетике пос-ле ликвидации РАО “ЕЭС России”: “Необходимообеспечить гарантированную надёжность энерго-снабжения населения и экономики в переходныйпериод”. Приоритет надёжности также прописан восновных регулирующих документах ОАО “ФСКЕЭС” (Федеральная сетевая компания — Ред.):“Обеспечение надёжного электроснабжения, обес-печивающего надлежащее исполнение обяза-тельств перед субъектами электроэнергетики, яв-ляется одним из основных принципов организацииэкономических отношений и основой государствен-ной политики в сфере электроэнергетики. Надёж-ность электроснабжения является одной из глав-ных стратегических целей развития ОАО “ФСКЕЭС”. Можно было бы продолжить, но очевидными не вызывающим ни у кого сомнения фактом яв-ляется одно: надёжность электроснабжения —проблема актуальная.

Что мы сегодня реально понимаем под надёж-ностью электроснабжения и как это понятие уча-ствует во взаимодействии различных сторон процес-са обеспечения электроэнергией потребителей?

В качестве области рассмотрения обратимся кнаиболее проблемному сегменту — распредели-тельным сетям 6(10) кВ, к которым подключенонаибольшее число потребителей.

Для анализа проблематики представим систе-му управления надёжности в виде равносторон-него треугольника (рис. 1), в центре которого —сама по себе надёжность, а по краям — основныеучастники процесса:

• государство, которое декларирует приоритетнадёжности в виде цели для системы энергообе-спечения потребителя;

• сетевая компания (энергоснабжающая орга-низация), которая декларирует надёжность какключевой показатель своей деятельности;

• потребитель, ради которого весь процесс исуществует.

Рис. 1. Система надёжности электроснабже-ния (РСК — сетевая компания)

НАДЁЖНОСТЬ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯС ТОЧКИ ЗРЕНИЯ ПОТРЕБИТЕЛЯ

Попробуем взглянуть на понятие надёжности сточки зрения потребителя и выяснить, какое опре-деление надёжности для него является наиболееадекватным.

В классическом определении под надёжностьюпонимается “вероятность, с которой система илиизделия сохраняют свои параметры в заданныхпределах, работают в нормальном режиме при за-данных условиях эксплуатации”. Если спроекти-ровать его на электроснабжение потребителей, топод надёжностью следовало бы понимать веро-ятность сохранения электроснабжения при нор-мальных и аварийных режимах работы энергоси-стемы. Другими словами, “классика” вводит поня-тие надёжности как “вероятность”. Что есть дляпотребителя вероятность сохранения надёжногоэлектроснабжения, например, 98,56% или 96,89%.Как это использовать при оценке возможных рисков?

На практике главным нормативным документом,вводящим понятие надёжности, являются “Прави-ла устройства электроустановок”, которые уста-навливают следующее определение категорийэлектроприёмников:

• первой категории — в нормальных режимахдолжны обеспечиваться электроэнергией от двух




12

независимых, взаимно резервирующих источниковпитания, и перерыв их электроснабжения при на-рушении электроснабжения от одного из источни-ков питания может быть допущен лишь на времяавтоматического восстановления питания;

• второй категории — в нормальных режимахдолжны обеспечиваться электроэнергией от двухнезависимых, взаимно резервирующих источниковпитания. Для электроприёмников второй категориипри нарушении электроснабжения от одного изисточников питания допустимы перерывы элек-троснабжения на время, необходимое для вклю-чения резервного питания действиями дежурногоперсонала или выездной оперативной бригады;

• третей категории — электроснабжение мо-жет выполняться от одного источника питания приусловии, что перерывы электроснабжения, необ-ходимые для ремонта или замены повреждённогоэлемента системы электроснабжения, не превы-шают одних суток.”

Если вчитаться в суть написанного, то первое,что бросается в глаза, — это отсутствие как тако-вого понятия “потребитель” — речь идёт об “элек-троприёмниках”, а это большая разница. Потреби-тель — это, как правило, комплекс электроприём-ников — персональные компьютеры, технологиче-ские установки и т.д., а электроприёмник — отдельновзятое конкретное изделие (оборудование), под-ключаемое к электрической сети. Кроме этого, ПУЭвводит лишь определение неких схемных решенийпо подключению электроприёмника, которые мож-но представить в виде следующих рисунков (рис. 2).

Если провести аналогию, каждый из нас явля-ется пользователем услуг мобильной связи. Номало кто представляет, каким образом и по какойсхеме он подключён к сотовой сети. В системеэлектроснабжения ситуация аналогична: потреби-телю должно быть не важно, по какой схеме егоподключили. Что на самом деле ему важно — этокак часто и как долго в течение года он, как потре-битель электроэнергии, будет отключаться от сети.Зная это, он сможет прогнозировать свои возмож-ные риски. Понятие категории электроприёмникане даёт ответа на эти вопросы.

В зарубежной практике понятие категории от-сутствует. Для определения надёжности электро-снабжения используется система её показателей:

• SAIFI (System Average Interruption FrequencyIndex — средняя частота появления поврежденийв системе) — характеризует среднее число раз вгод, когда потребители теряли электроснабжение;

• SAIDI (System Average Interruption DurationIndex — средняя продолжительность отключения) —характеризует в среднем продолжительность од-ного отключения в системе в год;

• СAIFI (Customer Average Interruption FrequencyIndex — средняя частота отключения одного по-требителя) — характеризует в среднем количествоотключений одного потребителя;

• СAIDI (Customer Average Interruption DurationIndex — средняя продолжительность отключенияодного потребителя) — характеризует в среднемвремя восстановления питания одного потребителя.

Первые два показателя характеризуют надёж-ность системы электроснабжения в целом, осталь-ные два — надёжность электроснабжения отдель-но взятого потребителя. В отечественной практи-ке ранее действовали поправки к ПУЭ, которыевводили понятие допустимого количества отклю-чений потребителей. Вот выдержка из руководя-щих материалов 1981 года по проектированию сель-ских распределительных сетей:

• для потребителей II категории, не допуска-ющих перерывов в электроснабжении длительно-стью более 0,5 часа w = 2,5 отказа/год;

• для потребителей II категории, не допуска-ющих перерывов в электроснабжении длительно-стью более 10 часов w = 0,1 отказа/год при ра-счётной нагрузке 120 кВт и более.

Рис. 2. Иллюстрация категорий надёжностиэлектроприёмников




13


Однако сегодня эти документы не действуюти, как правило, при подключении потребителейоперируют лишь понятием категории, а у потреби-теля фактически не остаётся выбора. В условияхсовременного развития электротехнического обо-рудования и средств автоматизации понятие ка-тегории, определяющее схемное решение по под-ключению, уже не является всеобъемлющим. Не-обслуживаемое оборудование, системы автомати-зации работы сети могут обеспечить показателинадёжности электроснабжения заданного значе-ния, не привязываясь к конкретной схеме подклю-чения. Для иллюстрации приведём пример. Рас-смотрим две схемы подключения потребителя.

В первом случае (рис. 3) потребитель подклю-чается по классической схеме для электроприём-ников II категории надёжности с ручным переклю-чением на резервный источник питания. В случаеповреждения на любом участке схемы сети потре-битель теряет питание на время, пока диспетчерузнаёт о факте повреждения, пока оперативнаябригада сделает необходимые переключения в сетии переключение на резервное питание у потреби-теля. В среднем по России это время составляетоколо 6 часов, то есть может достигать и суток.Кроме этого, потребитель в максимальной степе-ни зависит от надёжности питающих линий. Еслиудельная повреждаемость линии составляет по-рядка 15 повреждений на 100 км линии в год (несамый худший вариант), этот потребитель в годотключится 3,3 раза, а общая продолжительностьотключений составит порядка 20 часов в год.

Во втором случае (рис. 4) потребитель подклю-чается формально по схеме III категории надёжно-сти — к нему подходит только одно ответвлениеот фидера 10 кВ. Но есть нюанс. Схема внешней

сети остаётся без изменений — также есть дванезависимых центра питания, только в непосред-ственной близости от ответвления с двух сторонустановлены автоматические реклоузеры, которыепри возникновении повреждения на любом участ-ке сети автоматически (без участия диспетчера)переключат питание потребителя на резервныйисточник. В этом случае потребитель не зависитот внешней сети и решения диспетчера, резерви-рование полностью автоматизировано. Добавьтек этому необслуживаемую трансформаторную под-станцию 10/0,4 кВ с параметром отказа 1 разв 10 лет, провода на ответвлении с изоляцией изсшитого полиэтилена — и ваш потребитель, под-ключённый формально по схеме III категории на-дёжности, будет отключаться 0,3 раза в год об-щей длительностью 0,6 часов. Другими словами,по сравнению с первым вариантом, его показате-ли надёжности возросли на порядок.

Главный вывод, который из этого следует: вусловиях, когда в наличии имеется современноеоборудование и технологии, категории надёжностиэлектроснабжения уже не могут являться выра-жением этой самой надёжности, поэтому необхо-димо применять показатели, определяемые коли-чеством и длительностью отключений.

НАДЁЖНОСТЬ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ —ВЗГЛЯД СЕТЕВОЙ КОМПАНИИ

Цель существования электросетевого комплек-са — обеспечение процесса транспортировки элек-трической энергии соответствующего качества, втребуемом объёме и с заданным уровнем надёж-ности при условии минимизации собственных за-трат. Ключевыми показателями деятельности се-тевой компании являются:

Рис. 3. Схема подключения потребителя II ка-тегории

Рис. 4. Схема подключения потребителя III ка-тегории с установкой автоматических реклоузеров




14

• надёжность электроснабжения потребителей;• качество электрической энергии;• уровень потерь.Оказывается, что в существующей системе

отношений сетевые компании практически никакне мотивированы к достижению первого ключево-го показателя своей деятельности. Типичные ихпроблемы — длительное время поиска места по-вреждения, управление аварийным режимом “всле-пую”, затраты на поиск и устранения поврежде-ния, как правило, связаны с оптимизацией соб-ственных затрат и никак не связаны с надёжно-стью.

Совсем свежий пример: авария на подстанции“Чагино”, вследствие которой отключилась чет-верть Московского региона. Кто-нибудь можетвспомнить хоть одно более-менее громкое дело,когда потребителям была выплачена компенсация?Вряд ли.

И последний интересный аргумент — посмот-рите на тарифные ставки за подключение потре-бителей к электрическим сетям. Тариф зависит отуровня напряжения, существенно — от региона,но в 90% случаев никак не зависит от надёжно-сти. В результате складывается ситуация, в кото-рой сетевые компании, с одной стороны, не мо-гут получить дополнительной прибыли, с дру-гой, не несут никакой финансовой ответственно-сти (за редкими случаями). При этом инвестициина внедрение новой техники зачастую весьма зна-чительны. Уверен, со мной согласится большин-ство технических специалистов: обосновать ихтолько за счёт снижения собственных издержекдалеко не всегда удаётся.

В таком случае целесообразно провести ана-логию с двумя другими ключевыми показателямидеятельности электросетевых комплексов — ка-чество и потери. Если с качеством ситуация прак-тически полностью аналогична надёжности — дек-ларация приоритета есть, а реальная экономиче-ская основа отсутствует, — то с потерями электро-энергии дело обстоит по-другому. Они в сетях быливсегда, причём как технические, так и коммерче-ские. Однако ситуация с решением этой пробле-мы начала существенно меняться только послетого, как на федеральном уровне было введенонормирование потерь, наряду с экономической от-ветственностью за сверхнормативные потери. Кактолько это произошло, начал активно развивать-ся рынок средств борьбы с потерями. Появилисьразнообразные технические решения — счётчики-“ябеды”, выносные системы учёта, различные ва-рианты систем АИИС КУЭ (Автоматизированнаяинформационно-измерительная система коммер-ческого учёта электроэнергии — Ред.) и др. А всё

потому, что затраты на эти мероприятия стало воз-можно обосновать экономически.

То же самое и с надёжностью. Эффективноеобоснование затрат на внедрение современныхтехнических средств будет возможно тогда, и толь-ко тогда, когда сетевая компания, с одной сторо-ны, будет иметь возможность предлагать надёж-ность как “товар” для потребителя по разной сто-имости, с другой, — будет нести консолидирован-ную ответственность. В разных странах этот воп-рос регулируется по-разному, и мы будем возвра-щаться к рассмотрению этого опыта. Сегодня эф-фект для сетевых компаний при внедрениисредств, направленных на повышение надёжности,включает реальную экономическую составля-ющую: сокращение затрат на ремонты и эксплуа-тацию линий, а также косвенную: сокращение жа-лоб “проблемных потребителей”, снижение числапретензий административных субъектов.

СИСТЕМА НАДЁЖНОСТИ — КАК ДОЛЖНОБЫЛО БЫ БЫТЬ

Правильно организованная система надёжностидолжна включать её нормирование и введениесанкций за его невыполнение для сетевых компа-ний, с одной стороны, а с другой, — обеспечитьгарантии и защиту интересов потребителей (рис. 5).Сетевая компания должна обеспечить потребите-лю за соответствующую плату возможность вы-бора уровня надёжности электроснабжения, взявна себя полноценную ответственность за невы-полнение этих обязательств.

Необходимость законодательного и организаци-онного обеспечения ответственности за надёжностьэлектроснабжения была очевидна в период моно-польного развития электроэнергетики, однако ос-трота её существенно возросла с появлением ры-ночных механизмов в отрасли. Что-то уже делает-ся в этом направлении. В Постановлении Прави-тельства Российской Федерации №530 от31.08.2006 сказано:

“• В договорах оказания услуг по передаче элек-трической энергии и энергоснабжения определя-ется категория надёжности снабжения потребите-ля электрической энергией (далее — категориянадёжности), обусловливающая содержание обя-зательств по обеспечению надёжности снабженияэлектрической энергией соответствующего потре-бителя, в том числе:

- допустимое число часов отключения в год;- срок восстановления энергоснабжения.• Для первой и второй категорий надёжности

допустимое число часов отключения в год и срокивосстановления энергоснабжения определяютсясторонами, в зависимости от конкретных парамет-




15


ров схемы электроснабжения, наличия резервныхисточников питания и особенностей технологиче-ского процесса потребителя, но не могут быть бо-лее соответствующих величин, предусмотренныхдля третьей категории надёжности. Для третьейкатегории надёжности допустимое число часов от-ключения в год составляет 72 часа, но не более24 часов подряд.”

ВЫВОДЫОчевидный вывод из сказанного: надёжность

электроснабжения — категория экономическая.Для оценки и управления ею необходимо исполь-зовать соответствующие показатели, а также можнодля потребителей ввести понятие статуса, напри-мер, “ответственный”, “не ответственный”, или ка-тегории (но в новой трактовке) с определённымдиапазоном показателей надёжности.

Показатели надёжности должны, с одной сто-роны, регулироваться и нормироваться на уровнегосударства, с другой, — быть предметом эконо-мических отношений между потребителями и энер-госнабжающими организациями. Затраты на ме-роприятия по улучшению надёжности, должны оку-паться именно за счёт её повышения.

Рис. 5. Система надёжности — как должнобыло бы быть

Практическое решение стандартной для энергетика, снабженца, про-ектировщика задачи по поиску необходимого оборудования, комплек-тующих или материалов, технического решения той или иной пробле-мы, как правило, сводится к ответу на вопрос: КТО?

Кто будет ИСПОЛНИТЕЛЕМ: производителем или поставщикомоборудования, запчастей и материалов, подрядчиком по выполнениюпроектных, монтажных, наладочных или других специальных работ и т.п.

Пока у вас нет ИСПОЛНИТЕЛЯ, Вы один отвечаете за всё!Вопрос: как и где найти именно того, кто нужен? Кому доверить?WWW.WEB-ENERGO.BY — доступный источник информации в

сети Интернет, концентрирующий сведения о реальных поставщикахоборудования и подрядчиках, необходимые для решения конкретныхэнергетических проблем.

Полнота и достоверность базы данных обеспечивается естествен-ной заинтересованностью производителей и поставщиков в эффек-тивной адресной рекламе своих предложений.

ЧТО? У КОГО? НА КАКИХ УСЛОВИЯХ?

ПРИНЦИП РАБОТЫИ ФОРМИРОВАНИЕ

ЗАПРОСАВам необходимо знать две

вещи: что нужно делать — на-правления деятельности, и счем это нужно делать — пред-мет деятельности. По двум руб-рикаторам с такими названиямиВы задаёте условия поиска Ва-шей конкретной задачи.

Важно! Вводя свою инфор-мацию, предприятия и организа-ции — производители и постав-щики, используют те же рубрика-торы.

РЕЗУЛЬТАТ ПОИСКАПосле выбора соответству-

ющих позиций в рубрикаторах инажатия кнопки “Начать поиск”на мониторе компьютера отобра-жается перечень предприятий иорганизаций с кратким описани-ем предлагаемых продукции илиуслуг, соответствующих задан-ным Вами условиям.

После нажатия на названиеорганизации в новом окне откро-ется её раздел с подробной ин-формацией о продукции и услу-гах. Список остаётся доступнымдля просмотра.

ЗДЕСЬ И СЕЙЧАС!




16

О ЦЕЛЕСООБРАЗНОСТИ ИСПОЛЬЗОВАНИЯТЕПЛОНАСОСНЫХ УСТАНОВОК

В ТЕХНОЛОГИЧЕСКОМ ЦИКЛЕ ТЭЦНА ПРИМЕРЕ ГОМЕЛЬСКОЙ ТЭЦ-2

А.В.Овсянник, к.т.н., заведующий кафедрой“Промышленная теплоэнергетика и экология”,

И.И.Мацко, аспирант кафедры “Промышлен-ная теплоэнергетика и экология” УО “Гомельскийгосударственный технический университетимени П.О.Сухого”

С.О.Бобович, директор филиала “ГомельскаяТЭЦ-2” РУП “Гомельэнерго”

Комбинированный процесс выработки электри-ческой и тепловой энергии, осуществляемый натеплоэлектроцентралях (ТЭЦ), характеризуетсявысокой степенью использования топлива. Тепло-фикационный цикл предполагает применение парадля нагрева воды тепловой сети в сетевых подо-гревателях с использованием турбин несколькихтипов: с противодавлением, ухудшенным вакуумоми регулируемыми отборами пара.

Наибольшее распространение получили ТЭЦ,оборудованные турбинами с регулируемыми отбо-рами пара, позволяющие вырабатывать электри-ческую энергию, независимо от тепловой нагруз-ки отопительных отборов. Используемая в насто-ящее время на крупных ТЭЦ с отопительной на-грузкой схема подогрева сетевой воды обычновключает в себя два сетевых подогревателя, к ко-торым подводится пар из отопительных отборовтурбины. После них устанавливается водогрейныйкотёл, предназначенный для покрытия пиковойнагрузки системы теплоснабжения. В летний пе-риод сетевая вода подогревается только в сете-вом подогревателе нижней ступени. Такая схемаиспользуется на Гомельской ТЭЦ-2.

Сегодня теплонасосные установки (ТНУ) нахо-дят широкое применение в различных системах теп-лоснабжения. Их внедрению должна предшество-вать стадия квалифицированного предпроектногообоснования эффективности принимаемого реше-ния, базирующегося не только на термодинами-ческих расчётах, но и учитывающего экономиче-ские аспекты. К сожалению, это условие соблю-дается не всегда. Например, в [1] предлагается ис-пользовать ТНУ для понижения температурыохлаждающей воды, поступающей на конденсатор,что позволит повысить вакуум в нём и, следова-тельно, получить на том же количестве пара, про-пускаемом в конденсатор, дополнительную элек-трическую мощность, которая будет использова-

на на привод ТНУ, при этом количество электро-энергии, выдаваемой внешним потребителям, неуменьшится. Таким образом, можно будет получитьнекоторое дополнительное количество теплотыдля потребителя. Однако, в [2] в ходе детальноготермодинамического анализа показана несосто-ятельность этой идеи.

Основной величиной, характеризующей энерге-тическую эффективность ТНУ, является коэффи-циент преобразования , определяемый по фор-муле [3]:

= QТН / NТН = • ТК / (ТК – ТИ), (1)

где QТН — теплопроизводительность ТНУ, Вт;NТН — потребляемая мощность ТНУ, Вт; ТК — тем-пература конденсации паров рабочего тела в кон-денсаторе ТНУ, К; ТИ — температура испарениярабочего тела в испарителе ТНУ, К; — коэффи-циент, учитывающий степень совершенства тер-модинамического цикла ТНУ (для парокомпресси-онных установок можно принять = 0,8 [4]).

Температура ТК должна быть не менее чем на5°С выше температуры нагреваемого теплоноси-теля TПОТ, а ТИ — на 5°С ниже температуры низко-потенциального источника теплоты ТИСТ [4].

Как показывает анализ диаграммы работы тур-бины [5], при сохранении на постоянном уровнерасхода топлива и сокращении отопительных от-боров пара наблюдается увеличение выработкиэлектрической мощности N. Так, при двухступен-чатом подогреве сетевой воды (рис. 1) [5],удельное увеличение электрической мощности n отсокращения отопительных отборов пара Qпри постоянном расходе топлива составляетn = N / Q = 0,194 Вт/Вт.

С учётом формулы (1), минимальное значениекоэффициента преобразования , обеспечивающееэффективную работу ТНУ в технологическом цик-ле ТЭЦ, определится как:

мин = Q / N = 1 / n. (2)

Для Гомельской ТЭЦ-2 при двухступенчатомподогреве сетевой воды это значение равно:

мин = 1 / n = 1 / 0,194 = 5,15. (3)




17


При работе ТНУ в цикле ТЭЦ скоэффициентом трансформации = мин вся дополнительная элек-трическая мощность N от сокраще-ния отопительных отборов пара Qпотребляется компрессором ТНУ. Та-ким образом, только работа ТНУ с > мин позволит эффективно во-влекать в технологический цикл ТЭЦнизкопотенциальную теплоту систе-мы оборотного водоснабжения.

Максимальная температура теп-лоносителя после теплового насосаTПОТ

МАХ с учётом энергетической эф-фективности его использования и ре-комендуемых температурных напо-ров в теплообменных аппаратах [4],в соответствии с (1), составит:

TПОТМАХ = мин / мин – •

• (Тист – 5) – 5. (4)

При нижнем уровне температур всистеме оборотного водоснабженияTИСТ = 288 – 293 К, характерном дляГомельской ТЭЦ-2 и других крупныхТЭЦ, значение TПОТ

МАХ, рассчитанноепо (4), составляет 330 К (57°С).

Значение TПОТМАХ в каждом кон-

кретном случае определяет областьприменения ТНУ в цикле ТЭЦ. Наи-большая энергетическая эффектив-ность достигается при использова-нии ТНУ для нагрева подпиточнойводы теплосети (рис. 2). В настоя-щее время на Гомельской ТЭЦ-2подпиточная вода теплосети нагре-

Рис. 1. Диаграмма режимов турбины Т-180/210-130-1 Го-мельской ТЭЦ-2 при двухступенчатом подогреве сетевой воды:G0 — расход пара; QT — выработка тепловой энергии; NT —выработка электрической мощности; pВТО — давление пара вверхнем отопительном отборе

вается до 35°С в подогревателях прямой сетевойводой. Использование ТНУ для нагрева подпиточ-ной воды теплосети позволит эффективно заме-щать теплоноситель высоких параметров (с соот-ветствующим сокращением расхода пара на ото-пительные отборы) сбросной теплотой системыоборотного водоснабжения.

В такой схеме включения ТНУ коэффициент пре-образования составит:

1 = • (Тпот + 5) / ((Тпот + 5) – (Тист – 5)) = = 0,8 • (308 + 5) / ((308 + 5) – (288 – 5)) = 8,45. (5)

Тогда, в соответствии с (2), удельное потреб-ление электроэнергии n1 на производство тепла спомощью ТНУ будет равно:

n1 = 1 / = 1 / 8,35 = 0,112 Вт/Вт. (6)

Таким образом, использование ТНУ позволяетне только вовлечь в производство тепловой энер-гии сбросную теплоту системы оборотного водо-снабжения, но и получать дополнительную элек-трическую мощность n1 = n – n1 от сокращенияотопительных отборов пара.

Для Гомельской ТЭЦ-2 величина n1 составля-ет 0,082 Вт/Вт. При этом 58% дополнительной элек-троэнергии будет расходоваться на привод комп-рессора ТНУ, а оставшиеся 42% составляют сверх-балансовую электрическую мощность. При тепло-вой мощности первой ступени подогрева подпи-точной воды 4,5 МВт [6] она составит 370 кВт.

Особую роль ТНУ играют на ТЭЦ, мощностьсистемы оборотного водоснабжения (для охлаж-дения пара в конденсаторах паровых турбин и дру-гого оборудования) которых не достаточна для нор-мального функционирования станции. Именно та-




18

кая ситуация сложилась на Гомельской ТЭЦ-2, гдеТНУ могут рассматриваться как альтернатива стро-ительству новых мокрых испарительных градирен.Помимо утилизации сбросной низкопотенциальнойтеплоты, это позволит повысить выработку элек-троэнергии за счёт увеличения срабатывания парав турбине, снизить мощность циркуляционных на-сосов и сократить водопотребление на производ-ственные нужды, которое на Гомельской ТЭЦ-2составляет 2,2–2,5 млн. т воды в год на суммупорядка 180 тыс. USD [7]. Использование ТНУ це-лесообразно и с экологической точки зрения, таккак снижается уровень теплового загрязненияокружающей среды вследствие уменьшенияколичества теплоты, теряемой в конденсаторе.

Вовлечение в цикл ТЭЦ теплоты, полученной спомощью ТНУ, возможно путём подогрева обрат-ной сетевой воды (рис. 3). Большую часть отопи-тельного периода температура сетевой воды в об-ратной тепломагистрали не превышает максималь-ной температуры теплоносителя после ТНУTПОТ

МАХ, обеспечивающей её энергетическую эф-фективность в технологическом цикле ТЭЦ.

Кроме того, использование ТНУ на ТЭЦ можетоказаться целесообразным в период ночных про-валов электрической нагрузки. К примеру, на Го-мельской ТЭЦ-2 в это время энергоблоки разгру-жаются до технического минимума котлоагрегатов

ТГМЕ-206, и включаются в работу пиковые водо-грейные котлы КВГМ-180. Продолжительность ра-боты последних ночью составляет 5–6 часов. От-пуск теплоты за это время — 600–1200 Гкал. Го-довой отпуск теплоты от пиковых водогрейных кот-лов — 51000 Гкал. Выравнивание графика элек-трической нагрузки может осуществляться путёмиспользования мощности, вырабатываемой в часыночного провала, непосредственно на ТЭЦ длядополнительного производства теплоты с помо-щью ТНУ и, тем самым, для исключения работыили снижения производительности пиковых водо-грейных котлов.

В качестве низкопотенциального источника теп-лоты для теплового насоса целесообразно при-менять охлаждающую воду, выходящую из конден-сатора. Тепловую энергию, получаемую с помо-щью ТНУ, следует направлять на предваритель-ный подогрев обратной сетевой воды. При этом,сохраняя количество и параметры пара, поступа-ющего в отопительные отборы турбины, можнолибо увеличить расход сетевой воды, либо (припостоянном расходе) несколько поднять её тем-пературу. Такую схему, изображённую на рис. 3,может оказаться полезным дополнить аккумуля-тором горячей воды для полного исключения ра-боты пиковых водогрейных котлов в часы ночногопровала электрической нагрузки [8].

Рис. 2. Схема использования ТНУ в технологическом цикле ТЭЦ для подогрева подпиточной водытеплосети (замещение подогревателей сырой воды)




19


ЛИТЕРАТУРА1. Сорокин О.А. Применение теплонасосных

установок для утилизации сбросной низкопотен-циальной теплоты на ТЭС // Промышленная энер-гетика.— 2005.— №6.— С. 36–41.

2. Шпильрайн Э.Э. Возможность использова-ния теплового насоса на ТЭЦ // Теплоэнергетика.—2003.— №7.— С. 54–56.

3. Рей Д., Макмайкл Д. Тепловые насосы.— М.:Энергоиздат, 1982.— 224 с.

4. Стенин В.А. Использование теплонасоснойустановки в системах теплоснабжения // Тепло-энергетика.— 1997.— №5.— С. 28–29.

5. Энергетические характеристики оборудованияГомельской ТЭЦ-2 и алгоритм определения нор-мативного удельного расхода топлива на отпущен-ную электрическую и тепловую энергию. Том 2.Графический материал.— Гомель, 2004.

6. Энергетические характеристики оборудованияГомельской ТЭЦ-2 и алгоритм определения нор-мативного удельного расхода топлива на отпущен-ную электрическую и тепловую энергию. Том 1.Нормативы на оборудование.— Гомель, 2004.

7. Кондратьев М. Сухие градирни в системахохлаждения технической воды на ТЭЦ // Энергети-ка и ТЭК.— 2007.— №1.— С. 16–17.

8. Исследование необходимости и возможно-сти установки бака-аккумулятора тепловой энер-гии на Гомельской ТЭЦ-2 РУП “Гомельэнерго”: От-чёт о НИР / Рук. А.В.Овсянник.— Гомель: ГГТУ им.П.О.Сухого.— 2007.— 21 с.

Целесообразность использования подобнойсхемы (рис. 3), впрочем, как и любой иной, требу-ет технико-экономического обоснования. При этомпредлагаемый вариант должен сопоставляться свариантом получения дополнительной теплоты впиковом водогрейном котле.

ВЫВОДЫ1. Утилизация низкопотенциальной теплоты

системы оборотного водоснабжения ТЭЦ с помо-щью ТНУ эффективна при коэффициентах трансфор-мации , больших мин, значение которого опреде-ляется отдельно для каждого конкретного случая.

2. Внедрение ТНУ в цикл ТЭЦ, мощность си-стемы оборотного водоснабжения которой недостаточна для обеспечения технологических про-цессов производства тепловой и электрическойэнергии, позволяет отказаться от установки допол-нительной градирни.

3. Для снижения водопотребления и, соответ-ственно, себестоимости вырабатываемой энергиина электростанции целесообразно реконструиро-вать системы оборотного водоснабжения с уста-новкой ТНУ.

4. Использование ТНУ на ТЭЦ позволит значи-тельно уменьшить вредное воздействие на окру-жающую среду.

Рис. 3. Схема использования электро-энергии в часы провала суточного графиканагрузки для получения дополнительнойтепловой энергии с помощью ТНУ




20

М.Л.Богданович, аспирант,В.А.Седнин, д.т.н., профессор,А.В.Седнин, к.т.н., доцент, БНТУ

Известно, что выбор оптимального температур-ного графика водяной тепловой сети проводитсяна основании технико-экономических расчётов какдля вновь проектируемых, так и для действующихтеплофикационных систем. Для последних привыборе температурного графика в качестве крите-рия оптимальности можно рассматривать минимумсистемного расхода топлива Bс на покрытие теп-ловых нагрузок с учётом выработки электроэнер-гии на замыкающей конденсационной электростан-ции (КЭС). При этом необходимо учитывать топ-ливные затраты на перекачку теплоносителя, вклю-чая корректирующие насосы на центральных теп-ловых пунктах (ЦТП), на технологические потери втепловых сетях, на изменение выработки электро-энергии на ТЭЦ и др.

Во всех больших и средних городах РеспубликиБеларусь действуют сформировавшиеся системыцентрализованного теплоснабжения, и появлениеновых, а также крупных источников маловероятно[1]. По этой причине выбор оптимального темпе-ратурного графика для действующих систем теп-лоснабжения остаётся актуальной задачей. Еёсложность заключается в том, что не существуетобщего решения для ТЭЦ с различным составомоборудования. Это связано, прежде всего, с мно-гообразием типов применяемых паровых турбин иих конструктивными особенностями. К тому же,даже в случаях с тепловыми источниками одноготипа, температурные графики должны составлять-ся индивидуально для каждой теплофикационнойсистемы [2]. Это утверждение основывается натом, что эффективность их работы существеннымобразом зависит как от температурного режимаотпуска теплоты от ТЭЦ, так и от внешних факто-ров, не зависящих от производителя тепловойэнергии.

Проанализируем их влияние на значение опти-мальной температуры сетевой воды и температур-ного режима, на эффективность систем теплоснаб-жения с паротурбинными ТЭЦ малой мощности.

Из таковых внешних факторов рассмотрим сле-дующие:

• состояние тепловой изоляции трубопроводовсетевой воды;

• влияние эффективности производства элек-троэнергии на замыкающей КЭС;

• долю нагрузки горячего водоснабжения (ГВС)от общей расчётной тепловой нагрузки;

• мощность корректирующего насоса на ЦТП.Под температурным режимом будем понимать

отпуск теплоты с различными температурами пря-

ВЛИЯНИЕ ТЕМПЕРАТУРЫ СЕТЕВОЙ ВОДЫНА ЭФФЕКТИВНОСТЬ СИСТЕМ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ

С ПАРОТУРБИННЫМИ ТЭЦ МАЛОЙ МОЩНОСТИмой сетевой воды при одних и тех же метеороло-гических условиях и неизменном тепловом потребле-нии без ограничения отпуска электроэнергии от ТЭЦ.

УСЛОВИЯ ПРОВЕДЕНИЯ РАСЧЁТОВДля проведения расчётов была составлена

математическая модель системы теплоснабжения.В качестве источника теплоты рассматриваласьпаротурбинная ТЭЦ со средними начальными па-раметрами свежего пара, в состав которой входятпаровые турбины Р-6-3,4/0,5 (2 шт.) одного проти-водавления, паровые котлы БКЗ-50-39-440 (2 шт.)и КЕ-10-39-440 (2 шт.), работающие на общий па-ровой коллектор (рис. 1). Пар после турбин с дав-лением 0,45 МПа и температурой 230°С использу-ется для покрытия тепловых нагрузок промышлен-ных и коммунально-бытовых потребителей. Так какв расчётах рассматриваются турбины с противо-давлением, то их удельная выработка электроэнер-гии на тепловом потреблении практически не за-висит от температуры сетевой воды за сетевымиподогревателями. Условно принималось, что тем-пература наружного воздуха не изменяется в те-чение суток и составляет –5°С. В этом случае на-грузка системы отопления составляет 20,93 МВтпри расчётной 46,52 МВт, а среднесуточная нагруз-ка ГВС — около 5,23 МВт. Суточный график ГВСпредставлен на рисунке 2 [3]. Сетевые насосы ТЭЦработают без преобразователей частоты.

Рис. 1. Расчётная тепловая схема ТЭЦ: 1 —паровой котёл, P0 = 3,9 МПа, t0 = 440°C; 2 — паро-вая турбина, Ротб = 0,45 МПа; 3 — генератор; 4 —РОУ; 5а — деаэратор питательной воды; 5б —деаэратор подпиточной воды; 6 — насос пита-тельный; 7 — насос сетевой; 8 — насос конден-сата подогревателей сетевой воды; 9 — насоссырой воды; 10 — насос подпитки тепловой сети;11 — подогреватель сетевой воды; 12 — ПВД;13 — охладитель воды подпитки тепловой сети;14 — подогреватель сырой воды; 15 — охлади-тель выпара деаэратора; 16 — расширительнепрерывной продувки; 17а — ХВО 1-й ступениумягчения; 17б — ХВО 2-й ступени умягчения;18а — тепловой потребитель сетевой воды;18б — тепловой потребитель пара




21


Рис. 2. Суточное изменение нагрузки ГВС безучёта технологических потерь

В математической модели принята двухтрубнаясеть с пенополиуретановой тепловой изоляциейпротяжённостью 12 км, проложенная воздушнымспособом. Диаметр трубопровода принят неизмен-ным по всей длине и равен 630 мм, толщина стен-ки — 5 мм. Все потребители теплоты условно за-менялись одним эквивалентным, подключённым ктепловой сети на наибольшем удалении от тепло-источника. В качестве такого потребителя рассмат-ривался автоматизированный ЦТП с двумя вида-ми тепловых нагрузок — ГВС и отопления. При этомсчиталось, что отпуск теплоты на ГВС осуществ-ляется через поверхностный теплообменник, под-ключённый по одноступенчатой параллельной схе-ме, а на нужды отопления — по зависимой схемепо заданному температурному графику (в расчё-тах — 95/70 °С). Температура обратной сетевойводы формируется в результате смешения её по-токов после теплообменного аппарата ГВС и ото-пительных приборов. Расчёты выполнялись приусловии, что система теплоснабжения работаетбез транспортного запаздывания. В качестве кри-терия эффективности принимался минимум Bс.

При определении влияния одного из внешнихфакторов на эффективность работы системы теп-лоснабжения оставшиеся факторы считались не-изменными, т.е. фиксированными.

СОСТОЯНИЕ ТЕПЛОВОЙ ИЗОЛЯЦИИТРУБОПРОВОДОВ СЕТЕВОЙ ВОДЫ

Состояние тепловой изоляции действующихтепловых сетей может быть различным. По этойпричине общие потери могут превышать норма-тивные значения, соответствовать им или бытьниже их. Рассмотрим, какое влияние оказываетсостояние тепловой изоляции на оптимальное зна-чение температуры прямой сетевой воды. Резуль-таты расчётов представлены на рисунке 3.

Анализируя результаты расчётов, можно гово-рить, что с улучшением качества тепловой изоля-ции возрастает оптимальное значение температу-ры прямой сетевой воды. Это объясняется тем,что с увеличением технологических потерь в теп-ловых сетях для передачи потребителю требуемогоколичества теплоты необходимо затратить допол-нительное количество топлива на теплоисточникеBп, эквивалентное этим потерям. Выработаннаяэлектроэнергия Эп за счёт этих потерь может рас-

сматриваться как конденсационная выработка сболее низким термическим КПД, по сравнению сзамыкающей КЭС. Поэтому Bп на ТЭЦ будетвыше расхода топлива на замыкающей КЭС привыработке Эп.

Рис. 3. Зависимость Bс от температуры пря-мой сетевой воды для различных технологиче-ских потерь в тепловых сетях

ЭФФЕКТИВНОСТЬ ПРОИЗВОДСТВА ЭЛЕКТРО-ЭНЕРГИИ НА ЗАМЫКАЮЩЕЙ КЭС

Исторически основы теплофикации закладыва-лись в 30-е годы, когда эффективность производ-ства электроэнергии находилась на низком уров-не [4]. В последнее время, с развитием высоко-экономичных конденсационных парогазовых уста-новок (ПГУ КЭС) и конденсационных паротурбин-ных блоков на суперсверхкритические параметры,ситуация существенно изменилась. Исходя из ска-занного, в расчётах рассматривались четыре видазамыкающих КЭС, с учётом потерь в электриче-ских сетях соответствующие 11,28% [5]:

• паротурбинная КЭС (ПТУ КЭС) с начальнымдавлением 12,75 МПа с промежуточным перегре-вом свежего пара, аналог блока К-160-130 (КЭС 1);

• ПТУ КЭС с начальным давлением 23,54 МПас промежуточным перегревом пара, аналог блокаК-300-240 (КЭС 2);

• ПГУ КЭС с котлом-утилизатором (КУ) одногодавления без промежуточного перегрева пара илиПТУ КЭС на суперсверхкритические параметры сдвойным промежуточным перегревом пара (КЭС 3);

• ПГУ с КУ двух давлений с промежуточнымперегревом пара для паровой турбины (КЭС 4).

Результаты расчётов приведены на рисунке 4.

Рис. 4. Зависимость Bс от температуры прямойсетевой воды для различных замыкающих КЭС




22

Анализ результатов расчёта показывает, что сувеличением эффективности замыкающей КЭСоптимальная температура прямой сетевой водыснижается. Это объясняется тем, что с её ростомувеличиваются технологические потери через изо-ляцию сетевых трубопроводов и, соответственно,увеличивается как мощность, так и расход топли-ва непосредственно на источнике теплоты при не-изменном тепловом потреблении. В этих условияхсокращается расход теплоносителя, что снижаетрасход электроэнергии на привод сетевых насо-сов. Всё перечисленное увеличивает отпуск элек-троэнергии от ТЭЦ, а значит, сокращает расходтоплива на замыкающей КЭС. Однако чем совер-шеннее КЭС, тем меньше эффект от применениятеплофикации [4] и меньше сказывается недовы-работка электроэнергии на ТЭЦ на системный пе-рерасход топлива. По этой причине оптимальноезначение температуры прямой сетевой водыуменьшается с увеличением эффективности КЭС.

ДОЛЯ НАГРУЗКИ ГВС ОТ ОБЩЕЙРАСЧЁТНОЙ ТЕПЛОВОЙ НАГРУЗКИ

В каждой системе теплоснабжения тепловойпотребитель характеризуется своими особенно-стями, к которым можно отнести долю нагрузки ГВСот общей расчётной тепловой нагрузки. Исходя изэтого, были выполнены расчёты для определениявлияния доли ГВС на величину оптимального зна-чения температуры прямой сетевой воды (рис. 5).

Рис. 5. Зависимость Bс от температуры пря-мой сетевой воды для различной доли нагрузки ГВС

Из представленных на рисунке 5 графиков сле-дует, что с увеличением доли ГВС увеличиваетсяоптимальное значение температуры прямой сете-вой воды. Ранее [2] нами была установлена гра-фическая зависимость оптимальной температурыпрямой сетевой воды от температуры наружноговоздуха и величины относительных тепловых по-терь. При фиксированном значении температурынаружного воздуха с ростом относительных теп-ловых потерь снижается оптимальное значениетемпературы прямой сетевой воды. С ростом долиГВС уменьшаются относительные тепловые потери,поэтому увеличивается температура сетевой воды.

МОЩНОСТЬ КОРРЕКТИРУЮЩЕГОНАСОСА НА ЦТП

Традиционно корректирующие насосы относятк ЦТП или потребителю, тем самым “вытесняя” ихиз рассматриваемых систем теплоснабжения и не

учитывая при определении температурных графи-ков. Однако работа этого оборудования, как и лю-бого другого потребителя электрической энергии,оказывает влияние на режимы работы замыка-ющей КЭС в энергетической системе. Исключе-ние корректирующих насосов из расчётов опти-мальной температуры прямой сетевой воды мо-жет исказить полученные результаты. Для под-тверждения сказанного были выполнены соответ-ствующие расчёты (рис. 6).

Рис. 6. Зависимость Bс от температуры пря-мой сетевой воды для различных напоров кор-ректирующих насосов на ЦТП

Чем ниже температура прямой сетевой воды,тем меньше расход коррекционной воды и мень-ше мощность корректирующего насоса. В то жевремя, чем выше рабочее давление коррекцион-ной воды, тем больше мощность корректирующе-го насоса. С ростом температуры прямой сетевойводы и рабочего давления коррекционной водыпотребление электроэнергии корректирующим на-сосом Экр возрастёт и, соответственно, возрас-тут топливные затраты Bкр на замыкающей КЭС.Таким образом, чем меньше напор корректиру-ющего насоса, тем меньше Bкр оказывает влия-ние на системный расход топлива. Поэтому с ростомнапора корректирующего насоса оптимальная тем-пература прямой сетевой воды снижается (рис. 6).

ВОЗМОЖНОСТЬ ОТПУСКА ТЕПЛОТЫС РАЗЛИЧНЫМИ ТЕМПЕРАТУРАМИ

ПРЯМОЙ СЕТЕВОЙ ВОДЫДля систем теплоснабжения с полностью ав-

томатизированными абонентскими установками[6; 7] возможна работа с различными значениямитемпературы прямой сетевой воды. Её нижнее пре-дельное значение определяется условием обес-печения качественного теплоснабжения потреби-телей, верхнее — технической возможностью экс-плуатации технологического оборудования и усло-вием предотвращения вскипания сетевой воды.Традиционно для действующих систем принима-ются температурные графики 150/70 или 130/70 °С[1; 8]. Однако в последнее время наблюдается не-обоснованный переход на пониженные температур-ные графики, что в случаях отсутствия полной ав-томатизации систем теплоснабжения приводит кнегативным последствиям [9; 10]. По этим причи-нам мнения энергетиков разделились: одни считают,что необходимо возвращаться к графику 150/70°С,другие — что переход к пониженному температур-ному графику обоснован.




23


Рассмотрим эффективность работы описаннойсистемы теплоснабжения при различных темпера-турах сетевой воды с фиксированными внешнимифакторами. За базовый вариант принимаем отпусктеплоты с температурой tпсб = 78°С, что соответ-ствует температурному графику 130/70°С при тем-пературе наружного воздуха –5°С, с системнымрасходом топлива Bсб. Для упрощения анализаостановимся на четырёх возможных температур-ных режимах:

• вариант 1. Температура прямой сетевой водыtпс1 = 89°С, что соответствует температурному гра-фику 150/70°С при температуре наружного возду-ха –5°С. Для этого случая системный расход топ-лива составляет Bс1;

• вариант 2. Температура прямой сетевой водыtпс2 = 68,32°С, с системным расходом топлива Bс2,что соответствует условию Bс2 = Bсб. Температу-ры tпс1 и tпс2 можно считать граничными условиями;

• вариант 3. Температура прямой сетевой водыизменяется в течение суток (tпс3 = var) из условияподдержания на неизменном уровне температурыобратной сетевой воды на источнике. Значениепоследней подбиралось таким образом, чтобы зна-чения температуры прямой сетевой воды находи-лись в интервале, допустимом для работы обору-дования, и не были ниже численного значения тем-ператур для систем отопления;

• вариант 4. Работа по динамическому темпе-ратурному графику, при котором температура пря-мой сетевой воды соответствует оптимальномузначению (tпс4 = opt), то есть наблюдается мини-мальный системный расход топлива.

Графики изменения температур сетевой воды втечение суток показаны на рис. 7 (варианты 1 и 2)и на рис. 8 (варианты 3 и 4). Результаты расчётовпо всем вариантам сведены в таблицу.

Рис. 7. Зависимость изменения температуробратной сетевой воды при tпс1 и tпс2

Рис. 8. Зависимость изменения температуробратной сетевой воды при tпс3 и tпс4

Рис. 9. Отпуск теплоты от ТЭЦ для различ-ных температурных режимов

Рис. 10. Отпуск электроэнергии от ТЭЦ дляразличных температурных режимов

На рисунках 9 и 10 показаны изменения отпускатепловой и электрической энергии от рассматри-ваемой паротурбинной ТЭЦ при одинаковых ме-

Температурный режимотпуска теплоты

Вариант 1Вариант 2Вариант 3Вариант 4

Расход топливана ТЭЦ, кг у.т./сутки

246920,6244705,8245612,1245064,9

Отпуск электроэнергииот ТЭЦ, кВт·ч/сутки1

172316,2167089,8168276,5168795,2

Системный показатель, кг у.т./суткиэкономия

———

192,0

перерасход536,0

—520,0

—1 С учётом потребления на нужды корректирующего насоса

Таблица. Результаты расчётов системной экономии топлива при отпуске теплотыс различными температурами прямой сетевой воды (относительно tпсб = 78°С)




24

теорологических условиях и одном и том же теп-ловом потреблении без ограничения отпуска элек-троэнергии для различных температурных режи-мов. В случае ограничений по её отпуску от источни-ков со стороны объединённой энергетическойсистемы могут появиться температурные режимы,в которых работа ТЭЦ окажется невозможной(табл. и рис. 10).

ВЫВОДЫ1. На значения оптимальной температуры се-

тевой воды оказывает влияние ряд факторов, независящих от производителя тепловой энергии, ко-торые необходимо учитывать при разработке тем-пературных графиков.

2. Для полностью автоматизированных системтеплоснабжения отпуск теплоты может осуществ-ляться с любой температурой теплоносителя безущерба для потребителя в пределах техническойвозможности работы оборудования и условий обес-печения качественного теплоснабжения.

3. Существует оптимальный температурныйрежим в течение суток, при котором системныйрасход топлива минимальный. Этому режиму со-ответствует работа ТЭЦ по динамическому тем-пературному графику.

4. Необходимо оценить влияние различных тем-пературных режимов отпуска теплоты в течениесуток на эффективность систем теплоснабжениядля паротурбинных ТЭЦ малой мощности с учё-том транспортного запаздывания, а также расши-рить область исследований для ТЭЦ с другим ти-пом оборудования.

ЛИТЕРАТУРА1. Яковлев Б.В. Выбор оптимального проектного и экс-

плуатационного температурного графика системы тепло-снабжения // Новости теплоснабжения.— 2008.— №6.—С. 29–37.

2. Анализ режимов теплоисточника с пониженнымипараметрами теплоносителя и его влияние на расход ТЭР:отчёт о НИР / Рук. В.А.Седнин; исполн. М.Л.Богданович и др.—Мн.: БНТУ, 2008.— 61 с.

3. Зингер Н.М., Бестолченко В.Г., Жидков А.А. Повы-шение эффективности работы тепловых пунктов.— М.:Стройиздат, 1990.— 188 с.

4. Андрющенко А.И., Николаев Ю.Е. Эффективностьтеплофикации в современных условиях и факторы, еёопределяющие // Вестник СГТУ.— 2008.— №1.– С. 39–44.

5. ГПО “Белэнего”: Годовой отчёт 2007 (Официальноеиздание).— 43 с.

6. Седнин В.А., Седнин А.В. Автоматизированная си-стема управления районной котельной // Энергетика: Из-вестия ВУЗов и энергетических объединений СНГ.—2005.— №4.— С. 53–60.

7. Седнин В.А. Теория и практика создания автомати-зированных систем управления теплоснабжением.— Мн.:БНТУ, 2005.— 192 с.

8. Шмидт В.А. Теплоснабжение городов.— М.: Строй-издат, 1976.— 288 с.

9. Шарапов В.И., Ротов П.В. Регулирование нагрузкисистем теплоснабжения.— М.: Новости теплоснабжения,2007.— 164 с.

10. Мацко И.И. Анализ вариантов функционированиясистем теплоснабжения от теплоисточников РУП “Гомель-энерго” по утверждённому температурному графику //Энергия и Менеджмент.— 2009.— №2.— С. 13–15.

О НОРМИРУЕМОЙ ВЕЛИЧИНЕ СОПРОТИВЛЕНИЯГРОЗОЗАЩИТНЫХ ЗАЗЕМЛЯЮЩИХ УСТРОЙСТВ

ЭЛЕКТРОУСТАНОВОК 0,38 кВНа вопрос, поступивший в редакцию жур-

нала “Энергия и Менеджмент” от главногоспециалиста-электрика института “Гомель-облстройпроект” Быкова М.Б., отвечаетЭ.П.Ковалёв, руководитель группы отделаподстанций РУП “Белэнергосетьпроект”(письмо от 06.05.2009 г. №10-12/88 за подпи-сью главного инженера РУП “Белэнергосеть-проект” О.Е.Ямного).

Вопрос: Кабельные вставки в ВЛ-0,38 кВ за-щищаются от грозовых перенапряжений устрой-ством грозозащитных заземлений на опорах пере-хода ВЛ в кабельную. При этом нормируемая ве-личина сопротивления заземления указана как30 Ом (“Заземления на линиях электропередачинапряжением 0,38–10 кВ и ТП напряжением 10/0,4 кВ”.Арх. №15256 тм-т1, п.2.2.3) и как 10 Ом (“Методи-ческие указания по применению сезонных коэф-фициентов заземляющих устройств электроуста-

новок напряжением 0,38–10 кВ в Белорусской энер-госистеме”, таблица 4.2).

Просим разъяснить, какой должна быть норми-руемая величина сопротивления грозозащитных за-земляющих устройств электроустановок 0,38 кВ.

Ответ: Выполнять защиту кабельных вставок вВЛ-0,38 кВ в Белорусской энергосистеме следует,в соответствие с ведомственным нормативно-ме-тодическим документом “Заземления на линияхэлектропередачи напряжением 0,38–10 кВ и ТПнапряжением 10/0,4 кВ”. Арх. №15256 тм-т1-2”.

При использовании ВНМД “Методические ука-зания по применению сезонных коэффициентов за-земляющих устройств электроустановок напряже-нием 0,38–10 кВ в Белорусской энергосистеме” дляопределения допустимых величин сопротивлениязаземления для защиты кабельных вставок вВЛ-0,38 кВ следует руководствоваться строкой1 таблицы 4.2. Строки 2–4 таблицы относятся кэлектроустановкам напряжением 6–10 кВ.




25


ВОПРОС-ОТВЕТРазъяснения по вопросам электротехнического проектирования даёт

главный специалист-электрик РУП “Институт Белгоспроект” Анатолий Лазаревич Левин

Шпилевой В.Н., главный специалистОАО “Институт “Могилёвгражданпроект”Вопрос: Прошу дать разъяснение о необходи-

мости (правомочности) применения системы за-земления типа IT в помещении палат интенсивнойтерапии, как того требуют пп. 5.3 и 11.5 с учётомтребований п.3.5.3 ТКП 45-4.04-86-2007 “Здания ипомещения лечебно-профилактических организа-ций. Электротехнические системы. Правила про-ектирования”.

Ответ: Согласно пункту 5.3 ТКП 45-4.04-86-2007,палаты интенсивной терапии относятся к медицин-ским помещениям группы 2, т.е. к помещениям, вкоторых, согласно пункту 3.5.3, применяется ме-дицинское электрооборудование, имеющее рабо-чие части, находящиеся в прямом либо косвенномконтакте с сердцем. При этом на изделия меди-цинской техники классов А и Б по ГОСТ 20790-93,располагающиеся в окружающей пациента средетаких помещений, распространяются требования,указанные в пункте 11.5, в частности, их электро-снабжение необходимо выполнять с изолирован-ной нейтралью с защитным электрическим разде-лением цепей (система IT с разделительным транс-форматором). В этом же пункте чётко указаны ивозможные отступления от обязательных требо-ваний.

Лазаревич А.Л., ведущий инженерПИПК “Минсксельстройпроект”

Вопрос 1: Требуется ли установка светильни-ка над входом в помещения ТП, ГРП и различныхвспомогательных зданий, согласно п.6.50д (изм. 2)СНБ 2.04.05-98? Если да, то где устанавливатьвыключатель: снаружи или внутри?

Ответ: Содержащееся в главе 7.1 ПУЭ изд. 6обязательное требование об установке светиль-ника над входом (пункт 7.1.41) распространяетсяна жилые и общественные здания. Учитывая, чтоТП и ГРП относятся к сооружениям, функциониру-ющим без постоянного присутствия обслужива-ющего персонала, а плановые регламентные ра-

боты проводятся в светлое время суток, установ-ка светильника над входом в их помещения неце-лесообразна.

Что касается требования упомянутого в вопро-се пункта 6.50д СНБ 2.04.05-98, то минимальнаяосвещённость входов в здания может быть обе-спечена светильниками наружного освещения тер-ритории без излишних материальных затрат.

Вопрос 2: В помещениях ТП, ГРП, в которыхотсутствуют окна, освещение выполнено двумясветильниками. Целесообразно и нужно ли управ-лять освещением с помощью двух выключателей?

Ответ: Учитывая нечастые посещения подоб-ных сооружений и мизерный расход электроэнер-гии при включении одного светильника, решение ораздельном включении каждого из 2-х светильни-ков вряд ли может быть обосновано технико-эко-номическим расчётом, подтверждающим эффек-тивность окупаемости дополнительных затрат. Вэтой связи следует признать нецелесообразностьраздельного управления освещением двух све-тильников.

Вопрос 3: Согласно п.2.3.94 ПУЭ, при пересе-чении двух кабельных линий разделение кабелейпри уменьшении слоя земли между ними должнобыть предусмотрено на всём участке пересече-ния плюс до 1 м в каждую сторону плитами илитрубами. Это разделение подразумевается длядвух пересекаемых кабелей или можно только одиниз кабелей проложить в трубе?

Ответ: Вряд ли может возникнуть вопрос о раз-делении пересекающихся кабелей двумя рядамиплит, упоминаемых в указанном пункте ПУЭ. Та-ким же неоправданным будет и решение о заклю-чении каждого кабеля в самостоятельную трубу.Достаточным является заключение в трубу толь-ко одного кабеля (желательно того, который про-кладывается снизу, ибо тогда при замене нижнегоне будет “травмироваться” кабель, лежащийсверху).




26

НАЛАДКА ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯПРИ РЕКОНСТРУКЦИИ НАЦИОНАЛЬНОГОАКАДЕМИЧЕСКОГО БОЛЬШОГО ТЕАТРА

ОПЕРЫ И БАЛЕТА РЕСПУБЛИКИ БЕЛАРУСЬК.М.Авин, начальник МСУ “Электроналадка”

Открытие здания Национального академиче-ского Большого театра оперы и балета после мас-штабной реконструкции стало значительным со-бытием не только в жизни поклонников Мельпоме-ны, но и всей страны.

Президент Республики Беларусь А.Г.Лукашен-ко во время торжественного открытия 8-го мартатекущего года отметил, что это величественноесооружение, ставшее визитной карточкой Минскак своему 70-летию, получило новую жизнь.

Построенное в 30-е годы прошлого столетия попроекту архитектора Иосифа Лангбарда зданиеБольшого театра постепенно ветшало, и ему по-надобилось серьёзное обновление. Реставрацияи реконструкция сооружения, начатые по поруче-нию Главы государства, осуществлены в рекорд-но короткие сроки — всего за три года. Генераль-ным подрядчиком по всему комплексу реставра-ционно-монтажных работ была утверждена строи-тельная фирма “Эльвира”. Узкоспециальные ра-боты выполнялись многочисленными подряднымиорганизациями, представляющими как Минск, таки разные регионы республики.

Минскому спецуправлению “Электроналадка”были поручены работы по наладке и испытаниюсистемы электроснабжения и электрооборудова-ния сцены.

По проекту электроснабжение театра осуществ-ляется от четырёх независимых источников пита-ния напряжением 10 кВ через распредустройство,состоящее из четырёх секций. К ним подключенычетыре силовых трансформатора 10/0,4 кВ мощ-ностью по 1000 кВ·А (по одному к каждой секции),от которых запитаны электрощитовая 0,4 кВ и око-ло 70 силовых и осветительных щитов. Распред-устройство оборудовано современными средства-ми защиты на базе микропроцессорных релеMICOM Р-127 и Р-921 и телемеханикой, позволя-ющей без присутствия оперативного персоналаконтролировать положение коммутационных аппа-ратов и управлять ими с диспетчерского пункта, атакже снимать показания измерительных приборов.Надёжность электроснабжения театра обеспечи-вается четырьмя комплектами АВР на стороне10 и 0,4 кВ (по два на каждой). Все работы по на-ладке, испытанию и вводу в действие объектовэлектроснабжения были закончены нашими спе-циалистами в декабре 2008 г.

Наиболее сложным для нас этапом реконструк-ции театра стала модернизация технологическогооборудования сцены.

Поставленный немецкой фирмой СБС “Бюнен-техник” сценический комплекс представляет собойсистему технологических механизмов, приводимыхв действие большим количеством электро- и гид-роприводов. Достаточно сказать, что его электри-ческая часть состоит из 230 электродвигателеймощностью от 0,5 до 63 кВт, 164 преобразовате-лей частоты и 57 шкафов управления. Всё это обо-рудование размещается как под сценой, так и надней и управляется с центрального пульта. Самасцена имеет довольно внушительные размеры.Площадь её составляет 1000 м2. В её задней час-ти расположена так называемая арьерсцена, со-стоящая из двух концентрически расположенныхкругов. Скорость и направление вращения их мо-жет регулироваться с центрального пульта управ-ления (ЦПУ). Предусмотрена также возможностьувеличения размеров сцены за счёт подъёма ор-кестровой площадки.

Условно всё оборудование сцены можно раз-делить на две части — верхнюю и нижнюю меха-низации. К верхней относятся: занавесы (антракт-но-раздвижной и противопожарный), подъёмы де-кораций, софитные подъёмы, портальный софит-ный мост, подъёмные цветовые башни, индивиду-альные подъёмы, механизмы полёта, портальныекулисы, боковые подъёмы, система дымовых лю-ков и много вспомогательного оборудования. Рас-




27


положено оно на разных уровнях, от отметки+3,0 до +27,0 метров.

Оборудование нижней механизации сцены рас-положено в так называемом “трюме” глубиной15 метров. Сюда входят: подъёмно-опускная пло-щадка оркестра, фура оркестра, осветительнаярампа сцены, подъёмная площадка арьерсцены,сейф кассетный (используется для хранения де-кораций), балетная фура, фура с поворотным кру-гом и кольцом, люки-провалы, подъёмник декора-ций, накатная фура с бегущей дорожкой, гидрав-лическая насосная станция, подъёмно-опускныеплощадки сцены (21 шт.).

Большая часть оборудования нижней механи-зации сцены имеет электро- и гидравлический при-воды. К примеру, её подъёмно-опускные площад-ки с помощью комбинированного привода — элек-трического и гидравлического — могут заниматьразличные положения в пространстве (поднимать-ся, опускаться, поворачиваться вокруг своей оси),что позволяет создавать своеобразный рельефсцены. Этот эффект широко используется в со-временных театральных проектах.

К наладке и испытанию электрооборудованиясцены мы приступили в конце января 2009 г. Напервом этапе эти работы выполнялись параллель-

но с технологическим и электрическим монтажомоборудования, который проводили, соответствен-но, специалисты ОАО “Промтехмонтаж” Министер-ства архитектуры и строительства и ОАО “Элек-троцентромонтаж” Министерства энергетики. Шеф-монтаж осуществляли сотрудники немецкой фир-мы СБС “Бюнентехник”. График выполнения мон-тажных и наладочных работ был весьма жёстким.Конечная дата ввода объекта в эксплуатацию —8-е марта 2009 г. — никак не корректировалась ини при каких обстоятельствах не ставилась подсомнение. Приходилось работать в две смены.Наибольшие трудности вызывало не только слож-ное оборудование, но и многие проектные неувяз-ки. Дело в том, что у наших и немецких специали-стов разные подходы как к самому проектированию,так и к оформлению проектных документов, вслед-ствие чего часто приходилось работать по их эс-кизным вариантам. Положение спасал высокийуровень квалификации наладчиков и монтажников.

Выполнение графика производства работ в те-атре постоянно рассматривалось на заседанияхспециально созданного штаба, проходивших трираза в неделю (понедельник, среда и пятница) подруководством двух заместителей Министров —С.Г.Ласточкина (Минстройархитектуры) и Д.Ю.Гри-дюшко (Минкультуры). На них оперативно прини-мались решения по устранению различных неувя-зок при выполнении работ по реконструкции теат-ра. Аналогичный анализ обстановки на объектепроводился в МСУ “Электроналадка” на производ-ственных совещаниях.

За весь период работы в театре силами специ-алистов управления выполнены испытания и на-ладка системы электроснабжения здания и боль-шого количества технологического оборудованиясцены. Многие работы выполнялись параллельнос монтажными, и даже с проектными, и то, что намудалось обеспечить их своевременное окончание, —большая заслуга начальника участка М.О.Шуто-ва, прораба В.Б.Толкача, непосредственного ру-ководителя работ С.Е.Линчика.




28

О НЕКОТОРЫХ АСПЕКТАХЭКСПЛУАТАЦИИ ТЕХНИЧЕСКИХ УСТРОЙСТВ,

ПОДКОНТРОЛЬНЫХ КОТЛОНАДЗОРУА.Д.Чугунов, заместитель начальника управ-

ления по котлонадзору Госпромнадзора МЧС Рес-публики Беларусь

В 4489 организациях различных форм соб-ственности Республики Беларусь в эксплуа-тации находятся 24637 объектов котлонад-зора, представляющих повышенную опас-ность для обслуживающего персонала. В томчисле 7639 паровых и водогрейных котловвысокого и среднего давления, более 6000 ко-тельных низкого давления, в которых экс-плуатировалось более 16000 котлов, 14415 со-судов, работающих под давлением, 1236 тру-бопроводов пара и горячей воды общей про-тяжённостью более 350 км.

Организация безопасной эксплуатацииэтих технических устройств регламентиру-ется Законом Республики Беларусь “О про-мышленной безопасности опасных производ-ственных объектов”. От состояния котель-ного оборудования и сосудов, работающих поддавлением, зависят не только надёжностьэнергоснабжения, комфортные условия жиз-ни людей, особенно в отопительный период,но и устойчивость и эффективность произ-водства продукции, её конкурентоспособ-ность.

ОРГАНИЗАЦИОННО-ТЕХНИЧЕСКИЕ АСПЕКТЫОБЕСПЕЧЕНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ

В целом техническое состояние источников теп-лоснабжения соответствует требованиям безопас-ности. Однако в процессе проводимых государ-ственными инспекторами обследованиях, выявля-ется ряд нарушений, как технических, так и в орга-низации работы, которые могли существенно по-влиять на устойчивую и безопасную эксплуата-ции котельного оборудования и негативно сказать-ся на обеспечении тепловой энергией потребите-лей.

Основными нарушениями, выявленными припроведении обследований объектов, являются:

• низкий уровень подготовки лиц техническогонадзора, чему способствует нестабильное финан-совое состояние ряда предприятий и, как след-ствие, частая смена ответственных лиц;

• низкий контроль за производственной дисцип-линой со стороны руководства предприятий;

• эксплуатация физически и морально устарев-шего оборудования, не прошедшего техническоедиагностирование в необходимом объёме;

• невыполнение графиков ППР и техническогоосвидетельствования объектов;

• отсутствие должного контроля за водно-хи-мическим режимом работы котлов;

• непринятие мер по повышению квалификацииперсонала;

• бездействие или неправильная работа прибо-ров автоматики безопасности;

• отсутствие (либо истечение срока действия)лицензии на право эксплуатации котлов, сосудов,работающих под давлением.

Одной из важных причин указанных нарушенийявляется то, что министерствами, ведомствами,облисполкомами и райисполкомами не принятынадлежащие меры по повышению персональнойответственности руководителей предприятий иорганизаций за обеспечение технической исправ-ности и безопасности объектов котлонадзора.

Организация безопасной эксплуатации техни-ческих устройств, в первую очередь, зависит оторганизации производственного контроля в самихорганизациях, занятых их эксплуатацией, т.к. госу-дарственный инспектор в состоянии провести про-верку соблюдения требований Правил в лучшемслучае один раз в год.

Примером неудовлетворительного производ-ственного контроля может служить групповой не-счастный случай со смертельным исходом, про-изошедший в котельной д. Арабовщина КУМПП“Барановичское РЖКХ”. 24 марта 2009 г. рабочиеэтой котельной проводили ремонтные работы внут-ри топки одного из котлов с грубейшими наруше-ниями действующих правил и инструкций: безоформления наряда-допуска и наличия лицензиина ремонт котлов с применением сварки; газоходремонтируемого котла не был отключён герметич-но от общего газохода котельной; принудительнобыла заблокирована автоматика безопасности пу-тём установки в электрической части горелок пе-ремычек, что допускало эксплуатацию котлов врежиме малого горения с неработающим дымосо-сом. Оголовок дымовой трубы разрушен, а саматруба в верхней части имела сквозные дыры, чтопривело к нарушению работы газового тракта вцелом. В результате отравления угарным газомбыло смертельно травмировано 5 человек. Необ-




29


ходимо отметить, что все они находились в раз-ной степени алкогольного опьянения. Этот случайпроизошёл только из-за низкой трудовой дисцип-лины и отсутствия необходимой требовательностисо стороны руководства организации.

При обследовании в рамках технического осви-детельствования котлов котельной №3 УП “За-славское ЖКХ”, переведённых в водогрейный ре-жим, в феврале–марте 2009 г., на внутренних по-верхностях нагрева было выявлено наличие наки-пи толщиной до 18 мм. Расследованием былоустановлено, что в порядке эксперимента длядокотловой обработки воды в конце 2007–2008 гг.было решено применить технологию стабилизаци-онной обработки воды реагентом СК-110 с исполь-зованием установки типа “ХОВ-АНВИ-ШАКУ” рос-сийского производства для систем отопления игорячего водоснабжения. Её применение для до-котловой обработки воды с возможностью отказаот проектной натрий-катионитной обработки былосогласовано с головной специализированной орга-низацией ОАО “Белэнергоремналадка” (письмо от30.06.2005 №29/3353).

В результате проведённого эксперимента ко-тельной УП “Заславское ЖКХ” причинён значитель-ный материальный ущерб, связанный с проведе-нием внепланового капитального ремонта котлов,а также из-за перерасхода газообразного топлива,применяемого в котлах.

ЭКСПЛУАТАЦИЯ ОБОРУДОВАНИЯ, ОТРАБО-ТАВШЕГО РАСЧЁТНЫЙ СРОК СЛУЖБЫ

В настоящее время в республике имеется зна-чительное количество технических устройств (кот-лов и сосудов, работающих под давлением), от-работавших расчётные (назначенные) сроки служ-бы. Их дальнейшая эксплуатация допустима приусловии разработки и согласования с Госпромнад-зором соответствующей инструкций по техниче-скому диагностированию и качественном проведе-нии предписанных в ней работ. Однако необходи-мо отметить, что эти инструкции в своём боль-шинстве не отвечают всем предъявляемым к нимтребованиям, в результате чего разрабатывающимих организациям, занимающимся диагностикой,приходится переделывать их по нескольку раз.

Анализ статистических данных по составу обо-рудования показывает, что, несмотря на проведе-ние реконструкции и модернизации основных про-изводственных фондов, количество котлов, отра-ботавших расчётный срок службы, не снижается.Так, количество таких котлов в процентном отно-шении к установленным составляет:

• паровых котлов с давлением пара более0,07 МПа — 48,8%;

• водогрейных котлов с температурой нагреваводы более 1150С — 79,6%;

• котлов низкого давления (паровых и водогрей-ных) — 44,1%.

Количество котлов высокого и среднего давле-ния, отработавших нормативный срок службы, при-ведёно в таблице.

Таблица. Количество котлов высокого и среднего давления, отработавшихнормативный срок службы (в процентном отношении), от общего их количества

Область Ведомство

Министерство энергетикиЖилищно-коммунальныйсекторАграрно-промышленныйсекторМинистерство архитекту-ры и строительстваМинистерство трудаи социальной защитыМинистерство промыш-ленностиГПО “Беллесбумпром”Учреждения образованияУчреждения здравоохра-ненияБелкоопсоюз

Брестская

93,4%73,9%

83,3%

66,6%

—

8,5%

34,6%——

58,7%

Витебская

80,0%75,0%

70,0%

73,0%

—

93,0%

66,0%——

55,0%

Гомель-ская88,5%70,5%

53,0%

53,5%

16,0%

55,5%

82,5%100,0%

—

57,0%

Гроднен-ская67,0%67,0%

58,0%

58,0%

—

42,0%

87,0%——

18,0%

Минскаяи Минск

86,3%82,6%

69,8%

29,5%

28,4%

74,2%

27,6%29,4%41,5%

30,2%

Моги-лёвская

98,0%88,0%

69,0%

56,0%

—

96,0%

90,0%——

79,0%




30

Аналогичная картина наблюдается и по сосу-дам, работающим под давлением, со сроком экс-плуатации, превышающим нормативный. Они со-ставляют 52,3% от установленных.

Динамика ликвидации потенциально опасныхтехнических устройств, подконтрольных котлонад-зору, начиная с 2004 года, показана на рисунке.

Как видно из приведённых данных, в республи-ке сохраняется тенденция старения основных фон-дов, обеспечивающих энергоснабжение организа-ций и объектов социальной сферы. Проводимыхмероприятий по реконструкции и модернизациисуществующих котельных явно недостаточно дляобеспечения требований безопасности. Рост коли-чества котлов, отработавших нормативный срокслужбы и не прошедших либо прошедших не в пол-ном объёме техническое диагностирование, уве-личивает вероятность возникновения чрезвычай-ных ситуаций на источниках теплоснабжения. Осо-бую тревогу вызывает то, что в республике край-не медленными темпами проводится работа позамене водогрейных котлов с температурой нагреваводы более 1150С, которые обеспечивают тепло-вой энергией в основном жилой фонд и объектысоцкультбыта, а также целые районы в городах.

ЭКСПЛУАТАЦИЯ КОТЛОВНА ДРЕВЕСНОМ ТОПЛИВЕ

Перевод котельных на местные виды топлива,в частности, древесное, в первую очередь, пред-усматривает установку новых котлов, специальноразработанных для его сжигания. Однако часто дляэтого используются котлы типа “Минск”, “Универ-сал”, “Энергия” и др., предусмотренные для сжи-гания каменного угля и торфобрикета. В результа-те не только существенно снижается их КПД, но ине обеспечивается необходимая температура теп-лоносителя. Кроме того, сжигание дров в таких кот-лах предусматривает их предварительную подго-товку, т.е. распиловку и колку на куски определён-ных размеров для загрузки в топку. На практике,персонал, обслуживающий котлы, всё рабочеевремя занятый этой работой, осуществляемой

вручную, не в состоянии следить за котлами ивспомогательным оборудованием. Для обеспече-ния надлежащего контроля, целесообразно на каж-дом районном предприятии жилищно-коммуналь-ного хозяйства организовать централизованнуюмеханизированную подготовку дров. Имеют местослучаи установки котлов на местных видах топли-ва в действующих котельных без проектов, безреконструкции приточно-вытяжной вентиляции, снарушением габаритов установки.

ЭКСПЛУАТАЦИЯ ОБОРУДОВАНИЯ,НЕ ИМЕЮЩЕГО РАЗРЕШЕНИЙ

ГОСПРОМНАДЗОРАВ последнее время участились случаи постав-

ки технических устройств, не имеющих разреше-ний Госпромнадзора, в соответствии с решениями,принятыми по результатам тендерных торгов.

Только за последние два года без разрешитель-ных документов поставлена регулирующая арма-тура на Минскую ТЭЦ-3 (кстати, оказавшаяся кон-трафактной), запорная арматура в РУП “Могилёв-энерго”, сосуд, работающий под давлением, напредприятие ООО “Доминвестпро” (Молодечно),котлы для Осиповичского РайПО, бывшую в упо-треблении сушилку на строящийся завод по ути-лизации животного сырья в д. Подосье Берёзов-ского района Брестской области. Без разрешенийна применение и эксплуатацию Госпромнадзора по-ступило оборудование для реконструкции Лукомль-ской ГРЭС в адрес РУП “Витебскэнерго”. Эта про-дукция также оказалась контрафактной.

Котлы-утилизаторы, поставленные ОАО “На-фтан” без соответствующих разрешений Госпром-надзора и, к тому же, имевшие заводской брак,были возвращены изготовителю (ОАО “Укрхим-энерго”).

Анализ чрезвычайных ситуаций, произошедшихна объектах, подконтрольных котлонадзору, за по-следние 8 лет, показывает, что около 50% связа-ны со взрывами газовоздушной смеси в топках кот-лов во время остановок и розжигов. Как правило,эти аварии связаны с неправильными действиямиобслуживающего персонала. В значительной сте-пени влияние человеческого фактора на безопас-ность эксплуатации котлов можно избежать,оснастив горелки устройствами контроля герметич-ности запорной арматуры. На этот счёт есть соот-ветствующее решение коллегии Госпромнадзора(№47.1 от 22.09.2006). Однако до настоящего вре-мени эта работа в республике проводилась неэффективно: лишь 49,4% горелок единичной мощ-ностью 100 кВт и более оснащены устройствамиконтроля герметичности запорной арматуры.

Рис. Динамика ликвидации потенциально опасныхтехнических устройств, подконтрольных котло-надзору



Модернизация системгазоснабжения с установкойконтроля герметичности, автоматизацией процесса —проект, поставка, пусконаладка

ТРАНСФОРМАТОРЫ ТОКАНУЛЕВОЙ ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОСТИ

Разработка, производство стандартных и специальных трансформаторов тока.

Расширенный диапазон по току, частоте и вторичной нагрузке с соблюдением класса точности.

Любое сочетание класса точности (до 0,2S) и нагрузки (от 1 ВА и выше).

Возможность изготовления трансформаторов тока с несколькими сердечниками (до 5-ти), с разными коэффициентами трансформации, с переключением по первичному току.

Возможность изготовления трансформаторов с различными значениями коэффициента безопасности приборов и предельной кратности.

Возможность изготовления трансформаторов с большими значениями токов термической и динамической стойкости при малых номинальных токах.

ИП “Белтрансформэлектро” Ул. Интернациональная, 11, офис 115, Минск, 220030

Тел. +375 (17) 226 00 67, тел./факс 200 62 05E-mail: [email protected] www.kztt.ru

ТЛП-10-1 ТЛП-10-2 ТЛП-10-3 ТЛП-10-4 ТЛП-10-5

ТЛ0-10 ТЛ0-24 ТЛ0-35

Трансформаторы тока ТЗЛК и ТЗЛКР разрезной

в четырёх вариантах конструктивного исполнения

с диаметром проходного отверстия 70, 102, 125 и 206 мм.

КИП: электронные термометры, пирометры, кабелеискатели, течеискатели, трассоискатели, влагомеры, измерители шума и вибрации, тепловизоры, ультразвуковые приборы для энергоаудита и диагностики

Поставка энергосберегающего оборудования:• котлов на местных видах топлива (опилки, щепа, гранулы)• газовых котлов• систем частотного регулирования на напряжение 0,4–10 кВ (полный комплекс работ от проекта до ввода в эксплуатацию)• линий по приготовлению гранулированного топливаКомплектация электротехнических лабораторий Поставка, монтаж и наладка учёта и регулирования тепловой энергииЭнергоаудит организаций для определения реального потенциала энергосбережения и оценки эффективности использования ТЭРТехнико-экономическое обоснование энергосберегающих мероприятийРазработка норм расходов ТЭР

ПРОДАЖА • РЕМОНТ • ГАРАНТИЯ

СДЕЛАЙТЕ БЕЗУПРЕЧНЫЙ ВЫБОРВыбирая сотрудничество с нами — Вы приобретаете надёжного партнёра!

СООО «ПромЭнергоКомплекс»Пер. Уральский, 15220037, Минск

Тел./факс(017) 294 36 35, 227 04 54, 27 07 20, 294 37 90(029) 603 49 63, 763 36 35

Http://www.pek.byE-mail: [email protected]

УНП 190966098

Аквалэнд (17) 262 40 46Белконтракт ТМ (17) 291 90 21Белнасоспром (17) 313 45 30Белтепломашстрой (17) 258 48 30Белэкполь (17) 280 63 94Герц-Техникс (17) 210 55 87Диамаш-М (17) 275 31 25

Евровода (17) 243 55 53Промэнергосервис (17) 278 17 29Теплолэнд (17) 229 15 17Тепломаркет (17) 290 82 70Триатерм-плюс (17) 237 11 87Фортэкс-ВТ (212) 24 02 18 Югнаст (17) 291 56 46

Сильнее обстоятельств

** Насос Alpha2 получил 2 премии как самый энергоэффективный насос на авторитетной выставке «Mostra Convengo» 2008

Официальные дилеры GRUNDFOS в Республике Беларусь

Grundfos. Технология свободы

Тропическая оранжерея? Экзотический террариум?Или просто тепло и уют в Вашем доме?Alpha2 поможет воплотить любую мечту в реальность!

Интеллектуальный насос Alpha2 является самымэнергоэффективным** насосом для отопительных систем.Он самостоятельно выбирает наиболее рациональный режимработы, не допуская сбоев и ошибок.

Представительство GRUNDFOSв Республике БеларусьУл. В.Хоружей, 22, 11 этаж, офис 1105Минск, 220123Тел./факс +375 (17) 233 97 65, 233 97 69Е-mail: [email protected]

Справки и консультации:ООО “Промэнергомет”Россия, 193171, Санкт-ПетербургУл. Полярников, 9Тел. +7 (812) 449 79 35, 449 79 36Факс 449 79 37E-mail: [email protected]

ОСНОВНЫЕ ДОСТОИНСТВАИ ПРЕИМУЩЕСТВА:

• простота реконструкции топочных камер за счёт создания требуемого профиля топочного устройства непосредственно в существующей топке котла без предтопков и изолированных газоходов, без технологически сложного кипящего слоя;

• высокая степень выгорания топлива — не менее 97%;

• стабильно высокий КПД брутто котлоагре- гата — на уровне 83–85 %;

• выбросы вредных компонентов (оксидов азота, углерода, сернистого ангидрида, взвешенных частиц) в 1,5–2 раза ниже нормативных значений, что обусловлено низкотемпературным топочным процессом и ступенчатостью сжигания топлива.

Топка выделяется в существующем топоч-ном объёме котла с помощью пережима с газовыпускным окном. Вертикальные и танген-циальные воздушные струи обеспечивают двух-стороннее воспламенение частиц топлива и их возврат в зону активного горения. На выходе топки “Торнадо” устанавливается специальное сопло, обеспечивающее полное выжигание горю-чих и высокие экологические показатели.

Математическое моделирование, традицион-но применяемое при выполнении проектов, обеспечивает обработку большого объёма информации, высокую степень детализации топочных процессов и возможность быстрой оценки вариантов, что позволяет принять более обоснованные технические решения, снизить риск ошибок.

ВЫСОКОЭФФЕКТИВНАЯ ТЕХНОЛОГИЯ ВИХРЕВОГО СЖИГАНИЯ НИЗКОСОРТНОГО ТВЁРДОГО ТОПЛИВА (КОРОДРЕВЕСНЫХ

ОТХОДОВ, ДРЕВЕСНОЙ ЩЕПЫ, ЛУЗГИ, ФРЕЗЕРНОГО ТОРФА, ЛЬНОКОСТРЫ) С ПОМОЩЬЮ ТОПКИ “ТОРНАДО”

НПК “ПромЭнергоМет” выполняет полный комплекс работ (проектирование, поставку оборудования, шефмонтаж, наладку) по переводу котлов на вихревую технологию, включая реконструкцию топки, промежуточный склад, системы топливоподачи, золоулавливания и золоудаления.

ВНЕДРЕНИЕ Десятки котлов в России — на низкосортных

углях, лузге, древесных отходах. Котлы ДЕ-10, ДЕ-6,5 и ДКВр-4 в котельных ЖКХ Брестской области — на древесной щепе.

ИНН 7842372725

Оптимальность технологических схем и геометрии вихревых топок, разработанных с использованием моделирования, подтвер-ждается как экспериментально, так и опытом применения.

МИНСКПр-т Победителей, 20/2(Футбольный манеж)

14-я международная специализированная выставка

“Энергетика. Экология. Энергосбережение. Электро”

5-я специализированная выставкаэлектротехнического оборудования“ЭкспоСВЕТ”

4-я специализированная выставка“Водные и воздушные технологии”


35


КИОТСКИЙ ПРОТОКОЛ В МИРЕ.БЕЛАРУСЬ И УГЛЕРОДНЫЙ РЫНОК

И.В.Войтехович, инженер РУП “Белинвест-энергосбережение”

Последние тенденции развития углеродно-го рынка свидетельствуют о том, что про-цесс торговли сокращениями выбросов и по-иска соответствующих проектов только на-бирает обороты, охватывая всё новые стра-ны, сектора, и превращается в одну из веду-щих двигательных сил мирового техническо-го прогресса и экономического роста.

В 2008 г. оборот углеродного рынка составил4,9 млрд. тонн СО2экв (на 83% больше, чем в 2007 г.),что в денежном выражении составляет 122 млрд. USD.Наибольшая доля рынка (около 75%) приходитсяна страны Европейского Союза, где разработана идействует Европейская схема торговли выброса-ми парниковых газов (ПГ). Согласно ей, наиболеекрупным компаниям-эмитентам выбросов ПГ вы-даётся (продаётся) определённое количество квот(разрешений) на эти выбросы. В течение всего годапредприятие может свободно ими торговать, од-нако этими же разрешениями оно и отчитывается,согласно ежегодно произведённым выбросам.Если их количество превышает количество разре-шений, предприятие платит штраф в размере100 евро за тонну СО2экв. Тогда становится оче-видным, что предприятию выгоднее купить сокра-щения выбросов на рынке по цене пусть даже30 евро, чем платить значительную сумму в видештрафных санкций.

Рассмотрим простой пример. Предприятие А еже-годно выбрасывает 100000 тонн СО2экв (1 квота == 1 т СО2экв). Прежде чем выдать квоты, государ-ство определяет, на сколько каждое предприятиедолжно сократить количество выбросов ПГ, и сучётом этого выделяет ему квоты. Если, напри-мер, для предприятия А это количество составит5000 т СО2экв, то оно получит 95000 квот. В этойситуации предприятие может действовать следу-ющим образом:

1) реализовать у себя любое мероприятие, послекоторого выбросы ПГ сократятся на 5000 тонн СО2экв;

2) купить эти 5000 т СО2экв на рынке, заплатив150000 USD из расчёта 30 USD за тонну;

3) по окончании отчётного года заплатить штрафв размере 500000 USD.

Можно не сомневаться, как поступит собствен-ник предприятия, умеющий считать деньги. Поэто-му не удивительно, что в 2008 г. совокупный оборот

квот на выбросы в странах ЕС достиг 3,1 млрд. т СО2экв

(88 млрд. USD).Несмотря на многочисленные сетования на от-

каз США ратифицировать Киотский протокол, ра-бота по сокращению выбросов ПГ там идёт пол-ным ходом. В стране создана и действует анало-гичная европейской система квотирования и тор-говли выбросами, называемая Региональной ини-циативой по парниковым газам. Правда, пока онараспространяется только на 10 штатов, но, пооценкам компании Point Carbon, оборот углерод-ного рынка в рамках этой схемы в 2009 г. можетсоставить 70 млн. т СО2экв (240 млн. USD).

Наряду с квотами на выбросы ПГ, на углерод-ном рынке представлены и другие углеродные еди-ницы, которые отражают достигнутое сокращениевыбросов ПГ в результате реализации проектов,известные больше как проекты совместного осу-ществления (ПСО) и механизмы чистого развития(МЧР) (статьи 6 и 12 Киотского протокола, соот-ветственно). Под МЧР подразумеваются проекты,реализуемые в развивающихся странах, которыене имеют количественных обязательств по огра-ничению и сокращению выбросов ПГ (Индия, Ки-тай, Бразилия и др.); оборот рынка МЧР в 2008году составил 1,6 млрд. тонн СО2экв (24 млрд. евро).К ПСО относятся те проекты, которые реализуют-ся в странах, имеющих такие обязательства (это раз-витые страны ЕС, Россия, Украина, Австралия, Япо-ния и др.); оборот рынка в 2008 г. — 0,1 млрд. т СО2экв

(0,8 млрд. евро).

7 — Венгрия — 1%8 — Эстония — 2%9 — Латвия — 1%10 — Литва — 5%11 — Словакия — 1%12 — Германия — 1%

Рис. 1. Распределение ПСО по странам

Источник: Point Carbon, 2008

1 — Россия — 58%2 — Украина — 16%3 — Болгария — 7%4 — Чехия — 1%5 — Румыния — 2%6 — Польша — 5%




36

В последнее время начал активно развиватьсярынок торговли государственными квотами на вы-бросы ПГ. В соответствии со ст. 17 Киотского про-токола, страны, имеющие излишек квот (единицустановленного количества — ЕУК), могут прода-вать их странам с их недостатком. 1 квота соот-ветствует 1 т выбросов СО2экв. Полученные средствастрана обязуется израсходовать на проекты, свя-занные с предотвращением изменения климата.

Венгрия уже заработала на продаже государ-ственных квот 67 млн. евро. Чехия ведёт перего-воры об этом с Австрией, Японией, Новой Зелан-дией и Испанией на общую сумму 350 млн. евро.Украина приняла решение о продаже 50 млн. ЕУКЯпонии. По данным Point Carbon, в 2009 г. она пе-редаст Японии 15 млн. ЕУК и ещё столько же вбудущем году, что принесёт стране в общей слож-ности 300 млн. евро чистого дохода. Планируютпродажу ЕУК Польша и Латвия. В частности,Польша уже подписала три контракта на поставкуизлишка квот с Японией, Всемирным банком и Ир-ландией (через Европейский банк) и ведёт перего-воры с Австрией, Бельгией и Испанией.

Как видно, Республика Беларусь не фигуриру-ет ни в перечне стран, реализующих ПСО, ни сре-ди продающих ЕУК. Причина в том, что мы всёещё не можем использовать механизмы гибкостиКиотского протокола из-за отсутствия ратифика-ции белорусской поправки (на сегодняшний деньиз 134 стран одобрение получено только от 14).Понятно, что ратификация может не состояться втечение первого периода ответственности (до 2012 г.).В связи с этим, сейчас предпринимается многоусилий для ликвидации подобных барьеров в но-вом, пост-Киотском соглашении.

К сожалению, для многих отсутствие ратифи-кации белорусской поправки к Приложению В Ки-отского протокола является хорошим обосновани-ем перехода в “режим выжидания” или попростубездействия. Необходимо помнить, что параллель-но с “обязательным” рынком очень быстро разви-вается рынок так называемых “добровольных со-кращений” (к ним относятся сокращения выбросов,которые соответствуют не всем критериям прием-лемости в рамках механизмов гибкости Киотскогопротокола), где Беларусь может полноправно уча-ствовать, компенсируя в какой-то мере свою не-доступность к ПСО. Поэтому все те проекты, ко-торые ранее рассматривались как потенциальныеПСО, могут получить углеродное финансирование,

только уже в рамках добровольных стандартов,согласно национальной процедуре по подготовкеи утверждению проектов по добровольному сокра-щению выбросов парниковых газов.

Автор считает, что для многих предприятийоформление реализуемых у себя мероприятий поэнергосбережению или модернизации систем про-изводства в качестве проектов по добровольномусокращению выбросов ПГ с последующей их про-дажей могло бы привлечь так необходимые сей-час стране инвестиции. К сожалению, в 95% слу-чаев покупатель сокращений предпочитает не да-вать деньги до завершения реализации проекта,тем самым уменьшая свои риски, но в 100% слу-чаев берёт на себя затраты по разработке требу-емой добровольными стандартами национальнойи международной проектной документации. Не нуж-но также рассчитывать, что продажа полученныхсокращений покроет 50, а то и все 100 % от затра-ченных средств (хотя такие проекты тоже есть, восновном они связаны с утилизацией свалочногобиогаза). Обычно доля углеродного финансирова-ния не превышает 10–15 % от всех инвестиций, ноесли учесть десятилетний кредитный период упроектов по добровольным сокращениям (у ПСОон равен пяти годам) и стабильное ежегодное по-ступление в течение этого периода (пусть и неочень большой суммы!) инвестиций, почему бы непопробовать? Тем более что никаких дополнитель-ных денежных вложений и увеличения загружен-ности сотрудников (за исключением несколькихдней для сбора необходимой технической докумен-тации) предприятие не несёт. Очень часто пред-ставители многих организаций жалуются на боль-шие трудности в понимании особенностей так на-зываемых “киотских проектов” и расчёта сокраще-ния выбросов, также сложности в разработке про-ектной документации вызывает то, что все мето-дологические и технические руководства (на кото-рые должны быть ссылки при работе с подобнымипроектами) представлены на английском языке.Учитывая это, Минприроды разработало ТКП “Пра-вила оценки выбросов за счёт мероприятий поэнергосбережению и внедрению нетрадиционныхвозобновляемых источников энергии. Часть 1: Вне-дрение мероприятий по энергосбережению, гидро-электрических, ветроэнергетических, гелиоэлектри-ческих установок.” Часть 2: “Внедрение проектовпо утилизации свалочного и животноводческогобиогаза” ожидается в ближайшем будущем.




37


Эти Правила позволят практически любому спе-циалисту сделать расчёт сокращения выбросов ПГ,полученных при реализации мероприятий по энер-госбережению и внедрению нетрадиционных возоб-новляемых источников энергии, требуемых дляоформления документа о реализации ПСО (PIN).

На сегодняшний день в республике:• идентифицировано более 140 проектов (в ос-

новном это проекты по повышению энергоэффек-тивности, использованию биомассы и биогаза, сва-лочного газа, энергосбережению и использованиюВИЭ, замещению ископаемых видов топлива);

• подготовлено 40 проектных предложений (PIN)и 4 документа об организации ПСО (PDD);

• получено 15 писем поддержки и 2 письмаодобрения;

• заключена одна сделка на покупку-продажусокращений и проведены переговоры по 4-м со-глашениям;

• установлены все компоненты для реализациикак ПСО, так и проектов по добровольному сокра-щению выбросов;

• ведутся переговоры о создании регионально-го добровольного рынка (сегодня заинтересован-ность выражают Украина, Беларусь, Казахстан);

• проводится активная политика по созданию исовершенствованию законодательной и методоло-гической базы для решения проблем измененияклимата, выполнения существующих и будущихобязательств по сокращению выбросов ПГ и ис-пользования инвестиционных ресурсов, преду-смотренных как механизмами гибкости Киотскогопротокола, так и пост-Киотским соглашением.

ПЛАНЫ НА БУДУЩЕЕДоклад Международной группы экспертов по

изменению климата (МГЭИК) предлагает, чтобы к2020 г. развитые страны в целом сократили вы-бросы парниковых газов на 25–40 %, по сравне-нию с 1990 г., что приведёт к снижению в 2050 г.выбросов на 60–80 % (также по сравнению с уров-нем 1990 г.). В сочетании с ограничением, а затеми сокращением их развивающимися странами этопозволит достичь стратегической цели по предот-вращению изменения климата с достаточно высо-кой вероятностью.

ЕС в целом намерен снизить свои выбросы ПГна 20%, по сравнению с уровнем 1990 г., или дажена 30% (на период до 2020 г.) при условии, чтоаналогичные обязательства возьмут на себя

другие индустриально развитые страны, а так-же наиболее продвинутые из развивающихсястран, прежде всего, Бразилия, Индия и Китай.США также планируют взять на себя количествен-ные обязательства по ограничению и сокращениювыбросов ПГ. Предположительно, что часть их сни-жения будет достигнута за рубежом, то есть по-средством покупки квот, реализации проектов МЧРили другими способами.

Всё перечисленное, несомненно, даст новыйтолчок развитию мирового углеродного рынка. При-чём ускоренными темпами будут развиваться какрынок национальных и корпоративных квот на вы-бросы ПГ, так и рынок проектных сокращений вы-бросов ПГ. Счёт пойдёт на сотни миллиардов, а тои триллионы USD. Поэтому любые утверждения отом, что в 2012 г. Киотский протокол будет простозабыт, нельзя принимать всерьёз. Сейчас полнымходом идёт подготовка текста всемирного согла-шения, которое должно быть подписано в концетекущего года в Копенгагене и называемое ни мно-го ни мало “планом спасения планеты”. Сейчас ещёрано говорить о том, что это будет за соглашение,но даже по названию оно не будет иметь никакогоотношения к Киотскому протоколу. Стороны сей-час делают всё, чтобы оно стало его достойнымпреемником.

ВЫВОДЫЧтобы не остаться в стороне от мирового про-

гресса и получить доступ к новому, активно раз-вивающемуся мировому углеродному рынку, не-обходимо начать всерьёз контролировать и регу-лировать выбросы ПГ в стране. Это можно сде-лать либо с помощью системы технологическихнорм и стандартов для техники и оборудованиялибо через систему квот, выдаваемых компаниям-эмитентам.

В этом случае мы получим не только климати-ческую стратегию, адекватную стоящим в этойобласти задачам, но и национальную систему ре-гулирования выбросов, отвечающую мировымстандартам и полностью совместимую с систе-мами регулирования других стран. А значит, мыполучим доступ и к тем колоссальным ресурсам,которые обращаются на углеродном рынке. В про-тивном случае мы просто упустим хороший шансдля привлечения инвестиций в экономику и вне-дрения в стране наилучших используемых техно-логий.




41


ТЕРРИТОРИЯ КОНФЛИКТА:МЕТРОЛОГИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ К АСКУЭ

А.Л.Гуртовцев, к.т.н., почётный работникБелорусской энергосистемы

В последние годы назрели принципиальныеразногласия между энергетиками и метролога-ми в отношении понимания метрологии совре-менных цифровых АСКУЭ.

Энергетики рассматривают АСКУЭ как систе-му, состоящую из измерительной системы (ИС),включающую совокупность отдельных цифровыхизмерительных каналов (ЦИК), содержащих изме-рительные трансформаторы тока, напряжения имноготарифные микропроцессорные электросчёт-чики со встроенными базами данных, доступ к ко-торым возможен по цифровым интерфейсам, исистемы сбора данных (ССД) цифровых резуль-татов измерений с выходов ЦИК ИС в центры сбо-ра и обработки данных (ЦСОД). При необходимо-сти АСКУЭ дополняется системой синхрониза-ции времени.

Метрологи же с таким подходом категорическине согласны и требуют рассматривать АСКУЭ какединую, неделимую измерительно-информацион-ную систему (ИИС), подлежащую в целом и своихчастях утверждению в качестве типа средств из-мерений (СИ) или, по меньшей мере, метрологи-ческой аттестации как СИ. При этом на всю систе-му и её части устанавливаются соответствующиемежповерочные интервалы (МПИ) для периодиче-ского метрологического контроля.

Аргументы метрологов: согласно различнымметрологическим документам, например,ГОСТ 8.437-81 “Системы информационно-измери-тельные. Метрологическое обеспечение. Основныеположения” или ГОСТ Р 8.596-2002 “Метрологиче-ское обеспечение измерительных систем. Основ-ные положения”, ИИС следует рассматривать вцелом как СИ. Кроме того, все вычислительныеоперации в ней над результатами измерений не-обходимо трактовать как косвенные измерения.

Аргументы энергетиков: в АСКУЭ все измере-ния происходят только на их нижних уровнях, в ЦИК,где и заканчиваются, а далее осуществляютсянеизмерительные операции сбора, хранения, об-работки, отображения и документирования цифро-вых данных. А технические средства, с помощьюкоторых осуществляются указанные неизмери-тельные операции — цифровые каналы передачи

данных (с модемами, концентраторами, маршру-тизаторами, экранами и т.п.), устройства сбора ипередачи данных (УСПД), компьютеры с программ-ным обеспечением (т.е. все те технические нов-шества, с появлением которых технология АСКУЭпоменялась принципиальным образом), — нельзяотносить к средствам измерения.

Такая позиция метрологов Госстандарта имеет,по меньшей мере, две причины. Первая — психо-логическая, связанная с консервативным характе-ром их деятельности, инерцией мышления, не по-спевающего за бурными изменениями в технике итехнологиях. Вторая — сугубо прагматическая: ука-занные выше процедуры метрологического конт-роля стоят денег, причём немалых (в масштабахреспублики — миллионы долларов). И заплатитьих придётся не кому-нибудь, а тем самым флагма-нам реальной экономики, на которых и держитсяеё благополучие (при этом, кроме снижения конку-рентоспособности из-за дополнительных издержекна сомнительную метрологию, они, как и энерго-система, не получат ничего, кроме постоянной “го-ловной боли”). Кто из монополистов упустит свойдоход? Если вторая причина в комментариях ненуждается, то в отношении первой своё слово должнасказать научно-техническая общественность —учёные, инженеры, энергетики и потребители. Хо-телось бы напомнить простую истину: назначениеметрологии — это обслуживание насущных потреб-ностей общества. Не люди и техника для неё иметрологов, как это зачастую происходит сегод-ня, а наоборот, они для людей и техники.

С этих позиций принципиально важен вопрос отом, где же кончается измерение и метрология иначинается другая область, к которой метрологи исозданный ими закон “Об обеспечении единстваизмерений” уже не имеют никакого отношения?Метрология причисляет себя к точным наукам, ноточность любой из них, в первую очередь, прояв-ляется в корректности её понятий и определений.К сожалению, терминологическая база современ-ной метрологии во многом противоречива, чтопозволяет метрологам вольно трактовать по-нятия, причём в свою пользу, в пользу неограни-ченной экспансии метрологии в те области иоперации, к которым, по существу, она не имеетникакого отношения. Это довольно подробнорассмотрено во многих статьях автора. Здесь жеуместно сделать акцент на примере сравнения




38

МОДЕРНИЗАЦИЯ УЧЁТА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ:НУЖНА “ПЕРЕЗАГРУЗКА”

22 мая 2009 г. в рамках Белорусского про-мышленного форума состоялся семинар “При-боры учёта и внедрение систем АСКУЭ”.

В семинаре участвовали представителиэнергоснабжающих и проектных организаций,заводов-изготовителей средств учёта элек-трической энергии, РУП “БЕЛТЭИ”, “Белэнер-госетьпроект”, РУП “ОДУ”, РУП-облэнерго,ГПО “Белэнерго”, энергетических служб пред-приятий — потребителей энергии, НАН Бела-руси, БелАПЭ, Департамента по энергоэффек-тивности Госстандарта, УП “НИИСА” Госком-военпрома. К сожалению, в работе семинаране приняли участие приглашённые предста-вители Министерства энергетики и управле-ния метрологии Госстандарта.

Семинар стал последним (по сроку прове-дения) мероприятием Форума. Начавшись в10:00, он завершился после обеда, когда вы-ставка уже практически не работала. Эта хро-нология говорит о заинтересованности уча-стников, которых, кстати, собралось боль-ше 100 человек. Она объясняется высокойзначимостью проекта, существенными фи-нансовыми затратами на его реализацию, ин-тересом специалистов к новейшим техноло-гиям в области учёта электроэнергии, а так-же тем, что затрагивает экономические ин-тересы большинства предприятий, мини-стерств и ведомств. Тематика обсуждаемыхвопросов охватывала техническую полити-ку в области учёта электроэнергии, ход вы-полнения принятых программ, разработку нор-мативных правовых актов (НПА) в этой сфе-ре и др.

ТЕХНИЧЕСКАЯ ПОЛИТИКАС момента принятия Советом Министров Рес-

публики Беларусь Постановления от 2 августа 2005 г.№847 “О мерах по внедрению в республике авто-матизированной системы контроля и учёта элек-трической энергии” прошло почти 4 года. Оно по-ложило начало формированию и реализации в рес-публике новой технической политики, в соответ-ствии с которой сделан окончательный выбор впользу внедрения автоматизированного учётаэлектроэнергии с применением электронных циф-ровых программируемых многотарифных многофун-кциональных счётчиков электрической энергии.Ориентация на их использование основана на дол-госрочной перспективе развития средств измере-ний электроэнергии, то есть, на высокой их точно-сти, широком диапазоне измеряемых токов, боль-шом выборе функциональных возможностей, циф-ровых интерфейсах передачи данных.

Современные системы учёта электроэнергииобеспечивают измерение, обработку и передачу вэнергоснабжающие организации информации оботпущенных потребителям энергии и мощности.Эти данные служат основанием для проведенияденежных расчётов за поставку товарной продук-

ции, оказывая, таким образом, непосредственноевлияние на экономику энергоснабжающих органи-заций и потребителей.

Многообразие предлагаемых сегодня средствучёта электрической энергии потребовало выра-ботки единого подхода к их отбору с целью поста-вить барьер на пути использования в республикеоборудования, не отвечающего отраслевым тре-бованиям. За последние годы сформированы уни-фицированные технические требования к приборамучёта электроэнергии различных изготовителейдля применения в составе АСКУЭ и создана эф-фективная система их испытаний, что позволилозначительно повысить их качество.

В республике принят ряд нормативных право-вых технических актов, законодательно закрепля-ющих проведение политики в области приборногоучёта электроэнергии:

• Постановление Совета Министров Республи-ки Беларусь от 2 августа 2005 г. №847 “О мерах повнедрению в республике автоматизированной си-стемы контроля и учёта электрической энергии”;

• “Программа создания в республике в 2006–2012 годах автоматизированной системы контро-ля и учёта электрической энергии”, утверждённаяпредседателем Госкомвоенпрома и Министромэнергетики Республики Беларусь 30 ноября2005 года (с дополнениями и изменениями от28 января 2008 года);

• Постановление Совета Министров Республи-ки Беларусь от 11 сентября 2008 г. №1339 “Об от-дельных вопросах потребления электрическойэнергии в 2008–2009 годах”;

• Изменение №3 Пособия П2-2000 к СНБ 3.02.04-03“Электроустановки жилых и общественных зданий”;

• “Концепция приборного учёта электроэнергиив Республике Беларусь”, утверждённая Постанов-лением Министерства энергетики от 30 августа2005 г. №28;

• Указание ГПО “Белэнерго” от 3 мая 2006 года№18 “О применении нормативных документов вобласти организации расчётного учёта электриче-ской энергии”;

• Технические требования ГПО “Белэнерго” кАСКУЭ различных видов, утверждённые ГПО “Бел-энерго” в 2004 г.;

• “Положение об отраслевом перечне средствкоммерческого учёта электроэнергии для целейприменения в составе АСКУЭ”, утверждённое Ми-нистерством энергетики 29 апреля 2005 г.;

• Программы отраслевых испытаний различныхсредств учёта (трансформаторов, счётчиков, УСПД),утверждённые ГПО “Белэнерго” в 2004–2008 гг.

С началом внедрения АСКУЭ электросчётчи-ки, ставшие их элементами и уже не рассматрива-емые как завершённые технологические изделия,должны удовлетворять ряду дополнительных тре-бований: по совместимости с УСПД, скоростными другим характеристикам протокола обменаданными; обеспечению защиты информации отнесанкционированного доступа и др.




39


В свою очередь, внедрение АСКУЭ открываетперед энергоснабжающими организациями и по-требителями новые технологические возможностипо использованию данных учёта:

• эффективный контроль прохождения энергиипо всему её технологическому циклу;

• измерение средневзвешенной получасовой совме-щённой активной мощности в часы суточных макси-мальных электрических нагрузок энергосистемы;

• составление балансов электроэнергии, зафик-сированных на определённое время, что позволя-ет определять реальную (а не расчётную) вели-чину потерь электроэнергии в сетях;

• внедрение инструмента поиска очагов безу-чётного потребления (хищений) электроэнергии;

• обеспечение сопряжения баз данных АСКУЭи оперативных расчётов за потреблённые энергиюи мощность с автоматизированным разнесением со-ответствующей информации по лицевым счетам по-требителей и оформлением платёжных документов.

Очевидно, что эти возможности могут быть ре-ализованы при условии комплексного подхода ксбыту электроэнергии, что предполагает, нарядус модернизацией учёта, внедрение новых тариф-ных систем, изменение организационной структу-ры, а также отношения потребителей к электро-энергии как к высоколиквидному, специфическомутовару, потребление которого объективно обуслов-лено необходимостью соблюдения ряда режимныхтребований.

Именно такой комплексный подход заложен в“Программу создания в республике в 2006–2012годах автоматизированной системы контроля иучёта электрической энергии” (далее — Программа).

Программа включает следующие направления:• организационное обеспечение создания АСКУЭ;• разработка нормативной базы и методологи-

ческих подходов;• разработка технических аспектов и проектиро-

вание;• разработка современных тарифных планов с

учётом перспективы управления электрическиминагрузками;

• испытания технических средств-элементовАСКУЭ и экспериментальная проверка принима-емых решений;

• вопросы метрологии и защиты информации.За время, прошедшее со дня утверждения Про-

граммы, проведена значительная работа по реа-лизации её мероприятий, вместе с тем, существу-ют нерешённые проблемы, которые следует отне-сти к разряду ключевых, что ставит под угрозусрыва выполнение Программы в целом.

1. Формирование и введение “Отраслевогорекомендуемого перечня средств учёта элек-трической энергии для целей применения в со-ставе АСКУЭ” (далее — Перечень) начато в 2005году и проводилось с использованием результа-тов отраслевых испытаний в аккредитованном ис-пытательном центре РУП “Гродноэнерго” и опыт-но-промышленной эксплуатации средств учёта всоставе АСКУЭ на реальных объектах.

За истёкший период было сформировано четы-ре редакции Перечня, что позволило организоватьконструктивное взаимодействие с заводами-изго-

товителями средств учёта для проведения согла-сованной технической политики в области созда-ния АСКУЭ.

Важно отметить, что Перечень не противоречитГосударственному реестру средств измерений, аисходит из него и распространяет своё действиетолько на те средства учёта электроэнергии, ко-торые работают в составе АСКУЭ (письмо Гос-стандарта от 12.04.2005 г. № 03-24/393-р).

Ввод в действие Министерством архитектуры истроительства Изменения №3 Пособия П2-2000 кСНБ 3.02.04-03 “Электроснабжение жилых и обще-ственных зданий”, которое содержит требованиеобязательного применения на строящихся объек-тах электронных программируемых счётчиковэлектроэнергии, положил начало включению Перечняв состав нормативных правовых технических актов.

Системная работа по сопровождению Перечня,разработке соответствующих методик испытаний,оперативному анализу недостатков приборов раз-личных производителей стала катализатором про-цесса повышения их качества на заводах-изгото-вителях, включая белорусские, что положительносказалось на конкурентоспособности продукциипоследних.

Однако, несмотря на положительные результа-ты, работа по сопровождению Перечня в планНИОКТР на 2009 г. не включена, т.е. не преду-смотрены средства на её финансирование и воз-никает угроза её прекращения. Как следствие, этоприведёт к разрушению системы отраслевых ис-пытаний средств учёта, торможению процессов ихсовершенствования, а отказ от самого Перечня впринципе повлечёт наводнение белорусского рын-ка низкокачественной продукцией, не совместимойс применяемыми в РУП-облэнерго программнымии аппаратными средствами АСКУЭ.

2. Не создана единая структура, предназна-ченная для управления процессом созданияАСКУЭ, из-за чего организационные решения в этойобласти фрагментарны, случайны и неэффективны.

Стоимость реализации Программы созданияАСКУЭ оценивается в 500 млн. USD. Очевидно,что рациональное освоение этих средств не мо-жет быть организовано “на общественных началах”.Под решение масштабных задач должны быть со-зданы соответствующие структуры, мобилизова-ны лучшие кадры в этой области, созданы соот-ветствующие условия для продуктивной работы.

В настоящее время решение вопросов проек-тирования, создания и эксплуатации средств учё-та электрической энергии, а также АСКУЭ сосре-доточено в различных организациях отрасли: РУП-облэнерго, РУП “ОДУ”, РУП “БЕЛТЭИ”, ГПО “Бел-энерго” и Минэнерго при фактическом отсутствиивертикали методического руководства этой дея-тельностью. Основная организация, с самого на-чала обеспечивавшая это руководство (РУП “БЕЛ-ТЭИ”), после определения в качестве головной повнедрению АСКУЭ ММПГ УП “НИИСА” Госкомво-енпрома (Указ Президента Республики Беларусьот 9 ноября 2006 г. №655), фактически утратилалидирующее положение, что привело к ослабле-нию рычагов управления процессом созданияАСКУЭ на объектах Белорусской энергосистемы.




42

понятий “прямое измерение” и “косвенное из-мерение”.

Рассмотрим конкретное замечание РУП “Бел-ГИМ” на один из документов, подготовленный раз-работчиками АСКУЭ: “…во всех действующихТНПА, в том числе межгосударственных, ИС рас-сматривается как неделимое целое, с присущимиэтому целому функциями. УСПД в составе ИК нетолько реализует функцию измерения реальногои обеспечения единого времени системы, но и фун-кцию косвенных измерений. Как известно (исходяиз МИ 2083), функция А, которая вычисляется поформуле…, рассматривается как результат кос-венного измерения. Следовательно, УСПД имеетвсе признаки средства измерений … Предлагаемоеразделение ИК на составляющие не является про-грессивным, не способствует повышению точно-сти измерений, экономии времени и средств и про-тивопоставляет АСКУЭ аналогичным измеритель-ным системам, а особый подход разработчиковдокумента не способствует гармонизации его саналогичными международными документами”.

В общем, основой для принятия решения о том,что является измерением и средством измерения,а что нет, должен служить терминологическийстандарт СТБ П 8021-2003 (или его международ-ный аналог РМГ 29-99 “Метрология. Основные тер-мины и определения”). Согласно его п.5.1: “Изме-рение физической величины — совокупность опе-раций по применению технического средства, хра-нящего единицу физической величины, обеспечи-вающих нахождение соотношения (в явном илинеявном виде) измеряемой величины с её едини-цей и получение значение этой величины”.В при-мечании к определению сказано: “Приведённоеопределение понятия “измерение” удовлетворяетобщему уравнению измерений, что имеет суще-ственное значение в деле упорядочения системыпонятий в метрологии. В нём учтена техническаясторона (совокупность операций), раскрыта мет-рологическая суть измерений (сравнение с едини-цей) и показан гносеологический аспект (получе-ние значения величины)”.

Там же, в п.6.2, определено средство измере-ний как “Техническое средство, предназначенноедля измерений, имеющее нормированные метро-логические характеристики, воспроизводящее и(или) хранящее единицу физической величины,размер которой принимают неизменным (в преде-лах установленной погрешности) в течение извест-ного интервала времени”. Важно примечание: “При-ведённое определение вскрывает суть средства

измерений, заключающееся, во-первых, в умениихранить (или воспроизводить) единицу физичес-кой величины; во-вторых, в неизменности размерахранимой единицы. Эти важнейшие факторы иобусловливают возможность выполнения измере-ния (сопоставление с единицей), т.е. делают тех-ническое средство средством измерений”.

Приведённые основополагающие понятия изме-рения и средства измерений содержат необходи-мые и достаточные признаки для отнесения тогоили иного процесса или технического средства кизмерению и средству измерения. Исключениелюбого признака из определения меняет его суть(а суть — сопоставление измеряемой величины сединицей измерения). Если нет практическогопроцесса сопоставления величины с её едини-цей измерения, нет измерения и нет средстваизмерений. Ссылка оппонентов на определение“косвенного измерения” (п.5.11) демонстрируеттолько несовершенство и противоречивость самоготерминологического стандарта СТБ П 8021-2003,так как это определение лишено коренных призна-ков понятия “измерения” и фактически не можетрассматриваться в его качестве (в п.5.10 разра-ботчики документа, как бы извиняясь за свой “про-кол” в отношении определения косвенного изме-рения, отмечают: “Строго говоря, измерение все-гда прямое и рассматривается как сравнение ве-личины с её единицей”). Это очевидно для любо-го непредвзятого исследователя. Если в рамкахтой метрологии, которая рассматривала аналого-вые вычислительные операции над аналоговымисигналами можно ещё как-то простить введениепонятия “косвенное измерение”, то в случае вы-полнения цифровых операций над цифровыми ре-зультатами измерений понятие косвенного изме-рения выглядит абсурдом. И не надо одним аб-сурдом прикрывать другие.

В свете сказанного ясно, что УСПД не явля-ется средством измерений только на том ос-новании, что оно выполняет цифровые опера-ции над цифровыми результатами измерений.

Рассмотрим вопрос времени в работе АСКУЭ.Временные характеристики системы определяют-ся встроенными часами электронных счётчиков ипогрешностью их суточного хода. Счётчики вмес-те со своими часами являются средством изме-рений электроэнергии (мощности) и отсчёта вре-мени. В зависимости от назначения, могут бытьразличные структуры АСКУЭ. В простейшем слу-чае она может представлять собой множество ЦИК,в которых даже не требуется синхронизация часов




40

В отрасли нет службы метрологии, что негатив-но влияет на взаимодействие с Госстандартом поцелому ряду принципиальных вопросов. Аналогич-ная ситуация в РУП-облэнерго, где решение воп-росов учёта, АСКУЭ и метрологии рассредоточе-но по различным подразделениям.

3. Не определён источник финансирования со-здания АСКУЭ-быт в существующем жилищномфонде. Не решены вопросы собственности на эле-ктросчётчики и оборудование АСКУЭ, установлен-ные в жилых многоквартирных домах.

В период разработки Постановления СоветаМинистров №847 предлагалось по опыту Литвывключить затраты на замену квартирных счётчи-ков и создание АСКУЭ в существующем жилищ-ном фонде в тарифы на электроэнергию и осуще-ствить модернизацию учёта у бытовых потреби-телей, проживающих в жилых многоквартирныхдомах, силами РУП-облэнерго. При этом предпо-лагалось, что оборудование, входящее в составАСКУЭ-быт (счётчики, УСПД, модемы, соедини-тельные кабели), останется на балансе и обслу-живании энергоснабжающих организаций ГПО “Бел-энерго”, чем решается проблема их сохранности,замены в случае хищений, обеспечивается унифи-кация технических решений в рамках созданияАСКУЭ-быт.

К сожалению, эти предложения приняты небыли, поэтому АСКУЭ-быт все эти годы внедря-лась только во вновь строящихся жилых домах, гдефинансирование осуществляется за счёт органи-заций-заказчиков. Не решены вопросы собствен-ности на оборудование АСКУЭ-быт. Таким образом,создалась ситуация, когда выполнение Програм-мы в части оснащения жилищного фонда автома-тизированным учётом практически не возможно.

Было предложено (по примеру России и иныхстран) перейти на заключение договора электро-снабжения между энергоснабжающей организаци-ей и товариществом собственников (уполномочен-ным лицом по управлению недвижимым имуще-ством жилого дома), а в качестве расчётного сред-ства учёта использовать прибор группового учё-та, установленный на границе балансовой принад-лежности (в помещении ТП либо щитовой).

Такая схема расчётов (кстати, предусмотрен-ная в договорах на отпуск тепловой энергии насе-лению) среди прочих преимуществ позволила быобеспечить определение достоверной величиныполезного отпуска электроэнергии бытовым потре-бителям и, как следствие, составление реальногобаланса электроэнергии. При этом её потери вовнутридомовых проводках будут оплачиватьсяжильцами, что будет стимулировать их к пресече-нию случаев её воровства.

Тем не менее, организация расчётов за потреб-ляемую электроэнергию с использованием приборагруппового учёта, предложенная в проекте Правилэлектроснабжения, не поддерживается и не согла-совывается Минжилкомхозом.

4. Не реализуются стратегические решенияпо совершенствованию тарифной политики, из-ложенные в “Государственной комплексной про-грамме модернизации основных производственныхфондов Белорусской энергетической системы,

энергосбережения и увеличения доли использо-вания в республике собственных топливно-энер-гетических ресурсов на период до 2011 года” (ут-верждена Указом Президента Республики Беларусьот 15 ноября 2007 г. №575): не внедряются эффектив-ные тарифные системы, стимулирующие потребите-лей к переносу своей электрической нагрузки на вне-пиковые интервалы времени и выравниванию гра-фика электрической нагрузки энергосистемы.

Прежде всего, это касается промышленных по-требителей и населения, доля которых в общейструктуре электропотребления составляет 80%.

Дифтарифы на электроэнергию для населения,введённые с 1 января 2008 года, не получили ши-рокого распространения, поскольку масштабноевнедрение электронного учёта ограничено тольковновь вводимыми в эксплуатацию жилыми домами.

Что касается промышленных потребителей, товнедрение в течение ряда лет двухставочного идвухставочно-дифференцированного по зонам су-ток тарифов на активную электрическую мощностьи энергию с основной платой за фактическую ве-личину наибольшей потребляемой активной мощ-ности в часы максимальных нагрузок энергоси-стемы к выравниванию и уплотнению суточногографика нагрузки энергосистемы не привело.

Перед промышленными потребителями и энер-гетиками ставится задача о переносе как минимум100 МВт мощности с дневных часов на ночные.Без эффективных экономических стимулов, вне-дрения новых тарифных систем это сделать непредставляется возможным, ведь создание АСКУЭу промышленных и приравненных к ним потреби-телей осуществляется за их средства. Не способ-ствует достижению поставленной задачи и прак-тика предоставления отдельным хозяйствующимсубъектам господдержки в виде снижения тарифовна потребляемые энергию (как в ночное, так и вдневное время), а также на мощность (в часы су-точных максимумов нагрузки энергосистемы).

Не рассматривается проблема выравниванияграфика электрической нагрузки энергосистемы вувязке с отсрочкой ввода генерирующих мощно-стей (отложенным строительством), что лишаетвнедрение АСКУЭ, включая АСКУЭ ММПГ, глав-ной составляющей экономического эффекта.

Вместе с тем, РУП “БЕЛТЭИ” разработан но-вый вид тарифов для потребителей-регуляторов,введение которого способно оказать существен-ное влияние на выравнивание формы суточногографика нагрузки энергосистемы. Для его внедре-ния требуется разработать компьютерную програм-му и провести эксперимент на выбранных пред-приятиях. Однако заявка на финансирование этойработы не принята.

В ЗАКЛЮЧЕНИЕОчевидно, что проблемные вопросы, поднятые

на семинаре, носят принципиальный характер имогут быть урегулированы путём заинтересован-ного рассмотрения руководством отрасли, а неко-торые — на уровне Правительства, с принятиемсоответствующих решений.

По материалам семинараподготовил Б.И.Рубенчик




43


различных каналов. В частности, это применимопри однотарифном учёте; для накопительного учё-та не имеют никакого значения те несколько ми-нут расхождений, что “набегут”, например, за год,между часами счётчиков различных каналов.

В случае учёта по временным зонам синхрони-зация приобретает метрологический смысл. Но всёдело в том, как она выполняется. В одном про-стейшем случае каждый счётчик имеет встроен-ный радиоприёмник, и синхронизация первого осу-ществляется через радиосеть от источника сигна-лов точного времени (ИСТВ), установленного вкакой-то другой точке сети. ИСТВ и счётчик отно-сятся к СИ, но сама радиосеть не является СИ ипринципиально не может быть поверена. В этомслучае использование УСПД для сбора данных сосчётчиков (без синхронизации самого УСПД) непревращает его в средство измерения времени. Вдругом случае, синхронизация счётчиков можетвыполняться не через радиосеть по отдельномувходу синхронизации времени, а через общий циф-ровой интерфейс, подключённый к компьютернойвычислительной сети (Интернету или Интранету).Такая сеть со всей своей начинкой (каналами, мо-демами, маршрутизаторами и т.д.) опять же неявляется СИ и не подлежит аттестации. И в этомслучае использование УСПД в качестве промежу-точного звена передачи цифрового времени непревращает его в измеритель времени.

И только в том случае, когда именно часы УСПДиспользуются для синхронизации часов счётчи-ков, можно ещё представить УСПД в качестве СИ(времени, но не электроэнергии!). Но в чём заклю-чается это измерение времени и что в УСПД, соб-ственно, поверять? Современные микросхемы ча-сов — это микросхемы со встроенными кварцем итаблицей поправок, позволяющих свести погреш-ность ухода времени до минимума. Фактически вУСПД одна-единственная микросхема с цифровымвыходом является часами. Здесь нечего проверятьи поверять. Тем более что часы УСПД носят вспо-могательный, промежуточный характер междуИСТВ и часами счётчиков.

Важно отметить, что АСКУЭ — это не автома-тическая, а автоматизированная система, т.е. си-стема с участием человека. Окончательные реше-ния по использованию результатов измерений вАСКУЭ принимает человек, т.е. автоматически за-фиксированные системой результаты измеренийещё не являются окончательными. Это связано,прежде всего, с наличием большого количества

измерительных каналов, в которых оборудованиепериодически может заменяться и выходить изстроя. Утраченные данные надо как-то восстанав-ливать, и это делает человек. Основой расчётовмежду сторонами по результатам АСКУЭ являют-ся акты, которые согласовываются сторонами. Аосновой актов являются данные счётчиков, пере-данные на верхний уровень АСКУЭ через цифро-вую сеть, которая не имеет метрологических по-грешностей.

Попытка рассматривать АСКУЭ как неделимоецелое непродуктивна: в этом случае всякое изме-нение в системе (например, замена счётчика илитрансформатора) или её любая модернизация (на-пример, ввод новых каналов или замена одних ка-налов другими) потребует новой переаттестациивсей системы, ведь она же, согласно метрологам,едина и неделима. В результате система будетнаходиться в перманентном состоянии переаттес-тации, что не улучшит её работу, но приведёт кбесконечным и ненужным затратам средств наобеспечение её мнимого метрологического каче-ства.

С подобной ситуацией РУП “БЕЛТЭИ” уже не-однократно приходилось сталкиваться при по-строении АСКУЭ промышленных предприятийМинска (сбор данных в энергосбыт по радиосети с50 заводов): они ежегодно переаттестовывалисьпо причине наращивания и замены вышедшего изстроя оборудования. Аналогичная картина имеетместо в России, когда вопреки требованиям энер-гетиков, каждая уникальная АСКУЭ включается,согласно ГОСТ Р 8.596-2002, как единичный типсредства измерений, в Госреестр. Специалисты внаучно-технической печати неоднократно отмеча-ли абсурдность такого подхода, но в интересах мет-рологического ведомства, монополиста, он продол-жает сохраняться. Большие финансовые затратыхозяйствующих субъектов на неэффективные и со-мнительные метрологические мероприятия в рос-сийских АСКУЭ наносят прямой ущерб потребите-лям и государству. Такого не должно повторитьсяв Беларуси — следует учиться на чужих ошибках.Надо понять, что автоматизированный сбор дан-ных от измерительной системы, являющейся час-тью АСКУЭ, не может быть объектом метрологии.Госстандарту и его метрологам рано или позднопредстоит пересмотреть свои окостеневшие взгля-ды на метрологию в современных системах. И луч-ше это сделать раньше, чтобы не навредить томуцифровому миру, который создаётся сегодня.




44

ВОСТОЧНОЕВРОПЕЙСКАЯ РЕГИОНАЛЬНАЯКОНФЕРЕНЦИЯ МОЛОДЫХ УЧЁНЫХ И СПЕЦИАЛИСТОВ

ВОДНОГО СЕКТОРАИ.С.Филютич, Представительство компании

GRUNDFOS в Беларуси

21–22 мая 2009 года в Минске в Национальнойбиблиотеке по инициативе Международной воднойассоциации1 (IWA — International Water Association)прошла 1-я Восточноевропейская региональнаяконференция молодых учёных и специалистов вод-ного сектора, собравшая более 150 представите-лей из 22 стран мира. Беларусь стала первой стра-ной в СНГ, где IWA провела такой научный форум.

На форум было представлено более 60 докла-дов по широкому спектру научных, технических ипрактических задач водопроводно-канализацион-ного хозяйства (ВКХ) и водных проблем в целом.

Помимо IWA, организаторами мероприятия вы-ступили Европейская водная ассоциация2 (EWA —European Water Association), Белорусский нацио-нальный технический университет, Институт эко-логического инжиниринга (Institute of EnvironmentalEngineering, Рур-Университет, Бохум, Германия),Белостокский политехнический университет(Польша).

Конференция прошла в рамках “Программы мо-лодых учёных и специалистов водного сектора”(IWA YWP Programme), принятой в Пекине в 2006году.

Основные темы проводимого в Минске меро-приятия:

• новые технологии в сфере водоснабжения,водоотведения и очистки сточных вод;

• проблемы экономики и совершенствованиеменеджмента водопроводно-канализационного хо-зяйства;

• оптимизация систем водоснабжения и кана-лизации, их элементов и режимов работы по эко-номическим, экологическим, технологическим исоциальным критериям;

• методы физического и математического мо-делирования и расчёта систем забора, подготов-

ки, подачи и распределения воды, отведения иочистки сточных вод;

• современные технологии и устройства водо-заборных сооружений из поверхностных и подзем-ных источников, их гидрологическое и гидрогеоло-гическое обоснование;

• методы и устройства водоподготовки для пи-тьевых и производственных нужд, обработки и ис-пользования образующихся осадков;

• новые технологии и конструкции сооруженийочистки сточных вод, обработки и использованияосадков;

• методы технической диагностики, обслужива-ния, ремонта и санации элементов систем водо-снабжения и канализации;

• автоматизированные системы управления тех-нологическими процессами, контроля и мониторин-га состояния сооружений и устройств;

• оптимизация процессов взаимодействия во-дохозяйственных систем, сбрасывающих сточныеводы в водные объекты.

Рациональное использование и охрана водныхресурсов являются одной из наиболее значимыхэкологических проблем для мирового сообщества.Организация Объединённых Наций провозгласила2005–2015 годы Международным десятилетиемдействий “Вода для жизни”.

В Республике Беларусь проблемам рациональ-ного использования водных ресурсов уделяетсябольшое внимание. В области водоснабжения, во-доотведения и защиты водных ресурсов реализу-ется государственная программа “Чистая вода”.Она предусматривает совершенствование управ-ления водной отраслью, внедрение новых техно-логий, оздоровление водных источников, строи-тельство очистных сооружений, водозаборов, во-допроводов и систем канализации. Вместе с тем,сегодня существует необходимость повышенияэффективности управления ВКХ как самостоятель-ной отраслью экономики, оптимизации работы си-стем водоснабжения и канализации, создания вы-сокоэффективных технологий, сооружений и обо-

1 Международная водная ассоциация — некоммерческаяорганизация, основанная в 1999 году и объединяющая около10 тысяч ведущих специалистов и учёных водного сектора, ра-ботающих в области научных исследований, производства обо-рудования, а также нормативного регулирования отрасли и кон-салтинга

2 Европейская водная ассоциация (ЕВА) — независимаянегосударственная неприбыльная организация, занимающаясяуправлением и улучшением качества водной среды. Основана22 июня 1982 г. как Европейская Ассоциация контроля за за-грязнением воды. В связи с расширением деятельности, в 1999 г. из-менила своё название на Европейскую водную ассоциацию.

ЕВА — одна из крупнейших профессиональных ассоциацийв Европе, охватывающая весь водный сектор, включая стоко-вые и питьевые воды. В неё входят национальные водные ас-социации практически всех стран — членов Европейского Со-юза, включая страны Центральной и Восточной Европы, при-соединившиеся к нему до 1 мая 2004 г. Другие европейскиестраны, представленные в ЕВА: Хорватия, Румыния, Украина,Сербия, Черногория, Норвегия и Швейцария




45


рудования, поиска новых решений в области ра-ционального использования и охраны водных ре-сурсов, а также совершенствования научно-прак-тических решений, обеспечивающих управлениеводными ресурсами в интересах государства, об-щества и человека.

В приветственном слове заместитель Министражилищно-коммунального хозяйства Республики Бе-ларусь С.А.Сушко отметил существенные резуль-таты, достигнутые за последние 3 года в Белару-си в сфере улучшения функционирования системводоснабжения и водоотведения. За период с 2006по 2008 г. потребление воды населением в рес-публике снизилось на 25%. Построено и рекон-струировано 120 объектов ВКХ, в том числе 12 во-дозаборов, 40 очистных сооружений, а суммарныйобъём финансирования мероприятий составил бо-лее 200 млн. USD. Ведётся активная работа попривлечению инвестиционных ресурсов зарубеж-ных финансовых организаций для реализации за-дач по модернизации объектов водного хозяйства.

Участниками конференции были затронуты воп-росы реформирования водной отрасли в Белару-си. В докладах, представленных сотрудникамиБНТУ, были подробно освещены основные тенден-ции совершенствования системы управления во-доснабжением и канализацией в условиях перехо-да к рынку. Было отмечено, что в стране целесо-образно проработать вопросы привлечения него-сударственных инвестиций в сферу ВКХ респуб-лики с учётом передового опыта европейских стран,а также России и Украины. Высказано предполо-жение, что передовые предприятия отрасли —водоканалы Минска, Гомеля, Слонима, Баранови-чей и Бобруйска — в перспективе могут стать пи-лотными объектами для внедрения различных схемчастно-государственного партнёрства в сфере во-доснабжения.

Опыту реформирования городских систем во-доснабжения и водоотведения были посвященыматериалы, представленные делегатами из Хор-ватии и Австрии.

Большой интерес вызвали доклады, посвящён-ные решению актуальных проблем водного секто-ра. В частности, украинскими специалистами былиозвучены преимущества применения новых азот-содержащих полимеров для удаления ионов ме-таллов из водных систем, а также представленырезультаты опытно-промышленных испытаний не-окислительных полимерных реагентов на муници-пальных водоочистительных станциях.

Интерес для Беларуси могут представлять ре-зультаты реализации проекта по моделированиютранспорта загрязняющих веществ в пределах реч-ного бассейна на примере Москвы, а также вопро-сы использования различных критериев анализаи показателей эффективности сооружений очист-ки сточных вод, рассмотренные на примере Бел-града.

Одной из основных тем конференции стали воп-росы использования современных технологий дляповышения качества питьевой воды. В частности,значительное внимание в выступлениях участни-ков было уделено различным аспектам примене-

ния технологий ультра- и нанофильтрации в со-временном питьевом водоснабжении.

Для Беларуси особенно актуально решениепроблемы избыточного содержания соединенийжелеза в водах, используемых для целей хозяй-ственно-питьевого назначения. СпециалистамиБеларуси, Германии, Польши был представлен ряддокладов, посвящённых различным технологиче-ским решениям этой проблемы, в частности, ме-тодам подповерхностного удаления железа на уча-стках береговой фильтрации рек, удаления соеди-нений железа из воды в водоносных пластах напримере действующих водозаборных скважин, био-логическим методам обезжелезивания вод слож-ного состава.

Одной из основных задач, стоящих перед от-раслью в Беларуси, является повышение энерге-тической эффективности водного сектора. Долязатрат на энергию в себестоимости оказываемыхуслуг по водоснабжению и водоотведению состав-ляет порядка 40%, Одним из ключевых направле-ний энергосбережения является оптимизация со-става и режимов работы насосного оборудованияс учётом его замены на энергоэффективное. В свя-зи с этим, особую важность приобретает сотруд-ничество белорусских предприятий ВКХ с ведущи-ми производителями насосного оборудования, скоторым они уже достаточно хорошо знакомы. Приэтом практика реализации крупных проектов в сфе-ре водоснабжения и водоотведения в соседнихстранах с привлечением инвестиций со сторонымеждународных финансовых организаций, таких какВсемирный банк, Европейский банк реконструкциии развития, показывает целесообразность вы-страивания долгосрочной работы заказчика с круп-ными международными компаниями-производите-лями насосного оборудования, способными пред-ложить интегрированные технические решения, атакже обладающими большим опытом в строитель-стве и реконструкции крупных объектов.

В итоговом документе конференции отмечает-ся безусловный успех мероприятия. Она стала нетолько местом обсуждения широкого спектра про-блем и направлений перспективного развития от-расли, но также площадкой для обмена ценнымопытом между специалистами и учёными из раз-ных стран.




46

ЭДУАРДУ ФЁДОРОВИЧУ ТОВПЕНЦУ — 70 ЛЕТ!Исполняется 70 лет первому заместителю Министра энергетики Ре-

спублики Беларусь Товпенцу Эдуарду Фёдоровичу.Эдуард Фёдорович Товпенец родился 25 июня 1939 г. в д. Колбча

Кличевского района Могилёвской области.В 1966 г. окончил энергетический факультет Белорусского политех-

нического института по специальности “Промышленная теплоэнерге-тика”, получив квалификацию “инженер-промтеплоэнергетик”.

С 1960 г. Эдуард Фёдорович работает в различных инженерно-тех-нических и руководящих должностях в системе топливно-энергетиче-ского комплекса республики. Он прошёл трудовой путь от мастера тре-ста по газификации “Мингаз” до первого заместителя ПредседателяГосударственного комитета Белорусской ССР по топливу и газифика-ции, затем с 1992 по 2002 гг. возглавлял Белорусский концерн по то-пливу и газификации. В феврале 2002 г. назначен первым заместите-лем Министра энергетики Республики Беларусь.

Эдуард Фёдорович внёс огромный вклад в развитие газификации республики. Ему посчастливилосьучаствовать в подготовке пуска газа и зажжении факела на центральной площади Минска 30 октября1960 г. на торжественном многолюдном митинге по случаю прихода в столицу природного газа по маги-стральному газопроводу Дашава–Минск. Символично, что он, будучи непосредственным участникомграндиозной по своим масштабам газификации Республики Беларусь уже в качестве первого замести-теля Министра энергетики, лично курировал процесс завершения её в стране: подачу природного газа вгород Березино — последний из 118 районных центров.

В том, что сегодня газовое хозяйство республики по уровню технической оснащённости и надёжно-сти функционирования является лидером среди стран СНГ, есть немалая заслуга Э.Ф.Товпенца.

В сферу функциональных обязанностей Эдуарда Фёдоровича, как первого заместителя Министра,входит решение таких сложнейших и важных задач и проблем, как обеспечение надёжного и беспере-бойного энерго- и газоснабжения страны, стабильной работы производственной инфраструктуры в си-стеме Минэнерго по выпуску промышленной продукции, своевременных расчётов за энергоресурсы,внешнеэкономической деятельности и многих других направлений работы Министерства.

Труд Эдуарда Фёдоровича на благо страны достойно оценён государством. Ему присвоено почётноезвание “Заслуженный работник бытового обслуживания населения Белорусской ССР” (1980). Э.Ф.Тов-пенец награждён орденом Трудового Красного Знамени (1981), орденом Отечества III степени (2001);орденом Отечества II степени (2008); Почётными грамотами Совета Министров Республики Беларусь(1999, 2005). В 1999 и 2004 гг. ему объявлена Благодарность Президента Республики Беларусь.

На всех занимаемых должностях Эдуард Фёдорович проявил себя высококвалифицированным спе-циалистом, незаурядным организатором и грамотным руководителем. Высокий уровень личной ответ-ственности, принципиальность, творческий подход к порученному делу, требовательность к себе иподчинённым, сочетаемые с доброжелательностью, корректностью в общении и чутким отношением клюдям снискали юбиляру заслуженный авторитет и уважение коллег.

Поздравляем Эдуарда Фёдоровича с юбилеем,желаем ему крепкого здоровья, счастья, бодрости духа и благополучия!




47


БОРИСУ ВЛАДИМИРОВИЧУ ЯКОВЛЕВУ — 75 ЛЕТ!Исполняется 75 лет известному белорусскому энергетику, видному учё-

ному, заведующему сектором теплоснабжения комплексного научно-ис-следовательского отдела энергетики и экологии РУП “БелНИПИэнерго-пром” Яковлеву Борису Владимировичу.

Борис Владимирович Яковлев родился 24 июня 1934 г. во Ржеве Кали-нинской обл. (Российская Федерация).

В январе 1942 г. семилетним мальчишкой его вместе с семьёй увезлив концлагерь в Белоруссию. В живых остались только он и отец. В апре-ле 1944 г. отец ушёл на фронт, а Бориса забрала к себе бабушка, прожи-вавшая в Минске.

После семи классов средней школы он поступил в Минский энергети-ческий техникум, который успешно окончил в 1955 г. С 1956 по 1962 год —студент вечернего отделения энергетического факультета БПИ, по специ-альности “Теплоэнергетические установки электростанций”.

С 1955 по 1965 гг. Борис Владимирович работал в институте “Белпромпроект”: сначала техником,затем инженером, старшим инженером, руководителем группы. В 1965–1966 гг. — старший инженер,руководитель группы БелЭНИН им. Г.М.Кржижановского. В 1968 г. окончил аспирантуру БПИ, работалассистентом, старшим преподавателем кафедры “Тепловые электрические станции”. В 1970 г. защитилкандидатскую диссертацию. С 1973 г. — доцент. С середины семидесятых годов трудовая деятель-ность Бориса Владимировича неразрывно связана с Белорусским отделением института “ВНИПИэнер-гопром” (РУП “БелНИПИэнергопром”), где он заведовал научно-исследовательской лабораторией, от-делом, был заместителем главного инженера, а затем и директора по научно-исследовательской рабо-те. С 1994 г. Б.В.Яковлев — заведующий сектором теплоснабжения комплексного научно-производ-ственного отдела энергетики и экологии.

Все эти годы практическую деятельность Б.В.Яковлев плодотворно совмещал с напряжённой науч-ной работой. В его творческом багаже более 200 печатных работ, в том числе две монографии, трисправочных и три учебных пособия, 22 авторских свидетельства на изобретения.

Борис Владимирович внёс большой теоретический и практический вклад в повышение эффективно-сти теплофикации и систем теплоснабжения, в работу создаваемых и действующих тепловых электри-ческих станций, в применение новых энерготехнологий, в частности, парогазовых. Его оригинальныеидеи внедрены на многих объектах Белорусской энергосистемы и республик бывшего СССР.

Борис Владимирович принимал непосредственное участие в разработке утверждённых Правитель-ством “Энергетической программы”, “Основных направлений энергетической политики”, “Концепции теп-лоснабжения” и “Программ энергосбережения” Республики Беларусь.

Как известный учёный и специалист в области теплофикации, являлся членом Совета по комплекс-ным проблемам развития энергетики Северо-Запада при АН СССР; членом Технико-экономическогосовета и Президиума правления БелНТОЭ и ЭП; заместителем главного редактора республиканскогосборника “Научные и прикладные проблемы энергетики”; членом советов по защите диссертаций. Бо-рис Владимирович подготовил пять кандидатов наук и сейчас продолжает работу с аспирантами идипломниками. Многие из его выпускников стали руководителями и ведущими специалистами в энерге-тике.

В 2004 г. Б.В.Яковлев защитил докторскую диссертацию.Борис Владимирович награждён грамотами Минвуза и Минэнерго Республики Беларусь; медалями

“Ветеран труда” (1986), “50 лет Победы в Великой Отечественной войне 1941–1945 гг.” (1995), “60 летПобеды в Великой Отечественной войне 1941–1945 гг.” (2005); знаком “Отличник энергетики РеспубликиБеларусь” (1995); юбилейным знаком “ГОЭЛРО — 80 лет” (2000). Ему присвоены звания “Почётныйэнергетик Белорусской энергосистемы” (1999), “Ганаровы работнiк Беларускай энергасiстэмы” (2005).

Б.В.Яковлев активно сотрудничает с журналом “Энергия и Менеджмент”, входит в состав редакци-онной коллегии.

Поздравляем Бориса Владимировича с юбилеем, желаем ему крепкого здоровья, благо-получия, новых успехов во всём и надеемся на дальнейшее плодотворное сотрудничество!




48

ТАРАСЕНКО ВЛАДИМИР ВАСИЛЬЕВИЧ(04.03.1967 – 06.06.2009)

Министерство природных ресурсов и охраны окружающей среды Респуб-лики Беларусь с глубоким прискорбием сообщает о скоропостижной кончинев субботу, 6 июня 2009 года, во время 30-й сессии Вспомогательных органовРамочной Конвенции ООН об изменении климата (РКИК ООН) в г. Бонн (Гер-мания) начальника отдела государственного контроля за воздействием наклимат Министерства природных ресурсов и охраны окружающей среды Рес-публики Беларусь Тарасенко Владимира Васильевича.

Владимир Васильевич родился 4 марта 1967 г. в Новополоцке. После окон-чания Московского инженерно-физического института в 1990 г. (специаль-ность “Физика и энергетика”) начал профессиональную деятельность в Ин-ституте энергетических проблем Национальной Академии наук, где прорабо-тал в должности научного сотрудника до 1996 г.

Одновременно с этим учился в аспирантуре Национальной Академии наук Республики Беларусь,которую окончил в 1993 г.

С 1996 по 1999 гг. — ведущий эксперт отдела охраны атмосферного воздуха Министерства природ-ных ресурсов и охраны окружающей среды Республики Беларусь. В 1999–2006 гг. — заместитель на-чальника отдела научно-технической политики и ВЭД Государственного комитета по энергосбережению(с 2001 г. — Комитет по энергоэффективности при Совете Министров) Республики Беларусь. С 2006 г.работал в должности начальника отдела государственного контроля за воздействием на климат в Ми-нистерстве природных ресурсов и охраны окружающей среды Республики Беларусь.

В.В.Тарасенко принимал непосредственное участие в планировании и разработке государственнойполитики и стратегии в области энергоэффективности и снижения выбросов парниковых газов; разра-ботке дополнений и изменений в закон “Об охране окружающей среды”; разработке документов поприсоединению Республики Беларусь к Киотскому протоколу и Рамочной Конвенции ООН об измененииклимата; разработке сценария выбросов парниковых газов в Беларуси, включая первое Национальноесообщение; национальных отчётов в сфере смягчения изменения климата и вопросов Киотского прото-кола; разработке Национального плана действий по Киотскому протоколу; разработке, реализации имониторинге исполнения научно-технических программ и международных проектов в сфере энергоэф-фективности, возобновляемых источников энергии и изменения климата, а также законодательных инормативных актов в этой области; контроле за охраной воздуха на промышленных предприятиях.

Владимир Васильевич активно участвовал в деятельности различных профессиональных сообществ:являлся альтернативным членом Комитета по соответствию (подразделение обеспечения исполненияобязательств) Киотского протокола; исполнительным секретарём, членом Научного и Технического со-ветов Комитета по энергоэффективности при Совете Министров Республики Беларусь. Принимал учас-тие в съездах энергетиков предприятий Беларуси, публиковал статьи в журнале “Энергия и Менедж-мент” и других изданиях.

Те, кто имеет отношение к РКИК ООН об изменении климата и вовлечён в “Киотский процесс” нетолько в Беларуси, но и за её пределами, знали Владимира Васильевича как ключевое лицо в органахгосударственного управления Беларуси, как самого активного и эффективного переговорщика при ре-шении соответствующих вопросов. Без его непосредственного участия разработка документов по при-соединению Беларуси к Киотскому протоколу, по Национальному плану действий в его рамках и созда-ние институциональной и законодательной базы по смягчению изменения климата в нашей стране встоль короткий период были бы невозможны.

Будучи одним из самых принципиальных и последовательных сторонников РКИК ООН и Киотскогопротокола, он всецело отдавался борьбе за полноправное участие Беларуси в нём, делал всё возмож-ное для того, чтобы пост-Киотское соглашение было более эффективным и справедливым для республики.

Светлая память о Владимире Васильевиче Тарасенко навсегда сохранится в сердцах всех, комупосчастливилось его знать и вместе с ним работать.

Выражаем глубокое соболезнование родителям, жене, детям и всем родственникамВладимира Васильевича Тарасенко в постигшем их горе.



F:Rezerv 1EiM 3 2009 lok el - web-energo.byweb-energo.by › userfiles › EiM › Files › Jornal...

Documents

Transcript of F:Rezerv 1EiM 3 2009 lok el - web-energo.byweb-energo.by › userfiles › EiM › Files › Jornal...