Центр || Юг Юг | | Северо-Запад Северо-Запад | |Дальний ДальнийВосток Восток| Сибирь | Сибирь| УРАЛ | Урал || Приволжье Приволжье Центр
№ 5 (81), май, 2016 год
¬«¡¬¥®ª ¼ § ©¬ ª¥¼u ¬«¡¬¥®ª ¼ § ©¬ ª¥¼u ª½ÕÅ ÃÐÍʽÈØ u ½Õ ÅÊÎÏÍÐÉÂÊÏ ¾ÂÄË̽ÎÊËÎÏÅ ª½ÕÅ ÃÐÍʽÈØ u ½Õ ÅÊÎÏÍÐÉÂÊÏ ¾ÂÄË̽ÎÊËÎÏÅ № 4 (12) 2013
№ 4 (12) 2013
ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НАДЗОР
ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НАДЗОР
³ÂÊÏÍ »À ] ®Â¿ÂÍË ¤½Ì½Á ¡½ÈÙÊÅÆ ] ®Å¾ÅÍÙ ] °Í½È ¬ÍÅ¿ËÈÃÙ ³ÂÊÏÍ ] »À ] ¡½ÈÙÊÅÆ ËÎÏËÇ ] ËÎÏËÇ ®Å¾ÅÍÙ ] °Í½È ¬ÍÅ¿ËÈÃÙ ] ®Â¿ÂÍË ¤½Ì½Á ] ] ]
«®°¡ ®¯ ¢ªª¸¦ «®°¡ ®¯ ¢ªª¸¦ ª ¡¤« ª ¡¤«
ÎÂÊÏܾÍÙ ÀËÁ ÎÂÊÏܾÍÙ ÀËÁ
Информационно-аналитическое Информационно-аналитическое издание издание
ËÁ ÚÇËÈËÀÅÅ ËÁ ÚÇËÈËÀÅÅ ¿ ËÎÎÅÅ ¿ ËÎÎÅÅ ËÌÍËÎØ Ë¾ÂÎÌÂÔÂÊÅÜ ÚÇËÈËÀÅÔÂÎÇËÆ ËÌÍËÎØ Ë¾ÂÎÌÂÔÂÊÅÜ ÚÇËÈËÀÅÔÂÎÇËÆ ¾ÂÄË̽ÎÊËÎÏŠʽÕÂÆ ÎÏͽÊØ ¾ÂÄË̽ÎÊËÎÏŠʽÕÂÆ ÎÏͽÊØ ËÎϽÛÏÎÜ ÌËÎÏËÜÊÊØÉ ÌÍÅËÍÅÏÂÏËÉ ËÎϽÛÏÎÜ ÌËÎÏËÜÊÊØÉ ÌÍÅËÍÅÏÂÏËÉ ÀËÎÐÁ½ÍÎÏ¿ÂÊÊËÆ ÌËÈÅÏÅÇÅ ÀËÎÐÁ½ÍÎÏ¿ÂÊÊËÆ ÌËÈÅÏÅÇÅ ª½ ĽÎÂÁ½ÊÅÅ ®Ë¿ÂϽ ¾ÂÄË̽ÎÊËÎÏÅ ª½ ĽÎÂÁ½ÊÅÅ ®Ë¿ÂϽ ¾ÂÄË̽ÎÊËÎÏÅ ÌËοÜÖÂÊÊËÉ Ë¾ÂÎÌÂÔÂÊÅÛ ÌËοÜÖÂÊÊËÉ Ë¾ÂÎÌÂÔÂÊÅÛ Ê½ÓÅËʽÈÙÊËÆ ¾ÂÄË̽ÎÊËÎÏŠʽÓÅËʽÈÙÊËÆ ¾ÂÄË̽ÎÊËÎÏÅ ¿ ÎÑÂÍ ËÒͽÊØ ËÇÍÐýÛÖÂÆ ÎÍÂÁØ ¿ ÎÑÂÍ ËÒͽÊØ ËÇÍÐýÛÖÂÆ ÎÍÂÁØ Å ÌÍÅÍËÁËÌËÈÙÄË¿½ÊÅÜ Å ÌÍÅÍËÁËÌËÈÙÄË¿½ÊÅÜ È½ÁÅÉÅÍ ¬°¯¥ª ÌËÍÐÔÅÈ ÐÎÇËÍÅÏ٠ȽÁÅÉÅÍ ¬°¯¥ª ÌËÍÐÔÅÈ ÐÎÇËÍÅÏÙ ÌÍÅÊÜÏÅ ÎÏͽÏÂÀÅÅ ÚÇËÈËÀÅÔÂÎÇËÆ ÌÍÅÊÜÏÅ ÎÏͽÏÂÀÅÅ ÚÇËÈËÀÅÔÂÎÇËÆ ¾ÂÄË̽ÎÊËÎÏÅ ¾ÂÄË̽ÎÊËÎÏÅ
ÈÂÇνÊÁÍ ª« § ÈÂÇνÊÁÍ ª« § ÉÅÊÅÎÏÍ ÚÊÂÍÀÂÏÅÇÅ ËÎÎÅÆÎÇËÆ ±ÂÁÂͽÓÅÅ ÉÅÊÅÎÏÍ ÚÊÂÍÀÂÏÅÇÅ ËÎÎÅÆÎÇËÆ ±ÂÁÂͽÓÅÅ
ª½Õ½ ÎÏͽʽ À½Í½ÊÏÅÍÐÂÏ ÀÈ˾½ÈÙÊÐÛ ª½Õ½ ÎÏͽʽ À½Í½ÊÏÅÍÐÂÏ ÀÈ˾½ÈÙÊÐÛ ÚÊÂÍÀÂÏÅÔÂÎÇÐÛ ¾ÂÄË̽ÎÊËÎÏÙ ÚÊÂÍÀÂÏÅÔÂÎÇÐÛ ¾ÂÄË̽ÎÊËÎÏÙ
А также: А также: ®ÌÂÓŽÈÙÊ½Ü ËÓÂÊǽ ¯Í½ÊÎÌËÍÏÊØ ¯Í½ÊÎÌËÍÏÊØ ÅÄÊÂÎ ¿ ËÎÎÅÅ ®ÌÂÓŽÈÙÊ½Ü ËÓÂÊǽ ÅÄÊÂÎ ¿ ËÎÎÅÅ ÐÎÈË¿ÅÆ ÏÍÐÁ½ ÇËÍÅÁËÍØ ËÎÎÅÅ ÎÈËÃÊË ÅÈÅ ¿ËÄÉËÃÊË ÎÈËÃÊË ÅÈÅ ¿ËÄÉËÃÊË ÐÎÈË¿ÅÆ ÏÍÐÁ½ ÇËÍÅÁËÍØ ËÎÎÅÅ ®ÏÍ ®ÏÍ
®ÏÍ ®ÏÍ
Î
Î
®ÏÍ ®ÏÍ
£ÐÍÊ½È ¯ÂÒª ¡¤« £ÐÍÊ½È ¯ÂÒª ¡¤«
£ÐÍÊ½È ºª¢ «ª ¡¤« ®¾ËÍÊÅÇ ®¾ËÍÊÅÇ £ÐÍÊ½È ºª¢ «ª ¡¤« ÅÊÑËÍɽÓÅËÊÊË ÅÊÑËÍɽÓÅËÊÊË «¾×ÂÉ ËÏ ÌËÈËÎ «¾×ÂÉ ËÏ ÌËÈËÎ «¾×ÂÉ ËÏ ÌËÈËÎ «¾×ÂÉ ËÏ ÌËÈËÎ ÇËÊÎÐÈÙϽÏÅ¿ÊØÒ ÇËÊÎÐÈÙϽÏÅ¿ÊØÒ ¢ÃÂÉÂÎÜÔÊË ¢ÃÂÉÂÎÜÔÊË ¢ÃÂÉÂÎÜÔÊË ¢ÃÂÉÂÎÜÔÊË É½ÏÂÍŽÈË¿ ɽÏÂÍŽÈË¿ ËÁË¿½Ü ÌËÁÌÅÎǽ u ËÁË¿½Ü ÌËÁÌÅÎǽ u «¾×ÂÉ ËÏ ÌËÈËÎ ËÁË¿½Ü ÌËÁÌÅÎǽ u ËÁË¿½Ü ÌËÁÌÅÎǽ u «¾×ÂÉ ËÏ ÌËÈËÎ ¢ ¨ ©¢ª¯ ¢ ¨ ©¢ª¯ ÍоÈÂÆ ÍоÈÂÆ ÍоÈÂÆ ¬ÂÍÅËÁÅÔÊËÎÏÙ ÍоÈÂÆ ¬ÂÍÅËÁÅÔÊËÎÏÙ Í½Ä ¿ ÉÂÎÜÓ½ «¾×ÂÉ ËÏ ÌËÈËÎ Í½Ä ¿ ÉÂÎÜÓ½ «¾×ÂÉ ËÏ ÌËÈËΠǽÃÁËÉ Ç½ÃÁËÉ Ç½ÃÁËÉ Ç½ÃÁËÉ ËÁË¿½Ü ÌËÁÌÅÎǽ u ¬ÂÍÅËÁÅÔÊËÎÏÙ ËÁË¿½Ü ÌËÁÌÅÎǽ u ¬ÂÍÅËÁÅÔÊËÎÏÙ ÊËÉÂÍ ÃÐÍʽȽ ÊËÉÂÍ ÃÐÍʽȽ ÊËÉÂÍ ÃÐÍʽȽ ÊËÉÂÍ ÃÐÍʽȽ ÍоÈÂÆ Í½Ä ¿ ÉÂÎÜÓ½ ÍоÈÂÆ Í½Ä ¿ ÉÂÎÜÓ½ ˾ÄËÍ Ä½ÇËÊËÁ½ÏÂÈÙÎÏ¿½ ˾ÄËÍ Ä½ÇËÊËÁ½ÏÂÈÙÎÏ¿½ ¿Ä½ÅÉËÁÂÆÎÏ¿Å ¿Ä½ÅÉËÁÂÆÎÏ¿Å ËÁË¿½Ü ÌËÁÌÅÎǽ u ËÁË¿½Ü ÌËÁÌÅÎǽ u ¿ ˾ȽÎÏÅ ¬ ¿ ˾ȽÎÏÅ ¬ ǽÃÁËÉ Î ËÎÏÂÒʽÁÄËÍËÉ Ç½ÃÁËÉ Î ËÎÏÂÒʽÁÄËÍËÉ ÍоÈÂÆ ÍоÈÂÆ ¿ØÎÏÐÌÈÂÊÅÜ ¿ØÎÏÐÌÈÂÊÅÜ ÊËÉÂÍ ÃÐÍʽȽ Ï;˿½ÊÅÜ ÊËÉÂÍ ÃÐÍʽȽ Ï;˿½ÊÅÜ ÍÐÇË¿ËÁÅÏÂÈÂÆ ÍÐÇË¿ËÁÅÏÂÈÂÆ Ç½ÃÁËÉ Ä½ÇËÊËÁ½ÏÂÈÙÎÏ¿½ ÌͽÇÏÅÔÂÎÇ½Ü Í½¾ËϽ ǽÃÁËÉ Ä½ÇËÊËÁ½ÏÂÈÙÎÏ¿½ ÌͽÇÏÅÔÂÎÇ½Ü Í½¾ËϽ ³ÂÊÏͽÈÙÊËÀË ½Ì̽ͽϽ ³ÂÊÏͽÈÙÊËÀË ½Ì̽ͽϽ ÊËÉÂÍ ξËÍÊÅǽ ʽÁÄËÍÊØÒ ¿ÂÁËÉÎÏ¿ ÏÂÒÊËÈËÀÅÅ ÊËÉÂÍ ξËÍÊÅǽ ʽÁÄËÍÊØÒ ¿ÂÁËÉÎÏ¿ ÏÂÒÊËÈËÀÅÅ Å ÏÂÍÍÅÏËÍŽÈÙÊØÒ ËÍÀ½ÊË¿ Å ÏÂÍÍÅÏËÍŽÈÙÊØÒ ËÍÀ½ÊË¿ Š˾ËÍÐÁË¿½ÊÅ ÊËÍɽÏÅ¿ÊË ÉÂÒ½ÊÅÄÉØ Å Ë¾ËÍÐÁË¿½ÊÅ ÊËÍɽÏÅ¿ÊË ÉÂÒ½ÊÅÄÉØ ËÎÏÂÒʽÁÄËͽ ËÎÏÂÒʽÁÄËͽ Ìͽ¿Ë¿Ø ÁËÇÐÉÂÊÏØ ¿Ä½ÅÉËÁÂÆÎÏ¿ÅÜ ¿Ä½ÅÉËÁÂÆÎÏ¿Å Ìͽ¿Ë¿Ø ÁËÇÐÉÂÊÏØ ¿Ä½ÅÉËÁÂÆÎÏ¿ÅÜ ¿Ä½ÅÉËÁÂÆÎÏ¿Å ½ÇÏнÈÙÊØ ͽÄ×ÜÎÊÂÊÅÜ ½ÇÏнÈÙÊØ ͽÄ×ÜÎÊÂÊÅÜ ÍÂÀȽÉÂÊÏÅÍÐÛÖÅ ÀËÎÐÁ½ÍÎÏ¿½ Î ÎÂÏ¿ØÉÅ ÍÂÀȽÉÂÊÏÅÍÐÛÖÅ ÀËÎÐÁ½ÍÎÏ¿½ Î ÎÂÏ¿ØÉÅ Ï;˿½ÊÅÆ ¬ ÌË Ï;˿½ÊÅÆ ¬ ÌË ÁÂÜÏÂÈÙÊËÎÏÙ ¿ ÎÑÂÍ ΠÌËÁʽÁÄËÍÊØÉÅ ËÍÀ½ÊÅĽÓÅÜÉÅ ÁÂÜÏÂÈÙÊËÎÏÙ ¿ ÎÑÂÍ ΠÌËÁʽÁÄËÍÊØÉÅ ËÍÀ½ÊÅĽÓÅÜÉŠͽÄÈÅÔÊØÉ ¿ÅÁ½É ʽÁÄËͽ ͽÄÈÅÔÊØÉ ¿ÅÁ½É ʽÁÄËͽ ÌÍËÉØÕÈÂÊÊËÆ ÌÍÂÁÌÍÅÜÏÅÜÉÅ ÚÊÂÍÀËξÂÍÂÃÂÊÅ ÌÍËÉØÕÈÂÊÊËÆ ÌÍÂÁÌÍÅÜÏÅÜÉÅ ÚÊÂÍÀËξÂÍÂÃÂÊÅ ½Ê½ÈÅÄ Ê½Å¾ËÈ ½Ê½ÈÅÄ Ê½Å¾ËÈ ÚÇËÈËÀÅÔÂÎÇËÆ Å ÚÊÂÍÀ˽ÐÁÅÏ ÇËÊÎÐÈÙϽÓÅÅ ÚÇËÈËÀÅÔÂÎÇËÆ Å ÚÊÂÍÀ˽ÐÁÅÏ ÇËÊÎÐÈÙϽÓÅÅ ÌËǽĽÏÂÈÙÊØÒ ½¿½ÍÅÆ ÌËýÍÊËÆ Å ÚÊÂÍÀÂÏÅÔÂÎÇËÆ ÎÌÂÓŽÈÅÎÏË¿ ͽÄÈÅÔÊØÒ ÌËǽĽÏÂÈÙÊØÒ ½¿½ÍÅÆ Ë¾ÉÂÊ ËÌØÏËÉ ÌËýÍÊËÆ Å ÚÊÂÍÀÂÏÅÔÂÎÇËÆ ÎÌÂÓŽÈÅÎÏË¿ ͽÄÈÅÔÊØÒ Ë¾ÉÂÊ ËÌØÏËÉ ËÌØÏ ¿ÂÁÐÖÅÒ ËÌØÏ ¿ÂÁÐÖÅÒ ¾ÂÄË̽ÎÊËÎÏÅ ËÒͽÊØ ÏÍÐÁ½ ʽÁÄËÍÊØÒ ËÍÀ½ÊË¿ ÌËÁÀËÏ˿ǽ ÌÂÍÎËʽȽ ¾ÂÄË̽ÎÊËÎÏÅ ËÒͽÊØ ÏÍÐÁ½ ʽÁÄËÍÊØÒ ËÍÀ½ÊË¿ ÌËÁÀËÏ˿ǽ ÌÂÍÎËʽȽ ÌÍËÉØÕÈÂÊÊØÒ ÌÍÂÁÌÍÅÜÏÅÆ ÌÍËÉØÕÈÂÊÊØÒ ÌÍÂÁÌÍÅÜÏÅÆ ÅÊÑËÍɽÓÅÜ Ë¾ ½¿½ÍÅÜÒ ÅÊÑËÍɽÓÅÜ Ë¾ ½¿½ÍÅÜÒ ÇËÊÎÐÈÙϽÓÅÅ ÎÌÂÓŽÈÅÎÏË¿ ÇËÊÎÐÈÙϽÓÅÅ ÎÌÂÓŽÈÅÎÏË¿ Å ÊÂÎÔ½ÎÏÊØÒ ÎÈÐÔ½ÜÒ Å ÊÂÎÔ½ÎÏÊØÒ ÎÈÐÔ½ÜÒ ËÎÏÂÒʽÁÄËͽ ËÎÏÂÒʽÁÄËͽ ÍÂÄÐÈÙϽÏØ ÌÍË¿ÂÍËÇ ÍÂÄÐÈÙϽÏØ ÌÍË¿ÂÍËÇ ½Ê½ÈÅÏÅǽ ÚÇÎÌÂÍÏÊØ ½Ê½ÈÅÏÅǽ ÚÇÎÌÂÍÏÊØ ËÓÂÊÇÅ ÇËÊÎÐÈÙϽÓÅÅ ËÓÂÊÇÅ ÇËÊÎÐÈÙϽÓÅÅ ½ÁÉÅÊÅÎÏͽÏÅ¿Ê½Ü ½ÁÉÅÊÅÎÏͽÏÅ¿Ê½Ü ÌͽÇÏÅǽ ÌͽÇÏÅǽ £ÐÍÊ½È £ÐÍÊ½È ËÎÐÁ½ÍÎÏ¿ÂÊÊØÆ ËÎÐÁ½ÍÎÏ¿ÂÊÊØÆ Ê½ÁÄËÍ Ê½ÁÄËÍ
¢®¯¹ «¬«®¸ ¢®¯¹ «¬«®¸
®ÌÂÓŽÈÅÎÏØ ËÏÁÂȽ ÌËÁÌÅÎÇÅ ÇËÉÌÂÏÂÊÏÊË Å ËÌÂͽÏÅ¿ÊË ËÏ¿ÂÏÜÏ ½É ®ÌÂÓŽÈÅÎÏØ ËÏÁÂȽ ÌËÁÌÅÎÇÅ ÇËÉÌÂÏÂÊÏÊË Å ËÌÂͽÏÅ¿ÊË ËÏ¿ÂÏÜÏ ½É
*/'0!5/"%;03 36 */'0!5/"%;03 36
«±«©¥¯¢ ¬«¡¬¥®§° ®¢¦´ ® «±«©¥¯¢ ¬«¡¬¥®§° ®¢¦´ ® ¥ ¢¡¥¯¢ ¥¤ª¢® ¢¤ «¬ ®ª«®¯¥ ¢®¹ «¡ ¥ ¢¡¥¯¢ ¥¤ª¢® ¢¤ «¬ ®ª«®¯¥ ¢®¹ «¡
Журнал «ЭНЕРГОНАДЗОР» ежемесячное издание
Шеф-редактор Группы изданий «ТехНАДЗОР» Екатерина Владимировна Черемных И.о. главного редактора Любовь Андреевна Перевалова Обозреватели Роман Кариаев, Ольга Паластрова, Эдуард Сатаров Выпускающий редактор Татьяна Рубцова Дизайн и верстка Павел Щербаков Корректор Надежда Челнокова Редакционный совет Рогалев Николай Дмитриевич, ректор Национального исследовательского университета «Московский энергетический институт», д.т.н., профессор Илюшин Павел Владимирович, заместитель генерального директора – главный инспектор ЗАО «Техническая инспекция ЕЭС», руководитель подкомитета С6 РНК СИГРЭ, руководитель подкомитета ПК-5 ТК 016 «Электроэнергетика» Росстандарта, к.т.н. Серебряков Дмитрий Владиславович, исполнительный директор СРО НП «Союз «Энергоэффективность» Щелоков Яков Митрофанович, заслуженный изобретатель РСФСР, заслуженный энергетик РСФСР, к.т.н., доцент Руководители проектов Ирина Морозова, Анастасия Мосеева, Ирина Беляева Коммерческая служба Елена Малышева, Кристина Махалина, Светлана Носенко Отдел подписки Евгения Бойко, Елена Кононова, Наталья Королева, Татьяна Купреенкова, Галина Мезюха Тел. +7 (343) 253-89-89, +7 (967) 633-95-67 E-mail: podpiska@tnadzor.ru Учредитель и издатель ООО «Издательский дом «Информ-Медиа» 620012 Екатеринбург, ул. Машиностроителей, 19, оф. 229 Редакция журнала «ЭНЕРГОНАДЗОР» 121099 Москва, Смоленская пл., 3 Тел. 8 (800) 700-35-84 E-mail: moscow@tnadzor.ru 620017 Екатеринбург, а/я 797 Тел./факс (343) 253-89-89 E-mail: еnadzor@tnadzor.ru, tnadzor@tnadzor.ru www.tnadzor.ru Представительство в Тюмени E-mail: region@tnadzor.ru Представительство в Челябинске Тел. +7 (351) 723-02-69, 266-66-78 E-mail: tnadzor@tnadzor.ru, 74@tnadzor.ru Представительство в Уфе E-mail: texnadzor-ufa@yandex.ru Представительство в Самаре E-mail: texnadzor-samara@yandex.ru Представительство в Оренбурге E-mail: texnadzor-orenburg@yandex.ru Представительство в Омске E-mail: texnadzor-omsk@yandex.ru Представительство в Перми E-mail: texnadzor-perm@yandex.ru
Содержание Стратегия отрасли
Факты, события, комментарии.......................................................................2 Современная модель развития теплоснабжения в России........................ 4 Фонд энергетического развития представил отчет о проблемах тепловой энергетики и мерах, направленных на улучшение отрасли
Распределенная автономная генерация как основа энергобезопасности...................................................................... 8 О повышении интеллектуальности энергетических систем и задачах автономного энергоснабжения регионов России
Ростехнадзор информирует
Рекомендации по подготовке энергосетей....................................................9
От первой атомной – к энергетике будущего
У истоков ядерной безопаности.................................................................... 10 31 мая 2016 года исполняется 70 лет с момента основания Государственного научного центра Российской Федерации – Физико-энергетического института им. А.И. Лейпунского
Из колыбели науки – в большую жизнь.......................................................11
Клуб главных энергетиков
Сокращение энергозатрат – результат планомерной работы.................. 12 Интервью с главным энергетиком ЗАО «УТЗ» Алексеем ПЕРФИЛЬЕВЫМ
Энергоэффективность
Прогнозируемый срок окупаемости с инвестиций.................................... 14 Определение прогнозируемого срока окупаемости инвестиций, направленных на уменьшение потребления энергоресурсов
Котельное оборудование – импортозамещение в действии
Русское тепло................................................................................................... 18 Обзор российского котельного оборудования от ОАО «Дорогобужкотломаш»
Особенности конструирования отечественных котлов.............................19 О технических решениях, используемых при разработке конструкции котельного оборудования
Теплоснабжение
Эксплуатация узлов и приборов................................................................... 20 Основные правила учета и регистрации тепловой энергии в соответствии с законодательством РФ
Служба надзора
Характерные проблемы при работе с энергоустановками....................... 24 Ростехнадзор подводит итоги анализа обеспечения безопасности на объектах энергетики
Аварии и несчастные случаи. Результаты проверок................................. 26
Энергетика и ЖКХ
От цифры на счетчике к цифре в ГИС – как обеспечить достоверность 28 О создании единой информационной системы и передаче данных об использовании энергоресурсов
Энергетика и право
Свидетельство о регистрации ПИ № ФС 77-63384 от 16 октября 2015 г. выдано Федеральной службой по надзору в сфере связи, информационных технологий и массовых коммуникаций.
Обзор новых стандартов................................................................................ 30
Подписано в печать 19 мая 2016 года. Выход из печати 23 мая 2016 года. Отпечатано в ООО «Астер-Ек+» г. Екатеринбург, ул. Черкасская, 10ф Тел. +7 (343) 310-19-00 Заказ № 30578 от 18 мая 2016 г. Тираж 5 000 экз.
Охрана труда
Редакция не несет ответственности за содержание рекламных материалов. Р Мнение редакции может не совпадать с мнением авторов. «Пресса России» – подписной индекс 82486 «Урал-Пресс» – подписной индекс 02764 Свободная цена
Административная практика
18+
Вопрос–ответ.................................................................................................... 40
О требованиях стандартов системы энергетического менеджмента
Обзор законодательства................................................................................. 32 Особенности электронного обучения........................................................... 34 Об использовании компьютерных систем в системе обучения персонала
Размер убытков подтвержден....................................................................... 37
Обратная связь
Стратегия отрасли | Факты, события, комментарии Пожары под контролем
Единая система для АЭС Новая автоматизированная система управления обслуживанием и ремонтами (АСУ ТОиР) оборудования Смоленской АЭС станет прототипом для всех АЭС России.
Министерство энергетики реализует комплекс мероприятий и осуществляет постоянный контроль над функционированием электроэнергетических объектов в условиях пожароопасной обстановки. Минэнерго России осуществляет оперативное взаимодействие и информационный обмен организаций ТЭК с территориальными подразделениями МЧС России в части контроля за прохождением пожароопасного периода и принятию превентивных мер по предотвращению, локализации и ликвидации нештатных ситуаций на объектах
ТЭК, ведет круглосуточный мониторинг ситуации. В соответствии с приказом Минэнерго России, в организациях ТЭК была проведена работа по подготовке к пожароопасному периоду 2016 года и возможным нештатным ситуациям на объектах электроэнергетики. Ситуация с функционированием объектов ТЭК в пожароопасный период остается на особом контроле у заместителя министра энергетики Российской Федерации, заместителя руководителя Правительственной комиссии по обеспечению безопасности электроснабжения (федерального штаба) Андрея Черезова.
Возобновляемой энергетике – быть!
Правительство разрешило инвесторам в возобновляемую энергетику (ВИЭ) воспользоваться невостребованными квотами, за их счет программу поддержки ВИЭ продлили. Программу поддержки ВИЭ продлили до 2024 года, сохранив прежние целевые
2
По словам Сергея Мигалина, общие расходы на текущие ремонтноэксплуатационные нужды АО «Концерн Росэнергоатом» превышают 15 млрд. рублей в год. Оптимизация даже 5% от этих затрат с лихвой покрывает затраты на разворачивание современной платформы управления ремонтами. Таким образом, АСУ ТОиР станет одной из главных систем производственного ядра эксплуатирующей организации, формирующих автоматизированную основу бизнеса Концерна и его референции в организации унифицированных процессов поддержки эксплуатации энергоблоков и сложных производственных систем. Проект на Смоленской АЭС стартовал в 2015 году как проект создания прототипа решения, призванного заменить действующую на станции, но уже технически и функционально устаревающую систему ТОИР «Десна». Для автоматизации управления техническим обслуживанием и ремонтом в Концерне по целому ряду критериев была выбрана система класса EAM на платформе Maximo for Nuclear Power компании IBM – один из самых современных программных продуктов, специально разработанный для предприятий атомной энергетики. На его основе Смоленская АЭС создала и настроила рабочий прототип информационной системы ТОиР, провела его комплексное пилотное опробование на группе оборудования.
показатели по вводу зеленых станций. Прежде в конкурсном отборе ВИЭ, дающем право на повышенный тариф на мощность, могли участвовать только инвестпроекты с вводом не позже 2020 года. Но часть квот, выделенных на 2014–2016 годы, оказались не востребованы по различным причинам. По правилам, действовавшим с 2013 года, невостребованные объемы автоматически сгорали. Теперь их перенесли на 2021–2024 годы. Наиболее значимо это изменение для ветроэнергетики, где на новый период переносят 1,9 ГВт. Активнее всех ранее участвовали в отборах инвесторы в СЭС, поэтому для переноса оказались доступны только 85,8 МВт. Инвесторам в малые ГЭС предложат построить 126 МВт в период 2021–2024 годов.
ЭНЕРГОНАДЗОР
Роснефть снижает затраты
Приморский ветер «РАО ЭС Востока» и Komaihaltec inc. ведут переговоры с заводами Приморского края о возможной организации производства элементов ветроэнергетических установок. К настоящему моменту РАО «ЭС Востока» определило общий потенциал реализации проектов ветрогенерации в изолированных зонах ДФО – 147 установок совокупной мощностью 44 МВт. В свою очередь, Komaihaltec представила требования к заводам-изготовителям. Отбор участников проекта будет проводиться с учетом создания Территорий опережающего развития, а также нового таможенного режима Владивостока.
Компаниями РАО «ЭС Востока» и Komaihaltec сформирована совместная рабочая группа, разработана дорожная карта, определены технические требования к площадкам размещения производств. Представители японских компаний уже предварительно посетили ряд предприятий Приморья. Следующим шагом станет обмен инженерно-техническими делегациями. Японские специалисты посетят заводы Приморья, чтобы оценить пригодность потенциальных площадок для локализации элементов ВЭУ, а представители российских предприятий отправятся в Японию, чтобы изучить, как подобное производство организовано там.
Газпром поддерживает отечественных производителей
На выездном совещании сетевой группы НК «Роснефть» были подведены итоги реализации Программы повышения операционной эффективности на нефтеперерабатывающих заводах Компании за период с января по март 2016 года. Фактический эффект от мероприятий по энергосбережению на всех НПЗ Компании составил 216 миллионов руб., что на 7% больше запланированного уровня. В среднем по дочерним обществам НК «Роснефть» было отмечено снижение индекса энергоемкости Solomon EII (используется для определения потенциала улучшений в области энергоэффективности и постановке целей по повышению энергоэффективности для всего НПЗ) на 3,5%, что обеспечивает выполнение поставленных задач в области энергосбережения на промышленных объектах. При рассмотрении показателей энергоэффективности среди всех заводов Компании были особо отмечены Новокуйбышевский завод масел и присадок, а также Туапсинский НПЗ. По результатам технического аудита объектов Туапсинского НПЗ членами сетевой группы было предложено 13 мероприятий для включения в Программу повышения операционной эффективности. Их реализация позволит дополнительно снизить затраты энергоресурсов на сумму не менее 16,5 млн. руб/год.
№ 5 (81), май, 2016 г.
Компания заинтересована в применении на своих объектах современного высокотехнологичного оборудования в первую очередь отечественного производства. Поэтому на протяжении многих лет Газпром активно сотрудничает с российскими предприятиями, создает условия для их технологического развития. Газпром предъявляет повышенные требования к надежности и безопасности закупаемого оборудования. Это является стимулом для отечественных производителей к модернизации производства и выпуску конкурентоспособной продукции. Опыт применения оборудования в проектах Газпрома в
различных природно-климатических условиях помогает изготовителям улучшать его характеристики. Компания гибко подходит к формированию технических заданий на требуемое оборудование, допуская использование различных технологий его производства. В результате Газпром получает отличающуюся по принципам действия, но полностью соответствующую единым техническим требованиям продукцию. Например, для газопровода «Сила Сибири» отечественные компании предложили несколько вариантов автономных энергетических установок, работающих на разной базе: от возобновляемых источников энергии до твердотопливных элементов и термоэлектрических генераторов.
3
Стратегия отрасли | Тепловая энергетика
Современная модель развития теплоснабжения в России Фонд энергетического развития представил отчет «О теплоснабжении в Российской Федерации», в котором рассматриваются проблемы функционирования тепловой энергетики, проводится анализ состояния тепловых сетей и приведены меры, направленные на улучшение отрасли и создание новой модели рынка тепловой энергетики.
В
отчете обозначены основные проблемы тепловой энергетики в Российской Федерации: 1. Тепловая энергетика России в настоящий момент функционирует фактически без какой-либо системы долгосрочного планирования своего развития. Регулирование данной сферы отнесено в основном к полномочиям муниципальных властей, которые оказались в большинстве случаев не в состоянии принимать долгосрочные стратегические решения, довольствуясь лишь краткосрочными задачами по сдерживанию роста тарифов. Основные причины: отсутствие у муниципальных властей заинтересованности, низкий уровень ответственности за надежность теплоснабжения. 2. Нормативно-правовая база функционирования тепловой энергетики сформирована не в пользу частных компаний, которые оказываются в заведомо невыгодном положении. Неравное распределение возможностей, прав и обязанностей сторон, государственных органов власти и бизнеса подрывает экономическую основу отрасли, которая не имеет финансовой базы для расширенного воспроизводства. При индексации «от достигнутого», применяемой в каждом методе тарифного регулирования, осуществляется фиксация и пролонгация существующей неэффективности – выигрывают наименее эффективные. Существующий подход фиксирует долгосрочную необходимую валовую выручку (НВВ) для каждой теплоснабжающей организации. В итоге сам тариф на тепло не долгосрочный и не предсказуемый для потребителя. Бизнес теплоснабжения убыточен. Регулируется каждая отдельная теплоснабжающая организация. Нет единого центра ответственности: перед потребителем в итоге никто не отвечает за качество и надежность, никто не заинтересован эффективно распределять нагрузку внутри системы централизованного теплоснабжения, т.к. эффект экономии изымается регулятором. Потребитель оплачивает расходы каждой теплоснабжающей организации в системе, независимо от их количества и востребованности. Государство ограничивает только темп роста тарифа. Но в отсутствие понятных ценовых индикаторов это не защищает потребителя. Недовольны все: тарифы растут, но инвестиций нет. Теплоснабжение убыточно, хотя существует стабильный спрос.
4
3. Электростанции (ТЭЦ) играют важную роль в структуре централизованного теплоснабжения потребителей России, однако их доля медленно, но неуклонно снижается из-за неоптимальных тарифных и институциональных условий работы местных рынков тепла. Ситуация усугубляется и общей тенденцией медленного снижения спроса на тепло. Продажи тепла электростанциями ТГК дают от четверти до половины суммарной выручки компаний. Поэтому тарифная политика региональных властей, приводящая к хронической убыточности ТЭЦ по теплу (в среднем –6… –8%), существенно ухудшает финансовые показатели и собственные инвестиционные возможности компаний. 4. Сейчас в разработке находится законопроект об альтернативной котельной. Предельные цены, установленные по принципу альтернативной котельной, рассчитываются на уровне стоимости строительства нового автономного источника тепла (котельной) на определенной территории. Любая единая теплоснабжающая организация (ТЭЦ, котельная, теплосетевая компания) сможет применять такую цену в отношениях с потребителями. Появляется источник для инвестиций. При этом внутри одной системы теплоснабжения предусматривается конкуренция по цене между источниками и возможность приобретать тепловую энергию в большем объеме у источника с низкой себестоимостью. 5. Применение существующего метода регулирования приводит к повышению цен в сфере теплоснабжения для потребителей. Людям, которые реально не могут платить, надо помогать по схеме социальной адресной помощи. Такая социальная адресная помощь должна работать для той части населения, кто живет ниже черты прожиточного минимума. Надо совершенствовать механизмы оказания помощи конкретным семьям, конкретным людям. Но для развития экономики мы должны ориентироваться на трудоспособное население, создавать высокопроизводительные рабочие места, чтобы люди могли зарабатывать и им хватало на то, чтобы в полном объеме платить за электроэнергию, за газ и другие энергоресурсы и при этом нормально жить. 6. Дополнительным негативным фактором является и низкая конкурентоспособность части ТЭЦ на рынке электрической мощности. Из-за высоких эксплуатационных затрат около 7 ГВт мощностей ТЭЦ не прошли конкурентный
ЭНЕРГОНАДЗОР
отбор, но не могут быть закрыты по условиям обеспечения теплоснабжения. Потребители несут финансовое бремя по оплате этой мощности, а на регионы ложатся дополнительные инвестиционные обязательства в течение 3 лет обеспечить реализацию альтернативных решений по замещению этих ТЭЦ новыми котельными или электростанциями. 7. Сложившаяся ценовая ситуация привела к снижению годовых инвестиций ТГК в реальном выражении на 30% в период 2010–2014 годов. В условиях ограниченных собственных финансовых ресурсов для реализации инвестпроектов ТГК вынуждены идти на активное и зачастую чрезмерное привлечение внешних ресурсов. В результате уже сейчас многие компании достигли или превысили разумные пределы кредитной нагрузки (в среднем по ТГК он вырос с 2,5 в 2010 году до 3,8 в 2014 году). Реализовав ряд проектов по инвестиционным обязательствам, большинство из них не в состоянии продолжать активное инвестирование, необходимое для модернизации и обновления оборудования существующих ТЭЦ. 8. Сохранение ТГК в качестве активных участников рынка будет связано со стабильно высокой инвестиционной нагрузкой на компании в ближайшие 10–15 лет. К 2020 году 26–28 ГВт мощностей действующих ТЭЦ в ЕЭС России выработают парковый ресурс и потребуют инвестиционных решений по модернизации или замене оборудования. При существующей интенсивности инвестиционной программы (около 2 ГВт/год) для обновления этих мощностей потребуется не 5, а 13–14 лет; при этом за следующие 5 лет инвестиционных решений потребуют еще 10 ГВт мощностей действующих ТЭЦ. 9. Наиболее критическими с точки зрения выработки ресурса являются угольные ТЭЦ, оборудование которых более старое и в последние годы обновлялось с минимальными темпами. К 2020 году 41% ТЭЦ (или около 11 ГВт), запроектированных на уголь, выработают парковый ресурс. Географически наиболее критичными являются регионы Уральского ФО, где к 2020 году 48% мощностей ТЭЦ (около 7 ГВт) достигнут паркового ресурса, а также Южного и Приволжского ФО, где в ближайшие 5 лет потребуются инвестиционные решения по 43% действующих ТЭЦ (2 и 8,2 ГВт соответственно). При этом в 18 субъектах РФ к 2020 году доля мощностей ТЭЦ, по которым надо принимать инвестиционные решения в ближайшие 5 лет, превышает 50% от существующей, а кое-где достигает 75–87%. 10. В условиях стагнации спроса на тепло модернизация или замена оборудования на существующих ТЭЦ является главным инвестиционным приоритетом. Развитие новых ТЭЦ будет иметь ограниченный и точечный характер – прежде всего в районах новой массовой застройки. Однако обновление действующих электростанций не должно быть тотальным и учитывать экономические и балансовые реалии. Так, из оборота должны быть выведены неэффективные электростанции, имеющие сейчас
№ 5 (81), май, 2016 г.
статус «вынужденных по теплу»; снижение объемов ТЭЦ обоснованно в зонах с серьезным сокращением спроса из-за ухода крупных промышленных потребителей тепла. 11. В условиях ужесточения ценовых ограничений на рынке электроэнергии и мощности для повышения инвестиционной привлекательности и финансовой устойчивости ТГК критически необходим переход к новой системе ценообразования на тепло. Сохранение существующих тенденций на рынке тепла без финансовой возможности продолжать масштабную модернизацию приведет к прогрессирующему старению оборудования, нарастанию рисков его надежной работы. Проблема касается не только генерирующих мощностей, но и сетевой инфраструктуры по передаче тепла от ТЭЦ к потребителям. 12. Лишь за год количество тепловых сетей ТГК с превышенным нормативным сроком эксплуатации выросло на 3,6%, а количество аварийных ситуаций на магистральных тепловых сетях в течение отопительного периода 2014–2015 годов увеличилось на 16% по сравнению отопительным периодом 2013–2014 годов. При этом количество не отражаемых данной статистикой более мелких, локальных нарушений в распределительных тепловых сетях на порядок выше. 13. Помимо высокого износа, тепловые сети в России имеют кратно более высокие показатели потерь тепла и аварийности на 1 км по сравнению с аналогичными зарубежными системами теплоснабжения. 14. На передачу и распределение тепла приходится до половины затрат и более половины инвестиций в сфере теплоснабжения. Очевидно, что деградация производственного потенциала ТЭЦ в условиях хронической убыточности на рынке тепла может привести к перераспределению тепловой нагрузки на котельные и потребует еще более масштабной модернизации и переконфигурации тепловых сетей. Это в итоге заставляет снова возвращаться к вопросу новой ценовой политики на рынке тепла и хозяйственной модели управления теплоснабжением, создающей, с одной стороны, базу для дополнитель-
5
Стратегия отрасли | Тепловая энергетика ных инвестиционных ресурсов (собственных и внешних), а с другой стороны – обеспечивающей сдерживание роста удельных операционных и инвестиционных затрат на единицу продукции, доводимой потребителям с меньшими потерями и более высокой надежностью. При сохранении существующих тенденций просматривается два сценария развития ситуации. В первом сценарии «выживания в рынке» ТГК будут сталкиваться с прогрессирующим старением оборудования, нарастанием рисков его надежной работы. Снижение этих рисков потребует все больших объемов ремонтных затрат на электростанциях и находящихся на балансе тепловых сетях, однако возможности такой «растянутой во времени» модернизации будут все равно ограничены объемом выручки, формируемой на рынке электроэнергии, мощности и тепла. Дополнительные риски связаны здесь и с антимонопольным контролем за обоснованностью ценовых заявок на рынке мощности и ограничениями по отнесению затрат на мощность, заявляемую на оптовом рынке в конкурентный отбор. Данный сценарий, уже реализуемый на практике, ведет к серьезному повышению аварийности теплоснабжения, особенно – в части тепловых сетей. По данным Минэнерго России, в 2015 году количество аварийных ситуаций на магистральных тепловых сетях, эксплуатируемых субъектами электроэнергетики (ТГК и АО-энерго), в течение отопительного периода 2014–2015 года увеличилось на 16% по сравнению отопительным периодом 2013–2014 года и достигло 1 122, из них 53 ситуации сопровождались перерывами в теплоснабжении свыше 24 часов. Почти 70% аварий произошло на магистральных тепловых сетях с превышенным нормативным сроком эксплуатации (более 25 лет), а само количество таких сетей выросло на 3,6%. Приведенная статистика отражает только наиболее крупные аварии в магистральных сетях; с учетом кратно большей протяженности распределительных тепловых сетей и их изношенности объемы технологических нарушений, приводящие к локальным перерывам в теплоснабжении, потенциально могут быть на порядок большими. Во втором сценарии «ухода с рынка» ТГК будут принимать решения о прекращении работы в когенерационном режиме с переводом ТЭЦ в режим котельной или досрочным закрытием станции и перенесением тепловой нагрузки на другие местные источники тепла (котельные). Однако при этом на другую часть сектора теплоснабжения переносится и инвестиционная нагрузка по модернизации и расширению мощности котельных, переконфигурации и обновлению магистральных и распределительных тепловых сетей. По данным статистики и экспертным оценкам, около 50% всех затрат в системах теплоснабжения и более половины инвестиций на их модернизацию приходится на магистральные и распределительные тепловые сети сетями.
6
Основными причинами аварий является сильный износ и коррозия трубопроводов при эксплуатации тепловых сетей сверх нормативного срока службы (25 лет) и низких темпах замены ветхих сетей. Для того, чтобы выйти из зоны риска и за 15–20 лет достичь среднего возраста, равного возрасту теплосетей в других странах, необходимы темпы годового обновления сетей на 3–4%. Однако существующие темпы перекладки сетей в России по факту не превышают 1–1,5% в год от общей протяженности, а плановый ремонт практически уступил место аварийновосстановительному. Это приводит к старению основных фондов и негативно влияет на уровень безопасности при эксплуатации энергохозяйств в зимних условиях. Количество аварий в тепловых сетях ежегодно растет и кратно превышает показатели аналогичных систем в других странах. На совещании в Правительстве РФ с вицепремьерами 6 октября 2014 года были определены ближайшие задачи по изменению экономической модели функционирования рынка теплоснабжения. Речь идет о введении радикально новой модели работы рынка теплоснабжения. Переход от тарифного правила «Издержки плюс» к долгосрочным тарифам, позволяющим инвесторам окупать свои инвестиции с рыночной нормой прибыли. Установление стоимости производства тепловой энергии при использовании такого метода предполагается на уровне, не превышающем стоимости тепловой энергии, производимой современной и технологически эффективной котельной. Новая модель рынка тепловой энергии (далее – модель) будет стимулировать развитие эффективных источников тепла с понятными источниками инвестиций и основываться на долгосрочном взаимодействии власти с ответственными инвесторами. Первым этапом модели уже отменено регулирование цен на пар для потребителей на коллекторах источников тепловой энергии (кроме населения) с учетом особенностей для отдельных категорий потребителей. Новая система ценообразования будет внедряться во всех системах централизованного теплоснабжения России.
В
соответствии с проектом «Правил и порядка определения в ценовых зонах теплоснабжения предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность): 1. В случае если предельный уровень цены на тепловую энергию (мощность) рассчитан впервые в соответствии с «Правилами», ниже тарифа на тепловую энергию (мощность), действующего на дату окончания переходного периода, то предельный уровень цены утверждается органом регулирования равным такому тарифу. При этом орган регулирования ежегодно рассчитывает предельный уровень цены на тепловую энергию (мощность) в соответствии с «Правилами»
ЭНЕРГОНАДЗОР
и устанавливает его в качестве индикативного уровня. 2. Такое решение действует до окончания расчетного периода регулирования, в котором индикативный предельный уровень цены на тепловую энергию (мощность) станет равным тарифу на тепловую энергию (мощность), действующему на дату окончания переходного периода. 3. В случае если предельный уровень цены на тепловую энергию (мощность) рассчитан впервые в соответствии с «Правилами», выше тарифа на тепловую энергию (мощность), действующего на дату окончания переходного периода, то предельный уровень цены на тепловую энергию (мощность) устанавливается органом регулирования на основании графика поэтапного, равномерного доведения предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность) до уровня, определяемого в соответствии с «Правилами», но не ниже тарифа, действовавшего на дату окончания переходного периода. 4. График поэтапного, равномерного доведения предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность) утверждается высшим должностным лицом субъекта Российской Федерации, в виде ежегодного равномерного увеличения доли от предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), определяемого в соответствии с «Правилами», в течение срока действия графика, начиная с первого года его действия. 5. График поэтапного доведения предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность) однократно утверждается высшим должностным лицом субъекта Российской Федерации на срок не более 5 лет, а при наличии полученного в порядке, установленном Правительством Российской Федерации, согласования на срок не более 10 лет, и в последующем изменению не подлежит. 6. Ежегодно орган регулирования устанавливает предельный уровень цены на тепловую энергию (мощность) на очередной расчетный период регулирования посредством умножения доли, указанной в графике, на индикативный предельный уровень цены на тепловую энергию, устанавливаемый на соответствующий расчетный период регулирования. 7. Порядок установления предельного уровня цены применяется до окончания расчетного периода регулирования, когда предельный уровень цены станет равным индикативному предельному уровню цены на тепловую энергию (мощность), устанавливаемому на указанный период. 8. Вся территория страны, согласно законодательному проекту, будет разделена на восемь температурных зон, принадлежность к которой повлияет на определение расходов на строительство котельной и теплосетей. Самым дешевым признается строительство в таких регионах, как Дагестан, Чечня и Краснодарский край (–4% от среднего показателя). Дороже всего строительство котельных обойдется в Якутии (+37%). Э
№ 5 (81), май, 2016 г.
При нормативном сроке службы в 25 лет экспертами рекомендуется следующая классификация сетей с точки зрения их надежности и возникающих рисков теплоснабжения до 20 лет
зона спокойствия (полный контроль над рисками)
от 20 до 30 лет
зона комфорта (контроль над рисками)
от 30 до 40 лет
зона риска (высокая частота аварий)
более 40 лет
возможность крупных и частых аварий
В целях создания экономических стимулов для эффективного функционирования и развития централизованных систем теплоснабжения будут осуществлены меры, направленные на: • повышение уровня удовлетворенности потребителей тепловой энергии качеством и стоимостью товаров и услуг в сфере теплоснабжения, в том числе через совершенствование ценообразования и усиление ответственности теплоснабжающих организаций за обеспечение надежного и качественного теплоснабжения потребителей со встречным повышением ответственности потребителей тепловой энергии за выполнение договорных обязательств; • реализацию теплоснабжающими организациями мероприятий по энергосбережению и повышению энергетической эффективности и надежности энергопринимающих объектов потребителей тепловой энергии; • предотвращение прогрессирующего физического и морального износа основных производственных фондов в сфере теплоснабжения; • стимулирование энергосбережения и повышения энергетической эффективности в сфере теплоснабжения; • обеспечение эффективного стратегического развития и технического управления системами теплоснабжения; • стимулирование развития эффективных источников тепловой энергии и тепловых сетей (в том числе на основе местных возобновляемых источников энергии); • повышение управляемости систем теплоснабжения; • проработку предложений о переходе в сфере теплоснабжения к учету привлекаемых заемных средств исходя из ключевой ставки Центрального банка Российской Федерации; • скорейшее внесение изменений, направленных на возможность нормативного закрепления размера гарантированной предпринимательской прибыли при расчете тарифов на тепловую энергию.
Таким образом, основными целями в сфере теплоснабжения являются: • модернизация тепловых сетей с переходом на независимые схемы теплоснабжения, со снижением температуры теплоносителя до 100 °C и ниже, а также с оптимизацией гидравлических режимов. При регулировании тарифов на транспортировку тепловой энергии планируется широкое применение методов сравнительного анализа, которые в долгосрочной перспективе позволят перейти к нормированию расходов на транспортировку тепловой энергии; • загрузка наиболее эффективных источников тепловой энергии и вывод из эксплуатации менее эффективных источников (в том числе на основании схем теплоснабжения). По материалам отчета «О ситуации с теплоснабжением в РФ»: energofond.ru
7
Стратегия отрасли | Энергетические системы
Распределенная автономная генерация как основа энергобезопасности В энергетике наблюдаются общеэкономические тенденции и тренды. В частности, речь идет об автономизации энергетических систем и повышении их интеллектуальности. Сергей МАЙОРОВ, и.о. начальника отдела структурных реформ Минэкономразвития РФ, эксперт аналитического центра Правительства РФ
И
меют ли эти тенденции отношение в вопросам энергобезопасности? События последнего года говорят – «да». Речь, прежде всего, о подрыве опор ЛЭП, обеспечивавших Крым электричеством с Украины. Другим тревожным звонком стали новости о готовящихся терактах на АЭС в Бельгии. Энергетика – это инфраструктура, поддерживающая жизнедеятельность общества, а генерация энергии зачастую несет потенциальную угрозу экологии. Если проанализировать угрозу потери доступа к сетям, то следует отметить ситуацию с энергообеспечением Калининградской обла-
Рис. 1. Энергоснабжение регионов России
Калининград
ПетропавловскКамчатский
Москва Якутск
Екатеринбург
Новосибирск
Централизованное энергоснабжение Автономное энергоснабжение Не электрифицировано
Хабаровск Красноярск Иркутск
Владивосток
Табл. 1. Потенциал возобновляемой энергетики в России ТЕХНИЧЕСКИЙ ПОТЕНЦИАЛ (МЛН. Т.У.Т/ГОД)
8
Геотермальные источники
11 868
Малые ГЭС
126
Биомасса
140
Низкопотенциальное тепло
194
Ветровая энергия
2 216
Солнечная энергия
9 676
ВСЕГО:
24 221
сти, электричество в которую поступает через кольцо БРЭЛЛ, проходящее, в частности, по территории Прибалтийских государств. Если посмотреть на мировые тенденции, то стоит обратить внимание на проект строящегося японского «умного мегаполиса» Цунасима неподалеку от Йокогамы, в котором будет создана локальная энергоустановка, в частности использующая возобновляемые источники энергии (ВИЭ) и генерацию за счет переработки твердых коммунальных отходов (ТКО). Кроме того, активное использование ВИЭ и создание на их основе автономных энергосистем наблюдается в США. Так, в Нью-Йорке запустили сеть TAG, позволяющую частным владельцам ВИЭ-генераторов продавать друг другу энергию, уходя от общих сетей. Кроме того, проектируется Гигафабрика в Солнечном городе в Буффало, когда будет установлено распределенной на домовладения солнечной генерации на 750 миллионов долларов США для ежегодной генерации гигаватт электроэнергии. Дальше всех пошел окружной совет СанФранциско, который принял закон, согласно которому все новые здания малой этажности должны быть оборудованы солнечными панелями или водонагревателями. Нельзя исключать, что эти опережающие инициативы направлены на снижение угроз централизованной энергосистеме. Перед российской энергетикой стоит задача обеспечения бесперебойного энергоснабжения Крыма и Калининградской области, а также опеспечение бесперебойного энергоснабжения территорий страны, удаленных от центральных энергомощностей (рис. 1). Если говорить о задаче автономного энергоснабжения удаленных территорий, то, прежде всего, необходимо проанализировать потенциал солнечной и ветровой энергетики. Одним из самых значительных является потенциал биомассы, который необходимо утилизировать для энергогенерации. В случае Крыма не стоит отбрасывать сероводород из донных отложений. Общий потенциал возобновляемых источников приведен в таблице 1. В случае Калининградской области необходимо завершить работы по строительству Балтийской АЭС. Э Источник: www.energosovet.ru
ЭНЕРГОНАДЗОР
Ростехнадзор информирует | ОЗП 2016/2017
Рекомендации по подготовке энергосетей При подготовке к отопительному сезону 2015/2016 Средне-Поволжское управление Ростехнадзора проводило проверки электро- и теплоснабжающих организаций. По результатам проведенного контроля Управление выявляет основные проблемы при подготовке к ОЗП и выдает основные рекомендации по их устранению.
В
сего было проведено 155 внеплановых выездных проверок по подготовке к ОЗП, выявлено 2 758 нарушений требований норм и правил. Основными проблемами, выявленными в ходе обследования поднадзорных предприятий, по подготовке к работе в ОЗП явились следующие: • электроустановки предприятия не соответствуют категорийности; • электроустановки не содержатся в работоспособном состоянии, не проводятся капитальные ремонты электрооборудования РУ; • не выполняется график подготовки к ОЗП; • объем работ по перекладке тепловых сетей не обеспечивает планомерную замену трубопроводов тепловых сетей, отслуживших расчетный срок; • здания муниципальных котельных имеют значительный физический износ и зачастую находятся в аварийном состоянии; • не проводится техническое освидетельствование технических устройств, оборудования, зданий и сооружений; • неготовность к работе резервных топливных хозяйств; • не проводятся режимно-наладочные работы на котельном оборудовании, тепловых сетях и оборудовании химводоочистки. В целях своевременной и качественной подготовки к отопительному периоду Среднеповолжское управление Ростехнадзора рекомендует: 1. Провести гидравлические испытания тепловых сетей на прочность и плотность для выявления дефектов. Представить в Управление сведения о результатах проведенных весенних гидравлических испытаниях не позднее 30 мая 2016 года. 2. В полном объеме провести техническое освидетельствование энергетического оборудования, зданий и сооружений в срок не позднее 30 мая 2016 года. 3. Разработать планы подготовки к ОЗП 2016/2017, включающие в себя в том числе, проведение необходимого технического освидетельствования и диагностики оборудования, участвующего в обеспечении прохождения ОЗП, с учетом результатов: температурных и гидравлических испытаний, предписаний Управления, итогов прошедшего отопительного сезона. Копии планов представить в Управление в срок до 1 июня 2016 года.
№ 5 (81), май, 2016 г.
4. В срок до 1 октября 2016 года обеспечить по объектам систем энергоснабжения: • готовность к работе основного и вспомогательного энергооборудования; • ремонт зданий и сооружений энергообъектов; • укомплектованность всех рабочих мест обученным и аттестованным персоналом; • проверку готовности и надежности схем газо-, электро- и водоснабжения; • замену (ремонт) изношенных электрических сетей и ветхих тепловых сетей; • запас основного и резервного топлива; • необходимое количество перекладок тепловых сетей; • выполнение работ по восстановлению тепловой изоляции теплотрасс; • наличие обязательного резерва материальнотехнических ресурсов для устранения неисправностей и аварий на объектах; • проверку готовности к работе диспетчерской службы предприятия; • рабочие места персонала необходимой технической документацией: журналами, инструкциями, температурными графиками, схемами в соответствии с требованиями ПТЭ, привести их в соответствие с требованиями НТД. 5. Разработать и выполнить мероприятия, направленные на проведение первоочередных работ по замене физически и морально устаревшего электрооборудования, устройству вторых вводов электроснабжения для обеспечения надежного электроснабжения объектов жилищно-коммунального хозяйства в срок до 1 октября 2016 года. 6. Обеспечить наличие резервных источников электроснабжения для обеспечения резервного электроснабжения потребителей, в особенности сельских районов в срок до 1 октября 2016 года. 7. Руководителям теплоснабжающих и теплосетевых организаций представлять в Средне– Поволжское управление Ростехнадзора сводный отчет об аварийных ситуациях ежемесячно. 8. Создать комиссии по оценке готовности электро- и теплоснабжающих организаций к работе в ОЗП 2016/2017. Согласовать участие в составах комиссий представителей Управления в срок 1 сентября 2016 года. 9. Акты проверки готовности к работе в ОЗП 2016/2017 годов представить в Управление в срок до 1 октября 2016 года. Э
9
От первой атомной – к энергетике будущего
У истоков ядерной безопасности 31 мая 2016 исполняется 70 лет с момента основания Государственного научного центра Российской Федерации – Физико-энергетического института им. А.И. Лейпунского, созданного для решения научно-технических проблем создания и развития атомной энергетики. Сегодня институт – многопрофильная научная организация, ведущая комплексные исследования физико-технических проблем ядерной энергетики.
В
1945 году была создана Лаборатория «В», одна из первых организаций советского атомного проекта, в настоящее время АО «Государственный научный центр Российской Федерации – Физико-энергетический институт имени А.И. Лейпунского». В начале 1950-х годов выдающимися учеными Д.И. Блохинцевым и А.И. Лейпунским были сформулированы основные научные направления деятельности института: реакторы на тепловых и быстрых нейтронах для АЭС, реакторы для ядерных энергоустановок космического назначения и подводных лодок. Для решения этих задач в ФЭИ были сооружены и эксплуатировались семь исследовательских ядерных реакторов суммарной мощностью 200 МВт, 24 критических ядерных стенда, комплекс горячих камер, технологические участки для работы с ядерными материалами и радиоактивными веществами. В 1954 году на территории ФЭИ была введена в эксплуатацию первая в мире АЭС. Под научным руководством института разработаны и сооружены первый и второй энергоблоки Белоярской АЭС, спроектирована,
10
изготовлена и прошла испытания первая АЭС малой мощности – энергопоезд ТЭС-3, введена в действие первая атомная теплоэлектроцентраль в городе Билибино. Решая задачи повышения обороноспособности страны, в институте создали энергоустановку для подводной лодки-истребителя проекта 705, который занесен в Книгу рекордов Гиннеса за свои сверхскоростные и маневренные качества. Разработана и принята в боевую эксплуатацию ЯЭУ БУК с быстрым реактором и термоэлектрическим генератором для спутников морской космической разведки и целеуказания. Разработана первая в мире космическая ЯЭУ с термоэмиссионным реактором-преобразователем ТОПАЗ. Важнейшим направлением деятельности института являются реакторы на быстрых нейтронах. В 72 году пущен первый в мире промышленный быстрый реактор БН-350 (город Шевченко), в 1980 – БН-600 Белоярской АЭС. В 2015 году под научным руководством ФЭИ осуществлен энергетический пуск БН-800. В настоящее время разрабатывается проект БН-1200 – основа новой технологической платформы развития атомной энергетики с реакторами на быстрых нейтронах и замкнутым топливным циклом. В общей сложности Физико-энергетический институт участвовал в разработке 120 проектов реакторных установок гражданского и военного применения, многие из которых составляют славу и гордость России. Сегодня Физико-энергетический институт – многопрофильная научно-исследовательская организация, решающая научные, технологические, производственные задачи, обеспечивающие энергетическую и оборонную безопасность Государства. Экспериментальная база ГНЦ РФ–ФЭИ объединяет свыше 190 крупных стендов, включая быстрые физические стенды БФС-1 и БФС-2, апериодический реактор БАРС-6, комплекс ускорителей легких и тяжелых ионов, комплекс теплофизических стендов. Институт осуществляет научное руководство разработкой реактора БРЕСТ-300, ведет поисковые исследования, участвует в работах по разработке топливных элементов реактора мегаваттного диапазона для космических применений, развивает технологии ядерной медицины. Э
ЭНЕРГОНАДЗОР
Из колыбели науки – в большую жизнь 10 декабря 2015 года произошло событие мирового уровня: был включен в энергосистему новый энергоблок Белоярской АЭС с реактором на быстрых нейтронах БН-800. Этот энергоблок имеет особое значение для будущего атомной энергетики.
Б
елоярская АЭС находится на стратегическом направлении развития атомной отрасли, связанном с переходом к новой технологической платформе. Основу этой платформы составит замкнутый ядерно-топливный цикл – «круговорот» топлива между реакторами на быстрых и тепловых нейтронах. Запасы урана-235, на котором работают распространенные ныне реакторы на тепловых нейтронах, постепенно истощаются, ведь этого изотопа в урановой руде содержится менее одного процента. Быстрые реакторы способны вовлечь в производственный цикл неиспользуемый ныне уран-238, составляющий львиную долю в природном сырье, и превратить его в новое топливо. Это позволит в десятки раз увеличить топливную базу атомной энергетики и свести к минимуму радиоактивные отходы. Отработавшее ядерное топливо других АЭС будет использоваться повторно. Также быстрые реакторы позволят «дожигать» накопившиеся в хранилищах долгоживущие изотопы. БН-800 в этой стратегии отведена особая роль: он должен осуществить окончательную отработку элементов замкнутого ядерно-топливного цикла с использованием уран-плутониевого топлива. Это «переходный», опытно-промышленный реактор. Именно результаты эксплуатации БН-800 дадут «путевку в жизнь» БН-1200, который планируют сооружать уже серийно. В освоении и развитии технологии быстрых натриевых реакторов рука об руку с Белоярской АЭС идет научный руководитель проектов – Физико-энергетический институт. Вместе они обеспечили пуск и успешную эксплуатацию предыдущего энергоблока с реактором БН-600 – также опытно-промышленным, даже инновационным для своего времени. Впрочем, и на БН-800 внедрены инновационные разработки – например, дополнительные системы безопасности реактора, основывающиеся на пассивном принципе действия, то есть на законах природы, которые невозможно «отключить». Среди них – стержни дополнительной защиты реактора, плавающие в потоке натрия, которые под действием всемирного тяготения самостоятельно опустятся в активную зону, если прекратится циркуляция теплоносителя. Или система противоаварийного расхолаживания реактора, которая, даже если отключатся рабочие системы расхолаживания, обеспечит отвод тепла от реактора при помощи естественной циркуляции воздуха «самотягой» через высокие вентиляционные трубы.
№ 5 (81), май, 2016 г.
На всех этапах создания и ввода в работу БН-800 огромный вклад внес ФЭИ. Научным руководителем проекта разработаны программы испытаний и анализируются результаты их выполнения. Сопровождаются все ключевые этапы ввода в строй нового энергоблока: подготовка к пуску, физпуск реактора, энергопуск блока, освоение мощности, сдача в опытнопромышленную и промышленную эксплуатацию. Определяется соответствие реальных технологических характеристик оборудования (нейтронно-физических, теплофизических, теплогидравлических, механических и т.д.) их проектным значениям. Научным руководителем пуска БН-800 является Алексей Альфредович Камаев, а в целом успех вступления в жизнь нового энергоблока обеспечивает весь коллектив ФЭИ. Технологию быстрых реакторов пытались осваивать многие страны: Франция, Япония, США, Великобритания, Германия. Сейчас по данному направлению активно работают в Индии, Китае, Южной Корее, вновь во Франции. Но Россия прочно удерживает мировое лидерство в этой сфере, и большой вклад в это вносит ФЭИ. Руководство и коллектив Белоярской АЭС желают генеральному директору АО «ГНЦ РФ – ФЭИ» Андрею Александровичу Говердовскому и всему коллективу института дальнейшей эффективной стабильной работы и высокого полета научной мысли. У ФЭИ и Белоярской АЭС широкие горизонты сотрудничества в дальнейшем развитии технологии быстрых натриевых реакторов и переходе к их серийному внедрению. Р
624250 Свердловская обл., г. Заречный, а/я 149 Тел. +7 (34377) 3-63-59 Факс (34377) 3-80-08 E-mail: post@belnpp.ru
11
Клуб главных энергетиков
Сокращение энергозатрат – результат планомерной работы По итогам 2015 года ЗАО «Уральский турбинный завод» стало обладателем премии губернатора Свердловской области за высокие показатели по энергосбережению и энергоэффективности. О реализации энергетической политики, модернизации производства и сокращении энергозатрат рассказал главный энергетик предприятия Алексей ПЕРФИЛЬЕВ. – Когда на предприятии начались работы по сокращению энергетических затрат и в связи с чем было принято это решение? – В большей или меньшей степени такая работа велась всегда. Собственно сокращение энергетических затрат не является самоцелью. Наша задача – сокращение доли энергозатрат в себестоимости продукции, так как это одно из условий конкурентоспособности нашей продукции на рынке. На эту цель мы активно работаем последние пять лет – и достигли результата. В 2015 году предприятие сократило долю энергии в себестоимости продукции на треть до 5% (с 7,4% в 2014 году). За прошлый год мы снизили удельные нормы на 1 млн. кВт•ч, природный газ – на 19 тысяч м3, потребление воды – на 16 тысяч м3. – Работа ЗАО «УТЗ» в области энергосбережения в 2015 году была отмечена губернаторской премией. Какие мероприятия позволили добиться таких результатов? – Работа по энергосбережению и повышению энергетической эффективности на Уральском турбинном заводе ведется сразу по нескольким направлениям, в первую очередь – в ходе модернизации производства, которой мы активно занимаемся на протяжении последних пяти лет. Только в прошлом году взамен устаревшей начала работать новая термическая печь, были введены в эксплуатацию шесть новых или прошедших модернизацию кранов, модернизирован горизонтальный фрезерно-расточной станок SKODA, введен в эксплуатацию высокоскоростной сверлильный станок с ЧПУ, проведена модернизация системы охлаждения воздуха балансировочного стенда Schenсk. Все оборудование, которое начинает работать на заводе, оснащено более экономичными частотными приводами. Кроме того, мы получаем экономию и в энергоресурсах, если вместо нескольких устаревших вводим один современный многофункциональный станок. Второе важное направление – концентрация производства, которым наше предприятие занимается с 2012 года. Внедряются новые технологии, производство становится более компактным, поэтому часть производственных площадей высвобождается, часть мощностей перегруппировывается. В результате снижаются издержки завода на обслуживание и содержание освободившихся цехов и зданий.
12
Отмечу, что в ходе концентрации нашим предприятием решается задача оптимизации всей технологической цепочки, то есть размещение служб и производственных участков на новых местах ведется с учетом максимального снижения потерь на перемещение людей и грузов по территории завода. Кроме того, предприятие пересмотрело технологические процессы и отказалось от использования пара, который раньше использовался для испытания турбин, отопления корпусов. На нем работали два молота, а сейчас они переведены на сжатый воздух. ЗАО «УТЗ» полностью отказался от водооборотных сетей, вместо этого смонтировали локальные водооборотные станции там, где этого требует производство. Также мы активно внедряем системы учета. В настоящее время внедряются корпусные узлы учета объемов потребления питьевой воды, началось строительство узла учета технической воды, ведутся расчеты снижения гидравлических потерь на теплотрассе завода, проходит аудит систем отопления в цехах завода. Много внимания уделяется тепловым сетям, так как требования по микроклимату все время ужесточаются – к примеру, новый станок можно
ЭНЕРГОНАДЗОР
эксплуатировать только при температуре 20–22 °С. Мы заменили часть трубопровода, продолжаем работу по установке узлов учета, в частности планируем установить на корпуса нашего предприятия индивидуальные тепловые пункты. – Какие задачи по энергосбережению поставлены на ЗАО «УТЗ» на 2016 год? – Цель остается прежней – снижение потребления энергоресурсов по всем позициям. Чтобы ее достигнуть, ЗАО «УТЗ» продолжает работу по концентрации производства. Нужное оборудование из корпуса, который подлежит консервации, будет перевезено и размещено на новых отремонтированных площадях. В этом году мы построим новую автоматизированную кислородную станцию возле цеха металлоконструкций, старую закроем. В целом, с учетом нынешней экономической ситуации, в первую очередь мы ориентированы на мероприятия, не требующие больших вложений. – Как происходит вовлечение сотрудников в мероприятия по сокращению энергозатрат? – Основная работа ведется через энергетиков цехов. Они хозяева своих участков, которые знают, что можно улучшить и где сэкономить. Безусловно, постоянная работа по повышению грамотности и ответственности проводится в рамках общего повышения культуры производства. Ведь если из крана будет капать вода, свет останется гореть без надобности, без нужды будут работать вентиляторы, то относительно небольшие бытовые затраты превратятся в весьма существенные. – Планируется ли внедрение системы энергоменеджмента в соответствии с ISO 50001? Какие, по вашему мнению, положительные изменения может дать ее внедрение на предприятии? – Для нас стандарт ISO 50001 является ориентиром. Он дает установки – как планировать, осуществлять, отслеживать и корректировать результаты. Часть требований этого стандарта мы уже выполняем. В прошлом году был разработан план мероприятий, выпущен приказ по заводу о снижении затрат на энергоресурсы. Мы приняли программу по повышению энергоэффективности на 2015–2018 годы, причем по каждому энергоресурсу разработана своя программа. Составлен энергетический паспорт предприятия. Можно сказать, что мы движемся в русле стандарта ISO 50001. – Недавно ЗАО «УТЗ» присоединился к Российской ассоциации ветроиндустрии (РАВИ). Насколько уместно в заводском энергохозяйстве использовать возобновляемую энергетику? – Цель присоединения к РАВИ – локализация производства основных узлов ветрогенераторов на своей производственной площадке. Вместе с
№ 5 (81), май, 2016 г.
тем мне было интересно изучить возможность использования на промышленном предприятии ветровой станции с солнечными батареями. Но все, что зависит от природы, очень сложно реализовать, особенно на Урале: солнце не так часто, скорость ветра не высока. Кроме того, потребуется строить аккумуляторную батарею, изменять схему электроснабжения, а это значит, что срок окупаемости такого проекта будет очень большим. Поэтому пока вопрос об установке ветровых станций не рассматривается. – Какие рекомендации вы можете дать предприятиям, которые ставят своей целью сокращение энергозатрат? – Любой грамотный специалист начинает с анализа – определяет, где можно сэкономить и уйти от затрат. Особенность работы главного энергетика в том, что он должен досконально знать свое хозяйство. На ЗАО «УТЗ» мы приводим в порядок схемы электроснабжения и другие сети. В постперестроечные годы ремонты зачастую проводились не в полном объеме, работали в основном по авариям. Теперь шаг за шагом мы приводим в соответствующее надежному и бесперебойному снабжению нашего предприятия состояние. Для внедрения любых нововведений надо вложить средства. В западной практике зачастую идут по пути комплексного обновления оборудования по истечении гарантийного срока. Мы предпочитаем небольшие и постоянные мероприятия. Энергосбережение либо требует больших вложений, либо им нужно заниматься по частям, но планомерно и постоянно. Э
13
Энергоэффективность | Экономический расчет
Прогнозируемый срок окупаемости инвестиций В статье рассматривается задача определения прогнозируемого срока окупаемости инвестиций, направленных на уменьшение потребляемых в здании энергетических ресурсов. Предложена формула, позволяющая произвести расчет прогнозируемого срока окупаемости инвестиций в энергосбережение с учетом размера капитальных затрат, расчетного или фактического значения достигаемого энергосберегающего эффекта, роста тарифов на энергоносители, дисконтирования будущих денежных потоков, а также величины и срока возврата кредитных средств. На основании предложенной методики расчета можно произвести сравнение эффективности различных энергосберегающих решений. Александр ГОРШКОВ, директор учебно-научного центра «Мониторинг и реабилитация природных систем ФГАОУ ВО «СанктПетербургский политехнический университет Петра Великого», к.т.н. Павел РЫМКЕВИЧ, профессор кафедры физики ФГКВОУ ВПО «Военно-космическая академия им. А.Ф. Можайского», к.ф.-м.н. Николай ВАТИН, директор инженерностроительного института ФГАОУ ВО «СанктПетербургский политехнический университет Петра Великого», д.т.н., профессор
14
10626 знака(ов) решения, его следует признать экономически беспечение энергетической эффекD:\Энергонадзор\2016\№05 май 2016\Горшков\Горшков_ред.docx обоснованным. тивности проектируемых зданий Дата печати 10.05.16 12:20 Редактор ____________, обработка __ _____, автор является государственной задачей, Модель расчета отраженной в директиве об энергоэффективИллюстрации В качестве оценки эффективности вложенных ности зданий (директива EPBD) и последних средств часто рассчитывается чистый дисконпринятых нормативах по энергосбережению. Не Страницы_____________ тированный доход (чистая приведенная или менее актуальной задачей является снижение _________________________________________________________ текущая стоимость), который подразумевает энергопотребления в существующих зданиях. Еслисредств срок окупаемости инвестиций ока возврат в течение заранее заданного Большинство существующих зданий было эксплуатации внедряемого решения периода времени. Однако втехнического ряде случаев удобно построено до введения современных программ использовать значение прогнозируемого срока энергосбережения. По этой причине объем Модель расчета окупаемости инвестиций. Инвестор обладает потребляемой в существующих зданиях энергии В качестве оценки эффективности в некоторыми средствами. Он заинтересован в оказывается значительно выше по сравнению дисконтированный доход, который подразумев энергосбережении и хочет произвести оценку с новыми зданиями. периода, в течение которого вложенные им сред- удо Одним из эффективных способов снижения периода времени. Однако в ряде случаев ства вернутся, после чего будут приносить ему энергопотребления в существующих зданиях окупаемости инвестиций. Инвестор обладает прибыль. является реализация энергосберегающих решеэнергосбережении и хочет для произвести оценку п В данном исследовании удобства модель ний. расчета принята основании реализации конЭнергосберегающие мероприятия, как вернутся, прапосле чегонабудут приносить ему прибы кретного технического решения – утепления вило, приводят к уменьшению потребляемой В данном исследовании, для удобства, наружных стен существующего здания. в здании энергии и, следовательно, к сокращеконкретного технического решения – утепления н Для расчета сроков окупаемости инвестиций, нию эксплуатационных затрат, но реализация направленных на дополнительное утепление любого энергосберегающего мероприятия треДля расчета сроков окупаемости инвес наружных стен существующего здания, испольбует дополнительных инвестиций. Капитальные наружных стен существующего здания испол зован метод приведенных затрат, описанный в вложения в энергосбережение чаще представмонографии [1]. [1]. монографии ляют собой единовременные затраты. УменьПоложим, что шение эксплуатационных расходов, достигаеПоложим, что мое в результате применения того или иного (1) П1 = К1 + Э1·Т, ,(1) энергосберегающего решения, при этом будет (2) П2 = К2 + Э2·Т, ,(2) наблюдаться в течение нескольких последуюгде щих лет, то есть эта (прибыльная) составляюгдеПП , П – в рамках принятой модели с , П – в рамках принятой модели суммар2 1 12 2 щая инвестиций оказывается растянутойнаружных во ные затраты на капитализацию и эксплуатацию стен, приведенные к 1 м площади стен времени. наружных стен, приведенные к 1 м2 площади К – капитальные затраты на возвед 2 По истечении некоторого периода времени стен,1 руб./м ; рассматривается существующее положим суммарный экономический эффект, достигаеК1 – капитальные затраты наздание, возведение 1 мый в результате внедрения энергосберегаюм2 К наружной стены (с учетом того, на чтодополнител рассма– капитальные затраты 2 щего технического решения, может достичь тривается существующее здание, положим, что Э – эксплуатационные затраты, учитыва 1 величины первоначальных инвестиций. Этот К1 = 0), руб./м2; стены заКодин отопительный сезон до проведения период времени и следует считать прогнози– капитальные затраты на дополнительное 2 руемым сроком окупаемости. утепление, руб./м2; затраты, учитыва Э2 – эксплуатационные Если срок окупаемости инвестиций ока– эксплуатационные затраты, учиты1 стены вающие заЭодин отопительный сезон после ее утепл жется меньше прогнозируемого срока службы потери тепловой энергии через 1 м 2 Т – время, исчисляемое в годах.сезон или эксплуатации внедряемого технического наружной стены за один отопительный
О
Условием окупаемости для принятой мод ЭНЕРГОНАДЗОР П1 = П2 (3) Или, с учетом уравнений (1), (2): К1 + Э1·Т = К2 + Э2·Т (4) С учетом того, что К = 0:
фасадов, использует собственные (не заемные) средства, то капитальн Иллюстрации Редактор ____________, обработка __ _____, автор П =К К111 + +Э Э111·Т, ·Т, (1) (1) 10626 знака(ов) П111 = Положим, что = К + Э ·Т, (1) П D:\Энергонадзор\2016\№05 май 2016\Горшков\Горшков_ред.docx ст сметной стоимости работ. Если для выполнения работ исполнителем исп П = К + Э ·Т, (2) П1222= =К К1222+ +Э Э1222·Т, ·Т,(1) (2) Дата печати 10.05.16 Страницы_____________ П 12:20 П = К + Э ·Т, (2) Иллюстрации (предоставленный банком кредит), при аннуитетных ежемесячных платеж ______________________________________________________________________________________ Редактор ____________, обработка __ _____, автор на где ввв рамках принятой модели суммарные затраты П рамках принятой модели суммарные затраты на капитализацию капитализацию и эксплуатацию где ПК111,,2, П П +222Э–––2·Т, (2) где П П рамках принятой модели суммарные затраты на капитализацию ии эксплуатацию эксплуатацию 2 =П � 222 2 энергосбережение ∆К следует определять по формуле: 2 По этой причине, рассчитанное по формуле (6) значение бездис Страницы_____________ 2 аружных ккк 111 м стен, руб./м наружных стен, приведенные м площади площади стен, руб./м ;;; затраты на капитализацию и эксплуатацию модели суммарные гдестен, П1, Пприведенные аружных стен, приведенные м площади стен, руб./м 2 – в рамках принятой Иллюстрации ______________________________________________________________________________________ � ∆𝐾 = 𝑚 ∙м (7) какстены рассматривать только оценочное. К ––– капитальные на возведение 111 2причине, наружной (с того, что К111стен, капитальные наможно возведение м𝐴222 ∙ ∆𝐾, наружной стены (с учетом того, что аружных приведенные затраты кзатраты 1 м2 площади стен, руб./м ;м К капитальные затраты на возведение наружной стены (с учетом того, что этой рассчитанное по учетом формуле (6) значение бездис 2 Страницы_____________ По 2 где m – число периодов погашения кредита (например, если кред Капитальные затраты на реализацию энергосберегающего ме 2 2 = 0), руб./м ; ассматривается существующее здание, положим, что К = 0), руб./м ; ассматривается существующее здание, положим, что К 1 1 К – капитальные затраты на возведение 1 м наружной стены (с учетом того, что = 0), руб./м ; ассматривается существующее здание, положим, что К __________________________________________________________________________________________________ 1 можно рассматривать только как оценочное. 1 А – коэффициент аннуитета; до проведения работ по утеплению наружных 2 на 2 года, m =утепление, 24 и т.д.); руб./м Если строительная или физическое лицо для выпол 2 компания 22;; К ––– капитальные затраты на К222руб./м капитальные затраты на дополнительное дополнительное утепление, руб./м = 0), руб./м ;исполнителя ассматривается существующее здание, К ∆Кчто – собственные средства работ стен, •год; Поположим, этой причине, по (6) значение бездисконтного с К капитальные затраты на дополнительное утепление, руб./м ;наформуле 1 рассчитанное Капитальные затраты реализацию энергосберегающего мер 222 А – коэффициент аннуитета; фасадов, использует собственные (не заемные) средства, то капитальн 2 (инвестиции безкак учета платежей по кредиту). Э затраты, учитываюэксплуатационные затраты, учитывающие потери тепловой через 111 м наружной Э –капитальные эксплуатационные затраты, учитывающие потери тепловой энергии через м наружной Э2111––––эксплуатационные К затраты на дополнительное утепление, руб./м ; энергии можно рассматривать только оценочное. Э эксплуатационные затраты, учитывающие потери тепловой энергии через м наружной Если строительная компания или физическое лицо для выпол аннуитета А рассчитывается сметнойКоэффициент стоимости работ. средства Если дляисполнителя выполнения работ исполнителем потери тепловой энергии через 1 м наруж∆К – собственные работ (инвестиции безисп уч 2 222·год; тены за отопительный сезон до работ по наружных стен, теныщие заЭодин один отопительный сезон до проведения проведения работ по утеплению утеплению наружных стен, руб./м ·год; – эксплуатационные затраты, учитывающие потери тепловой энергии черезруб./м 1м наружной Капитальные затраты на реализацию энергосберегающего мероприятия тены за один отопительный сезон до проведения работ по утеплению наружных стен, руб./м ·год; 1стены фасадов, использует собственные (не заемные) средства, то капитальны по формуле: ной за один отопительный сезон после 222по Коэффициент аннуитета А рассчитывается формуле: (предоставленный банком кредит), при аннуитетных ежемесячных платеж 2 затраты, учитывающие потери тепловой энергии через 111 работ м эксплуатационные затраты, учитывающие потери тепловой энергии черезруб./м м наружной наружной Э 222 – тены ее за Э один отопительный до проведения работ по утеплению наружных стен, ·год; Если строительная компания или физическое лицо для выполнения исп раб утепления, руб./м •год; сезон Э –– эксплуатационные эксплуатационные затраты, учитывающие энергии через м наружной 𝑚тепловой сметной стоимости работ. Если для выполнения исполнителем �крпотери ∙(1+� � 222)следует кр 2 энергосбережение ∆К определять по формуле: , (8) Тодин – время, исчисляемое в годах. тены отопительный сезон после ее утепления, руб./м ·год; тены за заЭ один отопительный сезон после ее утепления, руб./м ·год; А = , (8) – эксплуатационные затраты, учитывающие потери тепловой энергии через 1 м наружной фасадов, использует собственные (не заемные) средства, то капитальные затраты тены за один отопительный сезон после ее утепления, руб./м ·год; 2 𝑚 −1 (предоставленный банком кредит), при аннуитетных ежемесячных платеж � =(1+� окупаемости для принятой модели ∆𝐾 𝑚 ∙ кр𝐴)�∙2∆𝐾, (7) Т ––– время, исчисляемое ввв годах. время, исчисляемое годах. тены будет заУсловием отопительный сезон после ее утепления, руб./м ·год; сметной стоимости работ. Если для выполнения исполнителем используются ТТодин время, исчисляемое годах. энергосбережение ∆К следует определять покредита формуле: где равенство приведенных затрат П и П, процентная ставкаработ банка гдерm ркр––месячная –число месячная процентная ставка банка(например, по кредиту, выражен где периодов погашения если кред и П , т.е. окупаемости принятой будет равенство приведенных затрат П Условием окупаемости для принятой модели модели будет равенство приведенных затрат П и П , т.е. 1 2 1 2 ТУсловием – время, исчисляемое вдля годах. (предоставленный банком кредит), при аннуитетных ежемесячных платежах Условием окупаемости для принятой модели будет равенство приведенных затрат П и П , т.е. т.е. по кредиту, выраженная в сотых долях в рас� = 𝑚 ∙ 𝐴 платежей 1 15%2 годовых суммар ∆𝐾 ∙ ∆𝐾, (7) на периодичность (например, для случая и ежем на 2 года, m = 24 и т.д.); П чете периодичность платежей (например, для П111 = =П П222 (3) (3) , (3) �=наследует Условием окупаемости для принятой будет равенство приведенных затрат П1(например, и П2, т.е. если креди П = П (3) энергосбережение ∆К по формуле: где m – число периодов погашения кредита году):модели ркр 0,15/12 =определять 0,013); случая 15% годовых и ежемесячных платежей Или, с учетом уравнений (1), (2): А – коэффициент аннуитета; Или, с учетом уравнений (1), (2): Или, учетом уравнений (1), (1), (2): (2): П (3) � Или, сс2учетом уравнений 1=П ∆𝐾на=2𝑚 ∙(12 𝐴m ∙m∆𝐾, (7) года, 24 и рт.д.); ––в=то же, что и в формуле раз году): = 0,15/12 = 0,013); (7). ∆К собственные средства исполнителя работ (инвестиции без уч .(4) (4) (1), (2): К + + сЭ Э11учетом ·Т = К222уравнений +Э Э222·Т ·Т (4) К111 + 1·Т Или, К + Э ·Т == К К + Э ·Т (4) m – то же, что и в формуле (7). где m – число периодов погашения кредита (например, если кредит взят на 1 АКоэффициент – коэффициент аннуитета; Влияние неучтенных факторов аннуитета А рассчитывается по формуле: = С учетом К 0: С1учетом учетом того, что К111(4) С КЭ=2·Т 0: К + Э1·Ттого, =того, Кчто == 0: 0: С учетом того, что К 2 +что на 2 года, m = 24 и ∆К т.д.); – собственные средства исполнителя работ (инвестиции без уч Тарифы на энергоносители ежегодно возрастают. Это означает, �кр ∙(1+� )𝑚 кр Влияние неучтенных факторов Э ·Т + (5) Э111учетом ·Т = К222 того, +Э Э222·Т ·Т С что ,(5) (5)К1 = 0: Э ·Т == К К + Э ·Т (5) А = , (8) А –годом коэффициент аннуитета; Коэффициент Агодовая рассчитывается формуле:средств ∆Эi 𝑚 аннуитета (отопительным периодом) экономияпо денежных Тарифы на энергоносители ежегодно возрас(1+� кр ) −1 (бездисконтный) Тогда из можно рассчитать простой срок окупаемости Тогда из уравнения (5) можно рассчитать простой (бездисконтный) срок окупаемости 𝑚 (бездисконтный) Э Э2·Т(5) (5)можно(5) Тогда из уравнения (5) можно рассчитать простой срок окупаемости 1·Т = 2 + уравнения �крозначает, ∙(1+� тают. Это с каждым последуюТогда изК уравнения рассчитать ∆Кпро– собственные средства исполнителя работ (инвестиции без учета платеж кр ) что Пусть среднегодовой рост тарифов на тепловую энергию ( ркр (отопительным – месячная процентная ставка банка по кредиту, выражен Агде = ассматриваемого мероприятия: ассматриваемого энергосберегающего мероприятия: щим годом периодом) годовая стой (бездисконтный) срок окупаемости рассма𝑚 −1А, (8) Тогда из энергосберегающего уравнения (5) можно рассчитать простой (бездисконтный) срок окупаемости ассматриваемого энергосберегающего мероприятия: (1+� ) Коэффициент аннуитета рассчитывается по формуле: кр составляет r (например, при среднегодовом 10%, r и= ежем 10% на периодичность платежей для росте случаятарифов 15% годовых КК�энергосберегающего ∆К ∆К экономия денежных средств(например, ∆Э будет увелитриваемого мероприятия: ∆К �� энергосберегающего ассматриваемого мероприятия: �кр ∙(1+� )𝑚 Т = , (6) = ЭЭ К−Э = , (6) крденежных где р – месячная процентная ставка банка по кредиту, выражен кр ТТ = = = , (6) экономия средств за любой n-ый рассматриваемый год ∆Э чиваться. n, до ∆Э году): ркр𝑚= 0,15/12 ∆Э −Э А= , (8) = 0,013); 1−Э ∆К ∆Э Э11К � � �� (1+�кр Пусть ) −1 среднегодовой ,(6) (6) 222(например, на периодичность платежей для случая 15% годовых и ежем рост тарифов на теплоТгде = = , какого-либо энергосберегающего мероприятия (в данном рассматриваем капитальных где ∆К ∆К разность капитальных затрат, затрат, приведенных приведенных м наружной наружной стены (с (с учетом учетом того, того, m – то же, чтоккки 111в м формуле (7). стены где ∆К ––� разность разность капитальных затрат, приведенных м наружной стены (с учетом того, ∆Э Э1 −Э– вую энергию (в 0,013); относительных единицах) месячная процентная банка по кредиту, выраженная в соты где ркр – р∆К году): = 0,15/12 = 2 ставка кр фасадов существующего здания и уменьшения тем самым трансмиссионн = 0, откуда = К -К = К ); то в рассматриваемом примере К то в рассматриваемом примере К = 0, откуда ∆К = К -К = К ); 11затрат, Влияние неучтенных факторов 1 = 0, откуда где ∆К– разность – разность капитальных затрат,∆К приведенных наружной стены (с учетом того, то в рассматриваемом примере Кпериодичность = К222-Кr111 =(например, К222);к 1 м при составляет среднегодовом где ∆К капитальных при2 на платежей (например, для случая 15% годовых и ежемесячных 2 m –старифов же, что формуле (7). 2 роста вэнергии здании), учетом тарифов определяться исходя следующп ∆Э потерь тепловой через наружной стены до проведения работ по стены до проведения работ поизозначает, ∆Э ––– разность разность потерь тепловой энергии через 11 на м10%, росте % =будет 0,1). Тогда веденных к 1 м наружной стены (с 1учетом того, Тарифы ежегодно возрастают. Это то в рассматриваемом примере К = 0, откуда ∆К = Кто =м Кэнергоносители );иr =в10%/100 ∆Э разность потерь тепловой энергии через 1 м наружной стены до проведения работ по 2-К1 2наружной году): = 0,15/12 0,013); � средств кроткуда Влияние факторов денежных за любой что в рассматриваемом примере К1 =р 0, = 1∆Э ∙2 (1 + 𝑟)(Э , 22(9) теплению существующего здания (Э ))(отопительным после утепления теплению фасадов существующего здания (Э111годовая )и и=∆Э после утепления (Э годом периодом) годовая экономия денежных � экономия 2). наружной до проведения работ по средств ∆Эi ∆Э фасадов – разность потерь тепловой энергии через мнеучтенных теплению фасадов существующего здания (Э ичто после утепления (Э ).).стены n-ый рассматриваемый год ∆Э ∆К = К -К = К ); , достигаемая за возрастают. Это означает, m – то же, и в формуле (7). Тарифы на энергоносители ежегодно Однако, при рассмотрении выражения (9) следует учитыв( Отметим, что срок окупаемости, рассчитанный по формуле (6), без Отметим, что срок окупаемости, рассчитанный по формуле(Э (6), получен без учета: учета: среднегодовой рост тарифов на тепловую энергию теплению существующего здания (Э1)счет иПусть после утепления Отметим, срок окупаемости, рассчитанный по формуле (6), получен без учета: 2). получен ∆Э –фасадов разностьчто потерь тепловой энергии через внедрения какого-либо энергосберегающего Влияние неучтенных факторов годом (отопительным периодом) годовая экономия денежных средств ∆Эi последующие годы денежные средствабез должны рассчитаны ––– наружной роста на тепловую энергию; роста тарифов тарифов напроведения тепловуюработ энергию; составляет r (например, при ростебыть тарифов 10%, r =исход 10% 1м мероприятия данном рассматриваемом слустены до по Отметим, что срок окупаемости, рассчитанный по(вформуле (6),среднегодовом получен учета: роста тарифов на тепловую энергию; Тарифы на энергоносители ежегодно возрастают. Это означает, что с кажд Пусть среднегодовой рост тарифов намероприятий тепловую (в чае заденежных счет утепления фасадов утеплению фасадов существующего здания (Эиспользования ) денег через n лет (дисконтированы), т.е. будущие денежныеэнергию потоки процентов по кредиту (в заемных средств на процентов по кредиту (в случае случае использования заемных средств на проведение проведение мероприятий экономия средств засуществующего любой n-ый рассматриваемый год ∆Эn,(9) до ––––роста тарифов на тепловую энергию; процентов по кредиту (в случае использования заемных средств на проведение мероприятий будет увел годом (отопительным годовая экономия денежных средств ∆Э зданияrпериодом) и(например, уменьшения тем самым трансмиссиони после утепления (Э ). i составляет при среднегодовом росте тарифов 10%, r = 10% параметр дисконтирования kd: оо утеплению наружных стен по утеплению наружных стен здания); здания); какого-либо энергосберегающего мероприятия (вмероприятий данном рассматриваем –Отметим, процентов по окупаемости, кредиту (в случае использования заемных средств на проведение утеплению наружных стен здания); ных потерь тепловой энергии в здании), с тепловую учечто срок рассчитанПусть среднегодовой рост тарифов энергию (вгодотносите экономия денежных средств за любой n-ый рассматриваемый ∆Эn, до 1 ввнарезультате (1+𝑟)� реализации – дисконтирования будущих денежных потоков, достигнутых – дисконтирования будущих денежных потоков, достигнутых результате реализации фасадов существующего и уменьшения тем,реализации самым трансмиссионн том роста тарифов будет определяться ный формуле (6), получен без учета: денежных о утеплению наружных стен здания); – подисконтирования будущих потоков, в� =исходя результате ∆Э =при ∆Э�среднегодовом ∙ 𝑘достигнутых =здания ∆Э ∙ (1+𝑖) ∆Э ∙ (1+𝑖) (10) � � � � составляет r (например, росте тарифов 10%, r = 10%/100 %=0 какого-либо энергосберегающего мероприятия (в данном рассматриваемо из следующего выражения: тарифов на тепловую энергию; денежных ассматриваемого энергосберегающего и потерь тепловой на ассматриваемого энергосберегающего мероприятия и уменьшения уменьшения потерь тепловой энергии наиз следующ вмероприятия здании), спотоков, учетом роста тарифов будет определяться исходя –• роста дисконтирования будущих достигнутых в результате реализации 2 энергии ассматриваемого энергосберегающего мероприятия и уменьшения потерь тепловой энергии на экономия денежных средств заже, любой год ∆Этрансмиссионн ; самым где ∆Э – то что формуле (6), руб./м • процентов по кредиту (в случае использоваn, достигаемая фасадов существующего здания и рассматриваемый уменьшения тем �вn-ый топление. топление. (9) потерь тепловой энергии на ∆Э� = и∆Эуменьшения ∙ (1 + 𝑟) , .(9) ассматриваемого энергосберегающего мероприятия топление. ния заемных средств на проведение мероприякакого-либо энергосберегающего мероприятия (в данном рассматриваемом случае, k – параметр дисконтирования; в здании), dс учетом роста тарифов будет определяться исходя из следующе Однако, при рассмотрении выражения (9) следует учитыв топление. Однако при рассмотрении выражения (9) слетий по утеплению наружных стен здания); � фасадов существующего и сэкономленные уменьшения тем самым тарифов трансмиссионных потерь r –учитывать, рост стоимости на тепловую энер ∆Э = здания ∆Э ∙ (1ежегодный + 𝑟) , (9) средства �средний дует что в после• дисконтирования будущих денежных потопоследующие годы денежные должны быть рассчитаны исход в здании), с учетом роста тарифов будет определяться исходя из следующего выраже i – ставка дисконтирования; денежные средства должнывыражения быть ков, достигнутых в результате реализации расОднако, при рассмотрении следуетпотоки учитыва денег дующие через nгоды лет (дисконтированы), т.е. будущие (9) денежные (9) �исходя рассчитаны из фактической стоимости сматриваемого энергосберегающего мероприя∆Эпоследующие (1–+ номер 𝑟) , (9)денежные рассматриваемого периода,быть например, экономия годы средства должны рассчитаны исходяз � = ∆Э ∙ n : параметр дисконтирования k d денег через n лет (дисконтированы), т.е. будутия и уменьшения потерь тепловой энергии на Однако, при nрассмотрении выражения (9) следует период) учитывать, что(9) последующий (n-ый) год эксплуатации (отопительный утепленно денег через лет (дисконтированы), т.е. будущие потоки (1+𝑟)� денежные щие денежные потоки (9) должны1быть умноотопление. 0626 знака(ов) ∆Э = ∆Э ∙ 𝑘 = ∆Э ∙ = ∆Э ∙ , (10) последующие годы денежные средства должны рассчитаны исходя тем, из факти � �параметра � Введение kd� обусловлено что жены на параметр дисконтирования По этой причине рассчитанное по формуле параметр дисконтирования kd:�дисконтирования (1+𝑖)�k : быть :\Энергонадзор\2016\№05 май 2016\Горшков\Горшков_ред.docx стр.(1+𝑖) 3 из �6 10626 знака(ов) 2 инвестирования). (6) значение бездисконтного срока окупаемости 1 (1+𝑟) денег через n лет (дисконтированы), т.е. будущие денежные потоки (9) должны б могут принести в будущем доход (в результате их Кром ата печати 10.05.16 12:20 где ∆Э – то же, что в формуле (6), руб./м ; D:\Энергонадзор\2016\№05 май 2016\Горшков\Горшков_ред.docx стр. 3 из 6 ∆Э � = ∆Э� ∙ 𝑘� = ∆Э� ∙ (1+𝑖)� = ∆Э ∙ (1+𝑖)� , (10) рассматривать только как оценочное. Дата печати 10.05.16 12:20 едакторможно ____________, обработка __ _____, автор параметр дисконтирования k : дисконтирования; будущем d в_____, условиях инфляции, обесцениваются (на ту же сумму в б – параметр Редактор ____________, обработкаk__ авторd 2 � 1что в формуле (1+𝑟)(6), где ∆Э – то же, руб./м ; меньшее количество товаров и услуг). Существуют и другие факторы,энер сни , (10) Капитальные затраты r – средний ежегодный рост стоимости тарифов на тепловую ллюстрации Иллюстрации ∆Э� = ∆Э� ∙ 𝑘� = ∆Э� ∙ � = ∆Э ∙ (1+𝑖)� , (10) (1+𝑖) kid––ставка параметр дисконтирования; на реализацию платежей. Неравноценность разновременных денежных сумм численн дисконтирования; 2 Страницы_____________ траницы_____________ энергосберегающего гдевведением ∆Э – тоrгде же, формуле руб./м ; ; ∆Эчто – то вже, что в формуле (6), руб./м – средний ежегодный стоимости тарифов на тепловую энерз . рост коэффициента kd(6), ________________________________________________________________________________________________________ n ––параметр номердисконтирования; рассматриваемого периода, например, экономия _______________________________________________________________________________________________________ мероприятия k k – параметр дисконтирования; По этой причине, по формуле (6) значение бездисконтного срока окупаемости d ir ––рассчитанное ставка дисконтирования; По этой причине, рассчитанное по формуле (6) значение бездисконтного срока окупаемости последующий (n-ый) год эксплуатации период) утепленно Если строительная компания или физическое средний ежегодный рост стоимости (отопительный тариможно рассматривать только как оценочное. r – средний ежегодный рост стоимости тарифов на тепловую энергию; n – номер рассматриваемого периода, например, экономия для выполнения работ по утеплению фасафов на тепловую энергию; ожнолицо рассматривать только как оценочное. Введение параметра дисконтирования k обусловлено тем, что з d Капитальные затраты на дисконтирования; реализацию энергосберегающего мероприятия i –средставка дисконтирования; дов, использует собственные (не заемные) i – ставка последующий (n-ый) год эксплуатации (отопительный период) утепленног Капитальные затраты наЕсли реализацию энергосберегающего мероприятия могут принести в будущем доход (в результате их инвестирования). Кром строительная компания или физическое лицо для выполнения работ по утеплению ства, то капитальные затраты ∆К будут равны n –рассматриваемого номер рассматриваемого периода, наприn – номер периода, например, экономия затем, второй, Введение параметра дисконтирования k обусловлено чтов дб d фасадов, использует собственные (не заемные) средства, то капитальные затраты ∆К будут равны Если строительная компания или физическое лицо для выполнения работ по утеплению будущем в условиях инфляции, обесцениваются (на ту же сумму сметной стоимости работ. Если для выполнемер, экономия за второй, третий и любой послепоследующий (n-ый) год эксплуатации (отопительный период) утепленного здания. сметной стоимости работ. Если для выполнения работ исполнителем используются заемные средства могут принести в будущем доход (в результате инвестирования). Кром ния работ исполнителем используются заемные дующий (n-ый) год эксплуатации (отопительный меньшее количество товаров и услуг). Существуют и другие факторы, сни фасадов, использует собственные (не заемные) средства, то капитальные затраты ∆Кихбудут равны (предоставленный кредит), придисконтирования аннуитетных платежах суммарные инвестиции в впол Введение параметра kd обусловлено тем, что деньги, средства (предоставленный банком кредит), прибанком период) утепленного здания. ежемесячных будущем в условиях инфляции, обесцениваются (на ту же сумму б метной стоимости работ. Если для выполнения работ исполнителем используются заемные средства платежей. Неравноценность разновременных денежных сумм численн � следует ∆К определять по(в формуле: аннуитетных ежемесячныхэнергосбережение платежах суммарВведение параметра дисконтирования kинвестирования). обумогут принести в будущем доход результате их Кроме того, сни ден меньшее количество товаров и услуг). Существуют и другие факторы, предоставленный кредит), ∆𝐾 при ежемесячных суммарные инвестиции в . введением � следует dполученные ные инвестициибанком в энергосбережение словлено тем, что деньги,kплатежах сегодня, = аннуитетных 𝐴 ∙ ∆𝐾, (7) коэффициента в𝑚 ∙условиях инфляции, обесцениваются (на туденежных же суммусумм в будущем м численно определять по формуле: могутНеравноценность принести в будущем доход (в резуль� следуетбудущем где m –платежей. число периодов погашения кредита разновременных (например, если кредит взят на 1 год, m = 12; если нергосбережение ∆К определять по формуле: и услуг). Существуют и другие факторы, снижающие ст их инвестирования). того, деньги, введением коэффициента kd.Кроме наменьшее 2 года, m =количество 24 и т.д.);тате товаров � = 𝑚 ∙ 𝐴 ∙ ∆𝐾,, (7) (7) ∆𝐾 полученные в условиях инфляции, платежей. Неравноценность разновременных денежных сумм численно отражен А – коэффициент аннуитета;в будущем гдеmm– –число число периодов погашения кредита (например, если кредит набез 1 год, = 12; если где периодов погашения обесцениваются ту же сумму ввзят будущем ∆Ккредита – собственные средства работ (инвестиции учета m платежей по кредиту). . (наменьшее введением коэффициента kdисполнителя (например, кредит взят на 1 год, m = 12; можно приобрести а 2 года, m = 24если и т.д.); Коэффициент аннуитета А рассчитывается поколичество формуле: товаесли на 2 года, m = 24 и т.д.); �кр ∙(1+�кр )𝑚ров и услуг). Существуют и другие факторы, А – коэффициент аннуитета; А = (1+� )𝑚 −1 , (8) кр – собственные средствагде исполнителя (инвестиции безпоучета платежей по кредиту). ркр – месячнаяработ процентная ставка банка кредиту, выраженная в сотых долях в расчете № 5∆К (81), май, 2016 г. 15 Коэффициент аннуитета А рассчитывается по формуле: на периодичность платежей (например, для случая 15% годовых и ежемесячных платежах (12 раз в 2
2
2
2
1
2
кр
кр
1
i
2
2
1
2
n
2
1
2
d
2
d
d
А=
�кр ∙(1+�кр )𝑚 (1+�кр
)𝑚 −1
, (8)
году): ркр = 0,15/12 = 0,013); m – то же, что и в формуле (7). Влияние неучтенных факторов
Энергоэффективность | Экономический расчет
находим: откуда, приравнивая рассматриваемый п 1+𝑟 𝑇 𝑇 ( ) −1 находим: 1+𝑖 � = ∆Э ∙ (𝑞 −1) = ∆Э ∙ 10626 ∙ (1 + 𝑖 𝑇 ∙ ∆Э 1+𝑟 𝑇знака(ов) 𝑇 ( (𝑟−𝑖) ) −1 (𝑞−1) (𝑞 −1) 1+𝑖 D:\Энергонадзор\2016\№0 � = ∆Э ∙ Дата(15) ∙в(1 + 𝑖) 𝑇Подставим ∙ ∆Э = ∆Э ∙ выражение печати 10.05.16 12:2 ура (𝑞−1)
(𝑟−𝑖)
Редактор ____________,
рассматриваемого Подставимэнергосберегающего выражение (15) мероприя в ура Иллюстрации � = 0. (16) �− рассматриваемого энергосберегающего мероприя ∆П = ∆𝐾 Т ∙ ∆Э Получим: снижающие стоимость будущих платежей. � = 0. (16)Страницы_____________ � − Т ∙ ∆Э Получим: ∆П = ∆𝐾 ______________________ Неравноценность разновременных денежных � (𝑟−𝑖) По этой п ∆К 1+𝑟 𝑇 10626 знака(ов) Получим: 10626 знака(ов) сумм численно отражена в формуле (10) вве(17) ∙ + 1 = ( ) , ,(17)
D:\Энергонадзор\2016\№05 май 2016\Горшков\Горшков_ред.docx ∆Э стр. 4 из можно рассматрив � (𝑟−𝑖) (1+𝑖) 1+𝑖 𝑇 ∆К 1+𝑟 D:\Энергонадзор\2016\№05 май 2016\Горшков\Горшков_ред.docx стр. 4 из дением коэффициента k d. печати 10.05.16 12:20 10626 знака(ов) Дата ∙ + 1 = ( ) , (17) Капиталь Дата печатиДисконтированная 10.05.16 12:20 откуда выразим время окупаемости инве откуда выразим время окупаемости инвестоимость широко исполь∆Э (1+𝑖) 1+𝑖 Редактор ____________, обработка __ _____, автор 10626 знака(ов) D:\Энергонадзор\2016\№05 май 2016\Горшков\Горшков_ред.docx стр. 4 из 6 Если стро Редакторзуется ____________, обработка __ _____, � (𝑟−𝑖) ∆𝐾 стиций Т [2]: в экономике и финансах какавтор инструмент D:\Энергонадзор\2016\№05 май 2016\Горшков\Горшков_ред.docx стр. 4 из Дата печати 10.05.16 12:20 откуда выразим инве ��[1+ ∙ ] время окупаемости 10626 знака(ов) 10626 знака(ов) фасадов, использу ∆Э (1+𝑖) сравнения потоков платежей, получаемых в разДата печати 10.05.16 12:20 Иллюстрации Редактор ____________, обработка __ _____, автор � ∆𝐾 (𝑟−𝑖) D:\Энергонадзор\2016\№05 2016\Горшков\Горшков_ред.docx D:\Энергонадзор\2016\№05 маймай 2016\Горшков\Горшков_ред.docx 4сметной из46из 6 стоимости 𝑇 = ��[1+ 1+𝑟 , (18) стр.стр. 10626 знака(ов) Иллюстрации Редактор ____________, обработка __ _____, автор ные сроки. Модель дисконтированной стоимости 10626 знака(ов) ��[∆Э ∙(1+𝑖) ] ] Дата печати 10.05.16 12:20 Дата печати 10.05.16 12:20 D:\Энергонадзор\2016\№05 май 2016\Горшков\Горшков_ред.docx стр. 4 из 10626 знака(ов) 1+𝑖 , (18) (предоставленный 𝑇 = , (18) Страницы_____________ D:\Энергонадзор\2016\№05 май 2016\Горшков\Горшков_ред.docx стр. 4 4изиз Иллюстрации позволяет определить, какой объем финансовых май 2016\Горшков\Горшков_ред.docx 1+𝑟 стр. Редактор ____________, обработка __D:\Энергонадзор\2016\№05 _____, автор Редактор ____________, обработка __ _____, автор Дата печати 10.05.16 12:20 Страницы_____________ ��[ ] где суммарные капитальные затраты ∆ ________________________________________________________________________________________________________ Иллюстрации Дата печатиинвестор 10.05.16 12:20 Дата печати 10.05.16 12:20 1+𝑖 10626 знака(ов) энергосбережение вложений готов сделать для получения Редактор ____________, обработка __ _____, автор ________________________________________________________________________________________________________ 10626 знака(ов) Редактор ____________, обработка __ _____, автор ____________, обработка __стоимость _____, автор широко Страницы_____________ D:\Энергонадзор\2016\№05 май денежного 2016\Горшков\Горшков_ред.docx стр. 4финансах из затраты 6 ∆𝐾 � ,= 𝑚как Дисконтированная используется в экономике и рассчитывать по формуле (7). где суммарные капитальные затраты данного потока. Дисконтированная где суммарные капитальные ∆ ∙ ИллюстрацииРедактор Иллюстрации Дисконтированная стоимость широко используется в экономике и финансах D:\Энергонадзор\2016\№05 май 2016\Горшков\Горшков_ред.docx стр. 4как из𝐴 Страницы_____________ ________________________________________________________________________________________________________ Дата печати 10.05.16 12:20 при использовании кредитных средств, следует Иллюстрации стоимость будущего потока платежей может Иллюстрации где m – чи сравнения потоков платежей, получаемых в разные сроки. Модель дисконтированно Дата печати 10.05.16 12:20 Годовую экономию денежных ср рассчитывать посроки. формуле (7). дисконтированно ________________________________________________________________________________________________________ Редактор ____________, обработка __ _____, автор Иллюстрации сравнения потоков платежей, в рассчитывать разные Модель Страницы_____________ Страницы_____________ Дисконтированная стоимость широко используется в экономике и финансах как инструмент по формуле (7). определяться в обработка зависимости от:получаемых 2инвестор года, m =комп 24дл и Редактор ____________, __ _____, автор Страницы_____________ позволяет определить, какой объем финансовых вложений готов сделать энергосберегающего мероприятия или Дисконтированная стоимость широко используется в экономике ина финансах как Годовую экономию денежных ср ________________________________________________________________________________________________________ ________________________________________________________________________________________________________ Страницы_____________ Годовую экономию денежных средств позволяет определить, какой объем финансовых вложений готов сделать инвестор дл • доходности альтернативных вложений; ________________________________________________________________________________________________________ сравнения потоков платежей, получаемых в разные сроки. Модель дисконтированной стоимости А∆Э, – коэффи Страницы_____________ Иллюстрации________________________________________________________________________________________________________ данного денежного потока. Дисконтированная будущего потока плат Дисконтированная стоимость широко используется встоимость экономике ивнедрения финансах как инструм стоимость широко используется вготов экономике имероприятия финансах как инструмен определять на основании приборов учета по фак сравнения потоков платежей, получаемых в достигаемую разные сроки. Модель дисконтированно энергосберегающего за счет энергосбере• стоимости привлечения (заимствования) Иллюстрации Дисконтированная стоимость широко используется в экономике иили финансах ка ________________________________________________________________________________________________________ ∆К –комп собст данного денежного потока. Дисконтированная стоимость будущего потока плат позволяетДисконтированная определить, какой объем финансовых вложений сделать инвестор для получения Дисконтированная стоимость широко используется в экономике и финансах как гающего мероприятия или комплекса энергоссредств; сравнения потоков платежей, получаемых восновании разные сроки. Модель дисконтированно определяться в зависимости от: сравнения потоков платежей, получаемых в разные сроки. Модель дисконтированной стоимо сравнения потоков платежей, получаемых в разные сроки. Модель дисконтированной стоимост Страницы_____________ нескольких лет эксплуатации. позволяет определить, какой объем финансовых вложений готов сделать инвестор дл определять на приборов учета по факт Коэффици Дисконтированная стоимость широко используется в экономике и финансах как определяться в зависимости от: получаемых данного денежного потока. Дисконтированная стоимость будущего потока платежей может Страницы_____________ 10626 берегающих мероприятий, следует определять инфляции; ________________________________________________________________________________________________________ сравнения потоков платежей, в знака(ов) разные сроки. Модель дисконтированно �кр ∙(1+ позволяет определить, какой объем финансовых вложений готов сделать инвестор д –• • –риска, доходности альтернативных вложений; позволяет определить, какой объем финансовых вложений готов сделать инвестор для получе позволяет определить, какой объем финансовых вложений готов сделать инвестор для получени данного денежного потока. Дисконтированная стоимость будущего потока плат нескольких лет эксплуатации. ________________________________________________________________________________________________________ D:\Энергонадзор\2016\№05 май 2016\Горшков\Горшков_ред.docx сравнения потоков платежей, получаемых в разные сроки. Модель дисконтированно А = доходности альтернативных вложений; на основании приборов учета по фактическому связанного с данным будущим потоопределяться в зависимости от: (1+� данного денежного потока. Дисконтированная стоимость будущего потока плат Дисконтированная стоимость широко используется в экономике и финансах как инструм позволяет определить, какой объем финансовых вложений сделать инвестор длкр Дата печати 10.05.16 12:20 вготов ––Дисконтированная стоимости привлечения (заимствования) средств; данного денежного потока. Дисконтированная стоимость будущего потока мо данного денежного потока. Дисконтированная стоимость будущего потока платежей може стоимость широко используется экономике иплатежей финансах ка определяться в зависимости от: расходу сберегаемого энергоресурса после ком платежей; позволяет определить, какой объем финансовых вложений готов сделать инвестор дл стоимости привлечения (заимствования) средств; определяться в зависимости от: где р – м – доходности альтернативных вложений; кр Редактор ____________, обработка __ _____, автор сравнения потоков платежей, получаемых в разные сроки. Модель дисконтированной стоимо данного денежного потока. Дисконтированная стоимость будущего потока плате нескольких лет эксплуатации. • других факторов. – инфляции; определяться в зависимости от: определяться в зависимости от: сравнения потоков платежей, получаемых в разные сроки. Модель дисконтированно доходности альтернативных вложений; – доходности альтернативных вложений; на периодичность данного денежного потока. Дисконтированная стоимость будущего потока плат – инфляции; – стоимости привлечения (заимствования) средств; позволяет определить, объем финансовых вложений сделать инвестор для получен При готов отсутствии фактических показатедисконтирования в значительной стевкакой зависимости от: – стоимости привлечения (заимствования) средств; году): ркр = 0,15/12 Иллюстрации –Ставка риска, связанного ссот: данным будущим потоком платежей; –определяться доходности альтернативных вложений; –инфляции; доходности альтернативных вложений; позволяет определить, какой объем финансовых вложений готов сделать инвестор дл стоимости привлечения (заимствования) средств; определяться в зависимости – риска, связанного данным будущим потоком платежей; лей энергосбережения, на этапе техникопени зависит от условий финансирования про– данного денежного потока. Дисконтированная стоимость будущего потока платежей мож ––привлечения доходности альтернативных вложений; – инфляции; m – топлат же, других факторов. – стоимости привлечения (заимствования) средств; – стоимости (заимствования) средств; данного денежного потока. Дисконтированная стоимость будущего потока инфляции; экономического обоснования проектного екта и для каждого конкретного случая может –– доходности альтернативных вложений; Страницы_____________ других факторов. – риска, связанного с данным потоком платежей; –будущим риска, связанного с данным будущим потоком платежей; Влияние н определяться в зависимости от:привлечения –Ставка стоимости (заимствования) средств; решения, допускается использовать расчетные отличаться. Всвязанного последующих публикациях будут _________________________________________________________ дисконтирования в значительной степени зависит от условий финансиров – инфляции; – инфляции; определяться в зависимости от: риска, с данным будущим потоком платежей; – стоимости привлечения (заимствования) средств; Ставка дисконтирования в значительной степени зависит от условий финансиров – других факторов. Тарифы на – других факторов. – доходности альтернативных вложений; зависимости. рассмотрены конкретные примеры использо––каждого При отсутствии фактических пока для случая может отличаться. В последующих публика – иириска, связанного сконкретного данным будущим потоком платежей; – риска, связанного с факторов. данным будущим потоком платежей; –инфляции; доходности альтернативных вложений; других Ставка дисконтирования в значительной степени зависит от условий финансиров годом (отопительн инфляции; для каждого конкретного случая может отличаться. В последующих публик Ставка дисконтирования в значительной степени зависит от условий финансирования проекта В частности, годовую экономию денежных вания предлагаемой модели расчета с обосно– стоимости привлечения (заимствования) средств; – риска, связанного с данным будущим потоком платежей; экономического обоснования проектного решени и для каждого конкретного случая может отличаться. Вусловий последующих публик Пусть конкретные примеры использования предлагаемой расчета сссре оо – рассмотрены других факторов. – других факторов. 2 – риска, стоимости привлечения дисконтирования в(заимствования) значительной степени зависит от модели финансиров –Ставка связанного сможет данным будущим потоком платежей; средств ∆Э, руб/м ванием выбранной ставки дисконтирования. , достигаемую в результате рассмотрены конкретные примеры использования предлагаемой модели расчета и для каждого конкретного случая отличаться. Всредств; последующих публикациях будут – инфляции; – других факторов. рассмотрены конкретные примеры использования предлагаемой модели расчета с о составляет r (напр В частности, годовую экономию денеж выбранной ставки дисконтирования. Для большинства расчетных случаев вв прое каче Для расчетных случаев в качестве проведения работ по реновации (утеплению) Ставка дисконтирования виспользования значительной степени зависит от условий финансирования Ставка дисконтирования в значительной степени зависит отмодели условий финансирования проект –большинства инфляции; и для конкретного случая может отличаться. Врасчета последующих публик –каждого других факторов. выбранной ставки дисконтирования. Для большинства расчетных каче рассмотрены конкретные примеры предлагаемой сслучаев обоснованием выбранной ставкив значительной дисконтирования. Для большинства расчетных случаев в кач экономия денежны – риска, связанного с данным будущим потоком платежей; Ставка дисконтирования степени зависит от условий финансиров ставки дисконтирования i рекомендуется прифасадов существующего здания, допускается проведения работ по от реновации (утеплению дисконтирования ii случая рекомендуется принимать ключевую ставку Центрального банка каждого случая может отличаться. последующих публикациях и идлядлякаждого конкретного отличаться. ВВ последующих буду –конкретного риска, связанного сможет данным будущим потоком платежей; рассмотрены конкретные примеры использования предлагаемой модели расчета сбуо Ставка дисконтирования значительной степени зависит условий финансиров дисконтирования рекомендуется принимать ключевую ставку Центрального банка дисконтирования iв рекомендуется принимать ключевую ставку Центрального банка какого-либо энерго выбранной ставки дисконтирования. Для большинства расчетных впубликациях качестве ставки нимать ключевую ставку ЦБ РФ.случая рассчитывать послучаев формуле [3]: – других факторов. и для каждого конкретного может отличаться. В последующих публика рассчитывать по формуле [3]: рассмотрены конкретные примеры использования предлагаемой модели расчета с Российской обосновани рассмотрены конкретные примеры использования предлагаемой модели сфасадов обоснованием – других факторов. выбранной ставки дисконтирования. Для большинства расчетных случаев в каче Федерации. существую иФедерации. для каждого конкретного случая может отличаться. В расчета последующих публика Следует отметить, что при использовании Федерации. дисконтирования iдисконтирования рекомендуется ключевую ставку Центрального банка Ставка впринимать значительной степени зависит от условий финансирования прое 0,0��∙ГСОП рассмотрены конкретные примеры использования предлагаемой модели расчета сста о , (19) Следует отметить, что при использовании для реализации энергосберегающ в здании), учетом Следует отметить, что при использовании для реализации энергосберегающ выбранной ставки дисконтирования. Для большинства расчетных случаев в качестве выбранной ставки дисконтирования. Для большинства расчетных случаев в качестве для реализации энергосберегающего проекта Ставка дисконтирования в значительной степени зависит от условий финансиров дисконтирования i рекомендуется принимать ключевую ставку Центрального банка (𝑈 ) ∆Э =предлагаемой 𝑈� ∙ 11�� ∙ СТрасчета , (19)с ставк рассмотрены конкретные примеры использования модели сбуд о 1 − реализации Следует отметить, что при использовании для энергосберегающ Федерации. и для каждого конкретного случая может отличаться. В последующих публикациях выбранной ставки дисконтирования. Для большинства расчетных случаев впублик каче кредитных банковских средств, риски учтены при назначении банком получателю проце кредитных банковских средств риски учтены ∆Э = ∆Э �проце кредитных банковских средств, риски учтены при назначении банком получателю дисконтирования i рекомендуется принимать ключевую ставку Центрального банка Российс дисконтирования i рекомендуется принимать ключевую ставку Центрального банка Российско и для каждого конкретного случая может отличаться. В последующих Федерации. выбранной ставки дисконтирования. Для большинства расчетных случаев в каче кредитных банковских средств, риски учтены при банком получателю проце(п где – модели коэффициент теплопередачи Следует отметить, что при использовании для реализации энергосберегающего проекта при назначении получателю процентной гденазначении U1U – 1коэффициент теплопередачи по кредиту. Однако, рассмотрены конкретные примеры использования предлагаемой расчета с (U-value) обосновани дисконтирования iбанком рекомендуется ключевую ставку Центрального банка по кредиту. Федерации. Федерации. рассмотрены конкретные примеры использования предлагаемой модели расчета с о Следует отметить, чтоследующее припринимать использовании для реализации энергосберегающ дисконтирования i рекомендуется принимать ключевую ставку Центрального банка ставки по кредиту. наружных стен существующего здания до пропо кредиту. Введем обозначение: проведения работ по реновации (утеплению) фаса последующие годы кредитных банковских средств, риски учтены при назначении банком получателю процентной ставки выбранной ставки дисконтирования. Для большинства расчетных случаев в качестве став Федерации. 1+𝑟 Введем следующее обозначение: Следует отметить, что при использовании для реализации энергосберегающего прое Следует отметить, что дисконтирования. при использовании для большинства реализации проект выбранной ставки Для расчетных случаев впроце кач кредитных банковских средств, риски учтены при назначении банком получателю Введем следующее обозначение: ведения по энергосберегающего реновации (утеплению) фасаденег через n(U-v лет Федерации. Введем следующее обозначение: . (11) 𝑞= U2ставку – работ коэффициент теплопередачи по кредиту. дисконтирования i рекомендуется принимать ключевую банка Российск 2 1+𝑖 1+𝑟 Следует отметить, что при использовании для реализации энергосберегающ дов,ключевую Вт/(м •°С);Центрального параметр дисконти кредитных банковских средств, риски учтены при назначении банком получателю процентной ста кредитных банковских средств, риски учтены при назначении банком получателю процентной ставк . (11) дисконтирования i рекомендуется принимать ставку Центрального банка по кредиту. 1+𝑟 Следует отметить, что выражений при использовании для пореализации энергосберегающ .. (11) 𝑞𝑞 = �фаса проведения реновации (утеплению) С учетом (10) ипри (11) суммарная экономия денежных средств ∆Э за в Введем следующее (11) =банковских U2назначении – работ коэффициент теплопередачи (U-value) 1+𝑖обозначение: кредитных средств, риски учтены банком получателю процен 1+𝑖 по кредиту. поФедерации. кредиту. Федерации. Введем следующее обозначение: ∆Э = ∆Э 1+𝑟 быть определена из следующего равенства: кредитных банковских средств, риски учтены при назначении банком получателю проце � � � С учетом выражений (10) ииспользовании (11) суммарная эконаружных существующего здания после ГСОП –стен градусо-сутки отопительного пер С учетом выражений (10) ии (11) суммарная экономия денежных средств ∆Э за вр отметить, что при энергосберегающего (11) 𝑞Введем =Следует � прое по .кредиту. 1+𝑟 обозначение: �для реализации �−1 С учетом выражений (10) (11) суммарная экономия денежных средств ∆Э за вр �что Введем следующее обозначение: следующее Следует отметить, при использовании для реализации энергосберегающ ∙ ∆Э+. . . +𝑞 ∙ ∆Э. (12) Т ∙ ∆Э = ∆Э + 𝑞 ∙ ∆Э + 𝑞 1+𝑖 номия денежных средств за время T может проведения работ по реновации (утеплению) где ∆Э – то по кредиту. . (11) 𝑞 = 1+𝑖 0,024, 1163 –получателю переводные коэффициенты; быть определена из равенства: кредитных банковских средств, учтены при назначении банком став 1+𝑟 Введем следующее обозначение: 1+𝑟 � получателю Умножим левую иучтены правую части уравнения (12) на q. Получим быть определена из следующего следующего равенства: быть определена из следующего равенства: фасадов, Вт/(м2•°С); параме С𝑞учетом выражений (10) ириски (11) суммарная экономия денежных средств ∆Э запроцентной время kTd –может кредитных банковских средств, риски при назначении банком проце Введем следующее обозначение: . (11) 𝑞 = . (11) = � �−1 � � – стоимость тепловой энергии на отоп с 1+𝑟 � �−1 Т ∙ ∆Э = ∆Э + 𝑞 ∙ ∆Э + 𝑞 ∙ ∆Э+. . . +𝑞 ∙ ∆Э. (12) С учетом выражений (10) и (11) суммарная экономия денежных средств ∆Э за вр по кредиту. � � �−1 ГСОП – градусо-сутки отопительного пери1+𝑖1+𝑖 r – средни ∙ ∆Э 𝑞 ∙ ∆Э + . +𝑞 (12) ∙ ∆Э. (13) � =. (11) 1+𝑟 . . 𝑞+𝑞∙ ∆Э+.∙.Т∆Э. ∙ ∆Э ∆Эравенства: + 𝑞 ∙�𝑇∆Э +� ∙𝑞𝑞 =∙ ∆Э+. 𝑞Т = быть определена из следующего по кредиту. � � 1+𝑖 ода, °С∙сут.; . (11) 𝑞 = i –Tставка С�быть учетом выражений (10) иии (11) суммарная экономия денежных средств время T мод С Введем учетом выражений (10) и (11) суммарная экономия денежных ∆Э∆Э за за время може Для других типов энергосберегающих определена из равенства: Умножим левую правую части уравнения (12) на Имеем: q. Получим Вычтем из уравнения (13) выражение (12). следующее обозначение: �следующего �−1 Умножим правую части уравнения q. средств Получим (12) Введем Т ∙ ∆Э =1+𝑟 ∆Э + 𝑞учетом ∙ 1+𝑖 ∆Э +следующее 𝑞левую ∙ ∆Э+. . обозначение: . +𝑞 ∙�(11) ∆Э. .суммарная (12) �– за 0,024,(12) 1163на – переводные коэффициенты; � С выражений (10) экономия денежных средств вр n∆Э номе � ∙и∆Э �−1 � �−1 (𝑞 [𝑞 − 1) ∙ �𝑇 � = ∆Э ∙ − 1], (14) � � быть определена из следующего равенства: быть определена из следующего равенства: � может быть получена на основании анализа оце Т ∙ ∆Э = ∆Э + 𝑞 ∙ ∆Э + 𝑞 ∙ ∆Э+. . . +𝑞 ∙ ∆Э. (12) �𝑇 ∙∙ ∆Э �� ∙∙левую 𝑞𝑞выражений = 𝑞𝑞части ∆Э + 𝑞 .. .. +𝑞 (13) � ∙ ∆Э+. �−1 ∙ с∆Э. С учетом (10) иуравнения (11) суммарная экономия денежных ∆Э иза вр 1+𝑟 . (11) 𝑞 быть = 1+𝑖определена � Умножим и ∙∙правую части – стоимость тепловой энергиисредств на отопление Умножим левую и правую уравнения (12) на q. Получим �𝑇 ∆Э = ∆Э + 𝑞 ∙ ∆Э+. +𝑞 ∙ ∆Э. (13) Т последующий (n-ы из следующего равенства: (11) 𝑞на= � � откуда, приравнивая �−1�−1 целью рассматриваемый период n пункте, и время руб./Гкал. окупаемости инвестиц �= могут быть использованы публикации, а ∙ ∆Э+. . . +𝑞 ∙ ∆Э. (12) ∙��∆Э ∆Э 𝑞Получим ∙ .∆Э + 𝑞 Т ∙Т∆Э = ∆Э + 𝑞+q.∙1+𝑖 ∆Э + 𝑞 ∙ ∆Э+. . . +𝑞 ∙ ∆Э. (12) Умножим левую и правую части уравнения (12) на q. Получим (12) в данном населенном быть определена из следующего равенства: Вычтем из уравнения (13) выражение (12). Имеем: �находим: �−1 Введение � за время � выражение �−1 Вычтем уравнения (13) (12). Имеем: и∆Э суммарная экономия денежных средств ∆Э T мож ∙(10) ∆Э+. . (11) . +𝑞 ∙∆Э+. ∆Э. (13) �𝑇 ∙С∆Эучетом � ∙ 𝑞 = Твыражений 𝑞С∙∙ ∆Э ∆Э + из 𝑞∆Э �= + 𝑞 ∙ + 𝑞 ∙ . . +𝑞 ∙ ∆Э. (12) � Для других типов энергосберегающих меро� �−1 � �−1 � которых следует выделить [4, 5]. учетом выражений (10) и (11) суммарная экономия денежных средств ∆Э за в � Умножим левую и правую части уравнения (12) на q. Получим Умножим левую и правую части уравнения (12) на q. Получим � 1+𝑟 могут принести в б �𝑇 ∙∆Э ∆Э= � �𝑇 𝑞 𝑞� ∙ ∆Э+. . .. +𝑞 ∙)𝑇∆Э. Т ∆Э=∙∙+ ∙= ∆Э+ +𝑞𝑞∙ [𝑞 ∙�∆Э+. .(14) +𝑞 ( 1+𝑖 ∙−1 ∆Э.(13) (12) экономия денежных (𝑞 𝑇 −1) − ∆Э ∆Э 1], (𝑞− �𝑞∙��∆Э быть Вычтем определена из (𝑞∙следующего [𝑞 средств из определена уравнения выражение (12). Имеем: − 1],= (14) − 1) 1) ∙∙ (13) �𝑇 ∆Э ∆Э � =∙∆Э левую и=∙правую уравнения q.(19) Получим � равенства: �−1 � следующего �−1 (1годовая ∆Э ∙ приятий ∙(12) +на 𝑖). (15) 𝑇 ∆Э ∙части будущем в прове услови Уравнение справедливо при быть из равенства: . (13) ∙�∆Э � ∙= 𝑞Умножим = 𝑞 ∙ ∆Э + 𝑞 ∙ ∆Э+. . . +𝑞 ∙ ∆Э. (13) �𝑇 �𝑇 ∙ ∆Э ���∙ 𝑞 𝑞 ∙ ∆Э + 𝑞 ∙ ∆Э+. . . +𝑞 ∙ ∆Э. (13) Умножим левую и правую части уравнения (12) на q. Получим (𝑞−1) (𝑟−𝑖) Вычтем из уравнения (13) выражение (12). Имеем: � �−1 откуда, приравнивая рассматриваемый период n и время окупаемости инвестиц может быть получена на основании анализа и � � �−1 � Т 1) ∙ ∆Э∙ �𝑇 = ∙ ∆Э + 𝑞 ∙ ∆Э + 𝑞 ∙ ∆Э+. . . +𝑞 ∙ ∆Э. (12) � откуда, приравнивая рассматриваемый период n и время окупаемости инвестиц (𝑞 − [𝑞 � �−1 меньшее количеств ∆Э � = ∆Э ∙ − 1], (14) �𝑇 ∆Э ∙ 𝑞∆Э =(13) 𝑞� ∙𝑞∆Э ++ 𝑞 �𝑞∙ ∆Э+. .Имеем: . +𝑞 ∙ ∆Э. ���= Подставим выражение в(13) уравнение, условие установкехарактеризующее АИТП (авторегулиров �−1(15) � Туравнения ∙∙∙− ∆Э ∙=∆Э ∙ ∆Э+. . Имеем: . +𝑞 ∙ ∆Э. (12) Вычтем из уравнения (13) (12). оценки энергосберегающих проектных решений. Вычтем выражение (12). Вычтем из из уравнения (13) (12). �𝑇 ∆Э ∙𝑞 =∙ + 𝑞выражение ∙�∆Э + ∙энергосберегающего ∆Э+. . .одновременной +𝑞 ∙ ∆Э. (13) (𝑞 находим: 1)�и �𝑇 ∆Э ∆Э𝑞выражение ∙ [𝑞 − 1], (14) платежей. Умножим левую правую части уравнения (12) на q.мероприятия: Получим находим: рассматриваемого откуда, приравнивая рассматриваемый период n и время окупаемости инвестиций Т (nНеравн = при T), Имеем: С этой целью могут быть использованы публиВычтем из уравнения (13) выражение (12). Имеем: противном случае, утепление фасадов может 1+𝑟 � � Умножим левую и1], правую части 𝑇 −1 уравнения (12) на q. Получим �=� = �∆Э 𝑇 −1) (𝑞 (𝑞 [𝑞(𝑞 − 1) ∙ �𝑇 ∙ ∆Э − 1], (14) − (14) − 1) ∙ �𝑇 ∙ ∆Э � ∆Э ∙ введением коэффи 1+𝑟)� ( Вычтем из уравнения (13) выражение (12). Имеем: �∙ [𝑞 �−1 откуда, приравнивая рассматриваемый период n и время окупаемости инвестиц � 𝑇 � ∆П = .∆𝐾 −� Т1+𝑖 ∙ ∆Э = 0. (13) (16) 𝑇∆Э+. кации, а также методические материалы и посо( ) −1 = 𝑞 ∙ ∆Э + 𝑞 ∙ . +𝑞 ∙ ∆Э. находим: �𝑇 ∙ ∆Э� ∙ 𝑞(𝑞 � (𝑞 −1) � �−1 � эксплуатируемых помещениях и Тне(n �=�∙ ∙�𝑇 = ∙ �1+𝑖 ∙∙ (1 𝑖). (15) 𝑇 ∆Э ∆Э ∙∆Э (14) ∙рассматриваемый ∆Э − 1], ∙ ∆Э 𝑞рассматриваемый = 𝑞���∙ = ∆Э +∆Э 𝑞∙∙ [𝑞 . воздуха ., (14) +𝑞 ∙ив∆Э. (13) �1) (1 ∆Э + 𝑖). (15) 𝑇�𝑇𝑇∙∙− ∆Э ∆Э откуда, приравнивая период окупаемости инвестиций откуда, приравнивая период n+ иnбия, время окупаемости инвестиций =обе T= ввремя числе которых следует выделить [4,Т5].(n Получим: находим: (𝑞−1) (𝑟−𝑖) 1+𝑟 (𝑞 [𝑞∙ ∆Э+. − 1)= ∙ �𝑇 ∙∙∆Э == ∆Э − 1], (14) 𝑇
(𝑟−𝑖) Вычтем изоткуда, уравнения (13) (12). Имеем:период ( (𝑞−1) )выражение (𝑞 −1) приравнивая (фактическое снижение эксплуатационных ра �−1(𝑟−𝑖) 1+𝑟 рассматриваемый nи время окупаемости инвестиц ∆К 1+𝑟 1+𝑖 откуда, приравнивая Уравнение (19) справедливо при проведении 𝑇 −1 Вычтем из уравнения (13) выражение (12). Имеем: � = ∆Э ∙ откуда, 𝑇 −1) Подставим выражение (15) характеризующее условие находим: находим: (1 = приравнивая ∆Э ∙ (𝑞 ∙рассматриваемый 𝑇 ∙ ∆Э ++1(𝑖). = ()(15) )𝑇 ,в (17) уравнение, рассматриваемый период n и время окупаемости инвестиц �∆Э ∙ (1+𝑖) Подставим выражение (15) в уравнение, характеризующее условие � 1+𝑖 1+𝑖 (𝑞находим: [𝑞 (𝑞−1) (𝑟−𝑖) �𝑇�и= − 1) ∙период �𝑇𝑇(𝑞∙∙ 𝑇∆Э =время ∆Э∙ окупаемости ∙� −=𝑇1], n инвестиций Т по реновации (утеплению) фасадов и значений). При этом фактическое снижение эк 1+𝑟1+𝑟 (1 +работ ∆Э(14) ∙ � − 1], ∙(14) 𝑖). (15) ∆Э ∆Э 𝑇 −1 − 1) ∙ ∆Э ∙ [𝑞 рассматриваемого энергосберегающего мероприятия: )∆Э −1 ( �(откуда )= (𝑞−1) (𝑟−𝑖) −1)∙ �𝑇 (𝑞 −1) находим: время окупаемости инвестиций Т [2]: =выражение T),(𝑞 находим: одновременной установке АИТП (авторегули1+𝑖 1+𝑖 в выразим рассматриваемого энергосберегающего мероприятия: 1+𝑟 Подставим (15) уравнение, характеризующее условие окупаемости � ∆Э 𝑇 основании фактических значений потребляемых приравнивая рассматриваемый период n и время окупаемости инвестиций Т (n = (1 (1 𝑇 = ∆Э ∙ ∙ + 𝑖). (15) 𝑇∆Э ∙�∆Э =(n ∆Э ∙ = ∆Э ∙ ∙ + 𝑖). (15) 𝑇 ∙откуда, = ∙∆П ( 1+𝑟) 𝑇−1 � (𝑟−𝑖) ∆𝐾 (𝑞 −1) � � откуда, приравнивая рассматриваемый период n ихарактеризующее время окупаемости инвестиц Подставим выражение (15) уравнение, условие = ∆𝐾 − Т ∙∙ 𝑇∆Э = 0. (16) рования параметров теплоносителя) на вводе в (𝑞−1) (𝑟−𝑖) (𝑞−1) (𝑟−𝑖) ��[1+ ∙ (1+𝑖 ] ) −1 ∙в(1 + � � � (𝑞 −1) = ∆Э 𝑖). (15) 𝑇 ∙ ∆Э = ∆Э ∙ ∆Э∙ (1+𝑖) ∆П = ∆𝐾 − Т ∆Э = 0. (16) рассматриваемого энергосберегающего мероприятия: 1+𝑖 работ находим: � = ∆Ээнергосберегающего 𝑇(15) == ∆Э , (18) (𝑟−𝑖) здание. В противном случае утепление фасадов ∙ уравнение, ∙ (1 +по 𝑖).утеплению. (15) 𝑇 ∙ ∆Э ∙ (𝑞−1) Подставим выражение характеризующее условие окупаемост окупаемо Подставим выражение (15) в��[в1+𝑟 характеризующее условие находим: рассматриваемого мероприятия: Получим: ] уравнение, 1+𝑟 (𝑞−1) � � − ТПодставим 𝑇 −1 1+𝑖 (𝑟−𝑖) Получим: 𝑇 ∆П = ∆𝐾 ∙∆К�∆Э = 0. (16) может привести лишь к повышению темпераИз формулы (19), в частности, следует, ( ) 1+𝑟 выражение (15) в уравнение, характеризующее условие (𝑞 −1) 𝑇 1+𝑖 (𝑟−𝑖) 1+𝑟 � 𝑇 � � рассматриваемого энергосберегающего мероприятия: рассматриваемого )𝑖). −1 � = энергосберегающего где капитальные затраты ∆Кхарактеризующее , при использовании кредитных сре 𝑇суммарные ∆П ∆𝐾+= −1∆Э Т=выражение ∙ (∆Э =)мероприятия: 0. (16) �∙∙ = . (15) (15) (𝑞 −1) Подставим в уравнение, условие (1((15) ∙ ∙ + 𝑇 ∙ ∆Э ∆Э ∆К (𝑟−𝑖) 1+𝑟 туры внутреннего воздуха в эксплуатируемых 1+𝑖 , (17) 𝑇 Получим: � фасадов (𝑞−1) (𝑟−𝑖) =в,по ∆Э ∙ ∙ (1 +помещениях 𝑖).(ΔU=U (15) 1-U 𝑇∙Т ∙∙∆Э ∆Э =+ ∆Э ∙=(16) 2) в заданном климатическо рассматриваемого энергосберегающего мероприятия: 1 ( ) (17) ∆Э (1+𝑖) 1+𝑖 рассчитывать формуле (7). � � � � ∆П = ∆𝐾 − ∙ ∆Э = 0. Подставим выражение (15) уравнение, харак∆П = ∆𝐾 − Т = 0. (16) и необеспечению заявленного (𝑞−1) (𝑟−𝑖) Получим: рассматриваемого мероприятия: ∆Э 1+𝑟 (1+𝑖) энергосберегающего 1+𝑖 � (𝑟−𝑖) ∆К 𝑇выразим Подставим выражение (15) врассматриваеуравнение, характеризующее условие окупаемо � инвестиций зависит только величиныусловие стоимос �условие Годовую экономию денежных средств ∆Э, от достигаемую за счет откуда время окупаемости Т ∆П ∆𝐾 − Т ∙выражение ∆Э = 𝑇0. (16) теризующее окупаемости энергосберегающего эффекта (фактическое сни�( = ∙ + 1 = ) , (17) ∆К (𝑟−𝑖) 1+𝑟 Подставим (15) в инвестиций уравнение, характеризующее Получим: Получим: � � откуда выразим время окупаемости инвестиций Т [2]: [2]: ∆П = ∆𝐾 − Т ∙ ∆Э = 0. (16) ∆Э (1+𝑖) 1+𝑖 � энергосберегающего мероприятия или комплекса энергосберегающих мероприят ∙ + 1 = ( ) , (17) ∆𝐾 (𝑟−𝑖) рассматриваемого энергосберегающего мероприятия: мого энергосберегающего мероприятия: жение эксплуатационных ∆Э энергию). может временем (роста тарифов на расходов тепловую Получим: � ∙энергосберегающего �(𝑟−𝑖) � ∆К (𝑟−𝑖)] 1+𝑖 ��[1+ ∆Э время (1+𝑖) (𝑟−𝑖) 1+𝑟 ∆К 1+𝑟 рассматриваемого мероприятия: 𝑇∙(1+𝑖) 𝑇∆𝐾 ∆Э откуда выразим окупаемости инвестиций Т [2]: Получим: определять на основании приборов учета по фактическому расходузначений). сберегаемого ��[1+ ] оказаться меньше расчетных Приэнерго ∙ + = ( ) , (17) ∙ + 1 = ( ) , (17) � � �1Т ∆Э (1+𝑖) ∆К (𝑟−𝑖) 1+𝑟 𝑇 = , (18) ∆П = ∆𝐾 − ∙ ∆Э = 0. (16) Заключительные положения 1+𝑟 𝑇 откуда выразим время окупаемости инвестиций Т [2]:снижение (1+𝑖) 1+𝑖 ∆Э ∆Э(1+𝑖) 1+𝑖 � (𝑟−𝑖) �= � �= ∆𝐾 𝑇 , (18) .(16) (16) нескольких лет эксплуатации. ∆П = ∆𝐾 − Т ∙ ∆Э 0. ∆К (𝑟−𝑖) 1+𝑟 этом фактическое эксплуатационных 1+𝑟 ��[ ] ∙ + 1 = ( ) , (17) 𝑇 ��[1+ ∙ ∆Э] ∙ (1+𝑖)��[ 1+𝑖 ]= (1+𝑖 ) , (17) �1(𝑟−𝑖) +∆𝐾 Получим: ∆Э выразим (1+𝑖) Уравнение (18) позволяет вычисли откуда время инвестиций Т [2]: выразим время окупаемости инвестиций Т [2]: 1+𝑖 ��[1+ ∙ окупаемости ] 1+𝑖 ∆Э (1+𝑖) Получим: 𝑇откуда =∆К , (18) � 1+𝑟 ∆Э (1+𝑖) где суммарные капитальные затраты ∆К ,, при использовании кредитных сред � (𝑟−𝑖) � � ](𝑟−𝑖) откуда выразим время окупаемости инвестиций Т [2]: 1+𝑟 � ∆𝐾 (𝑟−𝑖) ��[ ∆𝐾 где суммарные капитальные затраты ∆К при использовании кредитных 𝑇 𝑇 = , (18) энергосберегающего мероприятия с учетом сред сум 1+𝑟 1+𝑖+ ��[1+ ∙�]=(𝑟−𝑖) ]( выразим ��[1+ ∙ ∆Э ЭНЕРГОНАДЗОР 16 ∆К 1+𝑟 𝑇 окупаемости откуда время инвестиций Т [2]: ∙ 1 ) , (17) � ��[ ] (1+𝑖) ∆Э (1+𝑖) ∆𝐾 (𝑟−𝑖) рассчитывать формуле (7). ∆Э 1+𝑖 ∙, капитальные + =] ( 1+𝑖 ) , (17) ∆К 1+𝑖 � ��[1+ �∙ 1 𝑇суммарные =(1+𝑖)1+𝑟1+𝑟 ,по (18) 𝑇= (18) рассчитывать по формуле (7). ∆𝐾 (𝑟−𝑖) где затраты , при использовании кредитных средств, следует ), роста стоимости та платежей по кредиту (р ∆Э (1+𝑖) кр ∆Э ∙(1+𝑖) ] ��[ ]Годовую ] ��[1+ ��[ выразим � , при ∆Э, экономию денежных средств достигаемую за счет откуда время окупаемости инвестиций Т [2]: = , (18) где суммарные капитальные затраты ∆К использовании кредитных сред ∆Э 1+𝑖 1+𝑖 𝑇 1+𝑟(1+𝑖) Годовую экономию денежных средств ∆Э, достигаемую за счет рассчитывать по формуле будущих денежных откуда выразим время окупаемости инвестиций Т [2]:потоков (i), достигаемых , (18) = (7). ��[ 1+𝑟] �𝑇 ∆𝐾 (𝑟−𝑖) капитальные �или 1+𝑖 энергосберегающего комплекса энергосберегающих мероприят ��[ ] мероприятия суммарные капитальные затраты ∆К , при использовании кредитных средств, след гдегде суммарные затраты ∆К , �при использовании кредитных средств, следуе рассчитывать формуле (7). � (𝑟−𝑖) ��[1+ ∙ ] по 1+𝑖 энергосберегающего мероприятия или комплекса энергосберегающих мероприят Годовую экономию денежных средств ∆Э, достигаемую за мероприятия счет внедрения данного энергосберегающего или ко ∆Э (1+𝑖) ��[1+∆𝐾 � ∙ ]
D:\Энергонадзор\2016\№05 май 2016\Горшков\Горшков_ред.docx Страницы_____________ Дата печати 10.05.16 12:20 _________________________________________________________________________________ Редактор ____________, обработка __ _____, автор
По этой причине, рассчитанное по формуле (6) значение без рассматривать только как оценочное. Капитальные затраты на реализацию энергосберегающего Страницы_____________ __________________________________________________________________________________________ Если строительная компания или физическое лицо для вы По этой использует причине, рассчитанное формуле (6) средства, значение бездискон фасадов, собственныепо(не заемные) то капита можно рассматривать только как оценочное. сметной стоимости работ. Если для выполнения работ исполнителем после утепления, может быть достигнуто только затрат может быть определено на основании Капитальные затраты накредит), реализацию энергосберегающего мероп (предоставленный банком при аннуитетных ежемесячных пл за счет увеличения толщины слоя теплоизоляфактических значений потребляемых энергоЕсли строительная компания или физическое лицо для выполнен 10626 знака(ов) � энергосбережение следует определять по формуле: ции, что автоматически приведет∆К к увеличению ресурсов, измеренных до и после проведения D:\Энергонадзор\2016\№05 майфасадов, 2016\Горшков\Горшков_ред.docx стр. капитальные 3 из 6 использует собственные (не заемные) средства, то � ),=и𝑚 капитальных затрат ( ∆𝐾 неизвестно, работ по утеплению. ∙ 𝐴 ∙ ∆𝐾, (7)влияДата печати 10.05.16 12:20 сметной стоимости Если для знавыполнения исполнителем Редактор ____________, обработка __из _____, автор ние какого этих параметров будет более Из формулы (19), в частности, следует, что где mработ. – число периодов погашенияработ кредита (например,исполь если к (предоставленный банком кредит), при аннуитетных ежемесячных платежах чительным; при заданном реализованном проекте утепления на 2 года, m = 24 и т.д.); Иллюстрации � энергосбережение следует определять • уменьшение стоимости капитальных затрат по формуле: фасадов (ΔU=U1-U2) в заданном климатическом А –∆К коэффициент аннуитета; � )=может на утепление ( ∆𝐾 привести к ухудшерайоне (ГСОП) скорость возвратаСтраницы_____________ вложенных 𝑚 ∙ 𝐴 ∙ ∆𝐾, (7) ∆К – собственные средства исполнителя работ (инвестиции бе ________________________________________________________________________________________________________ качества строительно-монтажных работ. А рассчитывается инвестиций зависит только от величины стоигде m –Коэффициент число периодов (например, если кредит в аннуитета посрока формуле: По этойнию причине, рассчитанное по формуле (6)погашения значение кредита бездисконтного окупаемос 𝑚 Поэтому единственным объективным факмости тепловой энергии сТ и динамики ее измена 2 года, m = 24 и т.д.); � ∙(1+� ) кр кр можно рассматривать только как оценочное. , (8) А = (1+� аннуитета; тором, влияющим– на сокращение прогнозируенения со временем (роста тарифов на тепловую коэффициент )𝑚 −1 крэнергосберегающего Капитальные затратыАна реализацию мероприятия мого срока возврата инвестиций по формуле энергию). ∆К – собственные средства исполнителя работбанка (инвестиции учета где ркрфизическое – месячная процентная ставка по кредиту, выра Если строительная компания или лицо для выполнения работ по без утеплени (18), является на разница (r-i) между ежегодным Коэффициент аннуитета А рассчитывается по формуле: периодичность платежей (например, для случая 15% годовых ие фасадов, использует собственные (не заемные) средства, то капитальные затраты ∆К будут равн 𝑚 относительным ростом тарифов и параметром, Заключительные положения �ркр ∙(1+� кр ) = 0,15/12 = 0,013); году): кр сметной стоимости работ. Если используются заемные средст , будущих (8)работ исполнителем Адля = выполнения отражающим дисконтирование денежУравнение (18) позволяет вычислить период 𝑚 (1+�кр –)то−1же, что иежемесячных в формуле (7). 10626 знака(ов) (предоставленный банком кредит), приmаннуитетных платежах суммарные инвестиции ных потоков (инфляция, риски, альтернативные окупаемости T рассматриваемого энергосбегде ркр Влияние – месячная процентная ставка банка по кредиту, выраженная D:\Энергонадзор\2016\№05 май 2016\Горшков\Горшков_ред.docx стр. 3 из 6 факторов неучтенных � следует ∆К определять по формуле: вложения и пр.). регающего мероприятия суммарных Дата печати 10.05.16 12:20 с учетомэнергосбережение на периодичность платежей (например, дляежегодно случая 15% годовых Это и ежемеся Тарифы на энергоносители возрастают. означа �= Редактор ____________, обработка __ _____, автор ∆𝐾 друкапитальных затрат на его реализацию , 𝑚 ∙ 𝐴В∙случае ∆𝐾, (7)использования =заемных 0,013); средств году): ргодом кр = 0,15/12 (отопительным периодом) годовая экономия денежных средств объективным влияющим на ско- если кредит взят на 1 год, m = 12; ес платежей по кредиту (ркр), роста стоимости таригде m – гим число периодовmпогашения кредита (например, Иллюстрации –фактором, то же, что исреднегодовой в формуле (7). рост тарифов на тепловую энергию Пусть возврата инвестиций в энергосбережение, фов на тепловую энергию (r), дисконтирования на 2 года, m = 24рость и т.д.); Влияние неучтенных факторов составляет r (например, при среднегодовом росте тарифов 10%, r = 1 Страницы_____________ является аннуитета; величина процентной ставки банка будущих денежных потоков (i), достигаемых А –закоэффициент ________________________________________________________________________________________________________ Тарифы на энергоносители ежегодно возрастают. Это означает, экономия денежных средств за любойбез n-ый рассматриваемый год что ∆Э по кредиту (р счет экономии средств в результате внедрения ). По этой причине в ряде стран ∆Кпо – собственные исполнителя работсрока (инвестиции учета платежей по кредиту). кр По этой причине, рассчитанное формулегодом (6)средства значение бездисконтного окупаемости буд (отопительным периодом) годовая экономия денежных средств ∆Э i какого-либо энергосберегающего мероприятия (в данном рассматрив данного энергосберегающего мероприятияКоэффициент или ЕС приняты субсидии, направленные энергеаннуитета А рассчитывается пона формуле: можно рассматривать только как оценочное. Пусть среднегодовой рост тарифов на тепловую энергию (в о фасадов существующего здания и уменьшения тем самым трансмисси 𝑚 комплекса мероприятий. тическую реконструкцию зданий. В Германии �кр ∙(1+�кр ) Капитальные затраты на реализацию энергосберегающего составляет r (например, при среднегодовом росте тарифов 10%, r = из 10%/100 , (8)государственная А = (1+� в здании), смероприятия учетом роста тарифов будет определяться исходя следу Отметим, что уравнение (18) позволяет действует программа «Энерге𝑚 кр ) −1 Если строительная компания или физическое лицо денежных для выполнения работ утеплению � по экономия средств за любой n-ый рассматриваемый год ∆Э вычислить период окупаемости любого энертическая реконструкция», согласно которой при∆Э ∙ (1 + 𝑟)кредиту, , (9) выраженная в сотых долях nв, дости � = ∆Э где р – месячная процентная ставка банка по расче кр фасадов, использует собственные (не заемные) средства, то капитальные затраты ∆К будут равны какого-либо энергосберегающего мероприятия (в данном рассматриваемом с госберегающего мероприятия или технического нятплатежей пакет мер(например, по реконструкции существующих Однако, при 15% рассмотрении выражения (9) следует(12учи на периодичность для случая годовых и ежемесячных платежах раз сметной стоимости работ. Если для выполнения работ исполнителем используются заемные средства фасадов существующего здания и уменьшения тем самым трансмиссионных решения, в том числе инженерного. Важно лишь зданий, целью которых является достижение последующие годы денежные средства должны быть рассчитаны ис году):при ркр =аннуитетных 0,15/12 = 0,013); (предоставленный банком кредит), платежах инвестиции здании), с учетом роста тарифов будет исходя из следующего правильно оценить его энергосберегающий уровнявежемесячных 100 и определяться денег через nEffizienzhaus летсуммарные (дисконтированы), т.е.в будущие денежные потоки m – то же, что и энергосбережения в формуле (7). � � энергосбережение ∆К следует определять ∆Э = ∆Э ∙ (1 + 𝑟) , (9) потенциал ∆Э и капитальные затраты на егопо формуле: Effizienzhaus 85 [6]. Группа немецких банков � параметр дисконтирования kd: Влияние неучтенных факторов � .= 𝑚 ∙ 𝐴 ∙ ∆𝐾, (7) реализацию ∆𝐾 KfW (Kreditanstalt für Wiederafbau) выделяет навыражения Однако, при рассмотрении (9) �следует учитывать, 1 (1+𝑟) Тарифы на энергоносители ежегодно возрастают. Это означает, с �каждым ∆Э ∙ 𝑘� = ∆Э ∙ (1+𝑖) = ∆Э что ∙ (1+𝑖) , (10) последующи ∆Э� = �зданий �m � еслибыть Следует отметить, что в уравнение входит кредита энергетическую реконструкцию выгодпоследующие денежные рассчитаны исходя из где m – число периодов (18) погашения (например, еслигоды кредит взят на 1средства год, =должны 12; будет годом (отопительным периодом) годовая экономия денежных средств ∆Э 2 увеличиваться. i несколько переменных временем параметров, ные кредиты и субсидии, тем гдеуменьшая ∆Э – то же, чтосамым в формуле (6), руб./м ; денег через n лет (дисконтированы), т.е. будущие денежные потоки (9) дол на 2 года, m = 24 исо т.д.); Пусть среднегодовой рост тарифов энергию (в относительных единица Э на kтепловую в частности динамика роста тарифов на теплосрок возврата инвестиций. kd – параметр параметр дисконтирования А – коэффициент аннуитета; d:дисконтирования; составляет r (например, при среднегодовом росте тарифов 10%, r =(1+𝑟) 10%/100 % = 0,1). Тогда годов � вую энергию∆К (выраженная через параметр r) статьи 1по кредиту). r –Продолжение средний ежегодный рост стоимости тарифов на тепловую э – собственные средства исполнителя работ (инвестиции без учета платежей ∆Э = ∆Э ∙ 𝑘 = ∆Э ∙ = ∆Э ∙ , (10) экономия денежных средств за любой n-ый рассматриваемый год ∆Э , достигаемая за счет внедрен � � � � � � n и ставка (i), Коэффициент по которой оценивается в журнале i«ЭНЕРГОНАДЗОР» (1+𝑖) № 6. (1+𝑖) – ставка дисконтирования; аннуитета А дисконрассчитывается по формуле: 2 какого-либо энергосберегающего мероприятия (в данном рассматриваемом случае, за счет утеплен 𝑚 тирование будущих денежных потоков, нака; где ∆Э – то же, что в формуле (6), руб./м �кр ∙(1+�кр ) n – номер рассматриваемого периода, например, экономи = , (8) фасадов существующего здания и уменьшения тем самым трансмиссионных потерь тепловой энерг пливаемых вАрезультате внедрения заданного Литература 𝑚 k – параметр дисконтирования; d (1+�кр ) −1 последующий (n-ый) год эксплуатации (отопительный период) утепле вВздании), с учетом определяться исходя извследующего выражения: энергосберегающего настоящее 1.роста Богословский В.Н. Строительная теплоr – будет средний ежегодный рост стоимости тарифов на тепловую энергию где ркр –мероприятия. месячная процентная ставка банка потарифов кредиту, выраженная в сотых долях расчете Введение параметра дисконтирования kd обусловлено тем, ч = ∆Э ∙ (1 +15% 𝑟)� ,годовых (9)i – ставка время определенно как∆Э эти физика (теплофизические основы отопления, � дисконтирования; наневозможно периодичность платежейзнать, (например, для случая и ежемесячных платежах раз в могут принести в будущем доход(12 (в результате их инвестирования). К переменные параметры будут меняться с течевентиляции и n кондиционирования Однако, при рассмотрении выражения (9)воздуха): следует учитывать, что сэкономленные – номер рассматриваемого например, за в году): ркр = 0,15/12 = 0,013); будущем в условиях инфляции,периода, обесцениваются (наэкономия ту же сумму нием времени в будущем. Поэтому для решения годы Учебник для вузов.– М.: Книга по требованию, последующие денежные средства должны быть рассчитаны исходя из фактической стоимос последующий (n-ый) год эксплуатации (отопительный период) утепленного m – то же, что и в формуле (7). меньшее количество товаров и услуг). Существуют и другие факторы,з задачи оценки прогнозируемого срока окупаемо2013. – 416 с. денег через n лет (дисконтированы), т.е. параметра будущие денежные потоки (9) должны бытьтем, умножены Введение дисконтирования kd обусловлено что числ день Влияние неучтенных факторов платежей. Неравноценность разновременных денежных сумм сти вложенных в энергосбережениепараметр инвестиций 2. Горшков А.С. Модель оценки прогнозируемого : дисконтирования k d могут принести в будущем доход (в результате их инвестирования). Кроме то Тарифы на энергоносители ежегодно возрастают. Это означает, что с каждым последующим . введением коэффициента k знака(ов) d � можно лишь построить несколько10626 возможных срока окупаемости в энергосбереже(1+𝑟) будущем в1 инвестиций условиях инфляции, обесцениваются (на ту же сумму в буду D:\Энергонадзор\2016\№05 май 2016\Горшков\Горшков_ред.docx стр. 3 из 6 ∆Э = ∆Э ∙ 𝑘 = ∆Э ∙ = ∆Э ∙ , (10) будет увеличиваться. годом (отопительным периодом) годовая экономия денежных средств ∆Э i � � � � � (вероятных) сценариев изменения Дата переменных ние // Вестник (1+𝑖) МГСУ. 2015. № 12.�С. 136–146. (1+𝑖) печати 10.05.16 12:20 меньшее количество и услуг). Существуют и другие факторы, снижаю 2 Пусть всреднегодовой рост тарифов на тепловую энергию (втоваров относительных Редактор ____________, обработка автор величин, входящих уравнение (18), и выбрать 3.же, Горшков А.С. Инженерные системы. Руко-единицах) где ∆Э – то что__в_____, формуле (6), руб./м ; платежей. Неравноценность разновременных денежных сумм численно о составляет r (например, при среднегодовом росте тарифов 10%, r = 10%/100 % = 0,1). Тогда годовая из перечня полученных данных наиболее вероводство по проектированию, строительству и k – параметр дисконтирования; Иллюстрацииd введением коэффициента kd. экономия денежных средств за любойrn-ый рассматриваемый год ∆Эсn,низким достигаемая занасчет внедрения ятный сценарий. реконструкции зданий потреблением – средний ежегодный рост стоимости тарифов тепловую энергию; Страницы_____________ какого-либо энергосберегающего мероприятия (в данном рассматриваемом случае, за счет утепления Факторами, положительно влияющими на энергии / Горшков А.С. – СПб.: Изд-во Политехн. i – ставка дисконтирования; ________________________________________________________________________________________________________ фасадов срока существующего здания и уменьшения темрассматриваемого самым потерь тепловой энергии за второй, третий и люб уменьшение окупаемости инвестиций ун-та, 2013. –трансмиссионных 162 с. nПо–вэтой номер например, экономия причине, рассчитанное периода, по формуле (6) значение бездисконтного срока окупаемос в здании), с учетом роста тарифов будет определяться исходя из следующего выражения: энергосбережение, являются: 4. Методические рекомендации по составлепоследующий (n-ый) год эксплуатации (отопительный период) утепленного здания. можно рассматривать только как оценочное. � • динамика тарифов на тепловую энернию технико-экономических обоснований для тем, что деньги, полученные сегодн ∆Эроста ∙ (1 + 𝑟) , (9) � = ∆Э Введение параметра дисконтирования k обусловлено d Капитальные затраты на реализацию энергосберегающего мероприятия гию (r); энергосберегающих мероприятий. –сэкономленные Минск: Однако, при рассмотрении выражения (9) следует в того, деньги, полученные могут принести в будущем доход (в учитывать, результате ихчто инвестирования). Кроме Если строительная компания или физическое лицо для выполнения работ по утеплени • уменьшение ставок банка по Министерство экономики Республики Бела-стоимости последующиепроцентных годы денежные средства должны быть рассчитаны исходя из фактической будущем в условиях собственные инфляции, обесцениваются (на ту же сумму в будущем можно приобрес фасадов, использует (не заемные) средства, то капитальные затраты ∆К будут равн кредиту (р русь, 2008. – 31 с. ); денег крчерез n лет (дисконтированы), т.е. будущиетоваров денежные потоки (9) должныи быть умножены на меньшее количество и услуг). Существуют другие факторы, используются снижающие стоимость будущ сметной стоимости работ. Если для выполнения работ исполнителем заемные средст 5. Практическое пособие по повышению энер• снижение инфляции или рисков (i); параметр дисконтирования kd:платежей. Неравноценность разновременных денежных сумм численно в формуле (1 (предоставленный банком кредит), при аннуитетных ежемесячных платежахотражена суммарные инвестиции � гетической эффективности многоквартирных • увеличение энергосберегающего 1 потен- (1+𝑟) . введением коэффициента k ∆Э = ∆Э ∙ 𝑘 = ∆Э ∙ = ∆Э ∙ , (10) d � � � � �энергосбережение � ∆К следует определять по формуле: домов (МКД) при капитальном ремонте / под циала (∆Э); (1+𝑖)� (1+𝑖) �).=руб./м редакцией д.т.н. Васильева Г.П. – М.: ОАО • уменьшение начальных инвестиций где ∆Э – то же, что в формуле(∆𝐾 (6), 𝑚общей ∙ 𝐴2;∙ ∆𝐾, (7) 2015.кредита – 88 с. (например, если кредит взят на 1 год, m = 12; ес Однако для утепления фасадов: где m – «ИНСОЛАР-ИНВЕСТ», kd случая – параметр дисконтирования; число периодов погашения 6. Габриэль И. Реконструкция • увеличение параметра ∆Э, отражающего r – средний ежегодный стоимости на тепловую энергию;зданий по станнарост 2 года, m = 24 итарифов т.д.); 2 дартам энергоэффективного дома: Пер. с нем. / разность потерь тепловой энергии через А 1 –мкоэффициент i – ставка дисконтирования; аннуитета; Габриэль И., Ладнер Х. – СПб.: БХВ-Петербург, наружной стены до проведения мероприятий n – номер рассматриваемого∆Кпериода, например, экономия за второй, третий и любой – собственные средства исполнителя работ (инвестиции без учета платежей по кредиту). 2011. – 480 с. по утеплению фасадов существующего здания и последующий (n-ый) год эксплуатацииКоэффициент (отопительный период) А утепленного здания. аннуитета рассчитывается по формуле: �кр ∙(1+�кр )𝑚 Введение параметра дисконтирования тем, что деньги, полученные сегодня, , (8) А = (1+� k)d𝑚обусловлено −1 № 5 (81), 2016 г.в будущем доход (в результате крих инвестирования). могутмай, принести Кроме того, деньги, полученные в 17 где ркр – месячная банка по кредиту, выраженная в сотых долях в расче будущем в условиях инфляции, обесцениваются (на тупроцентная же суммуставка в будущем можно приобрести периодичность платежей для случая 15% годовых и ежемесячных платежах (12 раз меньшее количество товаров инауслуг). Существуют и другие(например, факторы, снижающие стоимость будущих ркр = 0,15/12денежных = 0,013); сумм численно отражена в формуле (10) платежей. Неравноценность году): разновременных m – то же, что и в формуле (7). Иллюстрации можно
Котельное оборудование – импортозамещение в действии
Русское тепло ОАО «Дорогобужкотломаш» – крупнейший производитель рынка водогрейных котлов в России, работающий в теплоэнергетике с 1962 года. Располагая 55-летним производственным опытом, собственной конструкторской базой и высококвалифицированным персоналом, ОАО «Дорогобужкотломаш» предлагает рынку современное котельное оборудование, способное удовлетворить самые высокие требования.
В
ОАО «Дорогобужкотломаш» 215750 Смоленская обл., Дорогобужский р-н, пос. Верхнеднепровский Тел. +7 (48144) 5-32-45, +7 (48144) 5-41-77 E-mail: om@dkm.ru www.dkm.ru
свете принятого в РФ курса на импортозамещение, предприятие включилось в специальные проекты и программы, помогая клиентам переориентироваться на отечественную продукцию. Учитывая спрос на горелочные устройства российского производства, ОАО «Дорогобужкотломаш» разработало новые предложения для данного товарного сегмента. Одна из новейших разработок предприятия – типоряд горелочных устройств серии ГМГР мощностью от 0,1 до 45 МВт. ГМГР не уступают продукции зарубежных производителей по техническим параметрам и дизайну, при этом оптимальны для российских бюджетов по цене. Новинка ОАО «Дорогобужкотломаш» прошла апробацию на объектах Северо-Западного региона – котельная «Гражданская», Мурманская ТЭЦ. Осуществляются поставки в Санкт-Петербург, Московскую и Свердловскую области, Волгоград и Уфу, где горелки эксплуатируются на котлах КВ-ГМ и ПТВМ и демонстрируют высокую эффективность. Промышленные испытания и включение в товарный выпуск блочных горелок ГМГРБ от 0,5 до 5,5 МВт открывают ОАО «Дорогобужкотломаш» перспективы по поставке горелочных устройств к котлам малой мощности, в том числе для проектов импортозамещения.
На сегмент котлов жаротрубной конструкции, широко используемой за рубежом и ставшей популярной в России, ориентирована серия «ДОРОГОБУЖ». Двухходовые жаротрубнодымогарные котлы с реверсивной топкой разработаны ОАО «Дорогобужкотломаш» в 1997 году с учетом следующих основных принципов: технико-экономические показатели, безопасность, компактность, ремонтопригодность и удобство обслуживания. Эксплуатация котлов на объектах теплоснабжения, мнения клиентов, итоги деятельности Сервисного центра предприятия по монтажу, ремонту и наладке котлов подтвердили правильность выбранных приоритетов: котлы ОАО «Дорогобужкотломаш» конкурентоспособны и могут применяться как альтернатива импортному оборудованию. Традиционное «русское тепло» вырабатывается водотрубными котлами – сделанными в России и для России. Котлы данной конструкции являются проектной специализацией ОАО «Дорогобужкотломаш» и составляют основу товарного выпуска. На местные условия эксплуатации рассчитаны трехходовые водотрубные котлы серии «СМОЛЕНСК», не имеющие полных отечественных и импортных аналогов и совмещающие достоинства водотрубных котлов с европейским опытом производства котлов жаротрубной конструкции. Газоплотные водотрубные котлы представлены линейкой от 1 до 10 МВт. Для замены водотрубных котлов типа ТВГ-8 украинского производства ОАО «Дорогобужкотломаш» серийно выпускает котлы КВ-Г14-150 и КВ-Г-9,65-150. Они устанавливаются в существующие котельные при сохранении котловой ячейки, а также успешно применяются на объектах нового строительства.
Р
Горелочное устройство ГМГР Б
18
абота на теплоэнергетическом рынке, участие в различных проектах и программах обеспечены разрешительной документацией, включая сертификаты соответствия требованиям Технического Регламента Таможенного Союза (ЕАС) и международного стандарта ISO 9001. Основной принцип предприятия ориентация на потребителя и непрерывное совершенствование с учетом возрастающих требований рынка. Предприятие располагает всем необходимым, чтобы к потребителям, в течение 55 лет выбирающим русское тепло ОАО «Дорогобужкотломаш», добавились тысячи новых. Р
ЭНЕРГОНАДЗОР
Особенности конструирования отечественных котлов В 2014 году в России была принята политика импортозамещения, которая определила направление развития промышленности на ближайший период. За прошедшие годы российская экономика начинает избавляться от зависимости в импортном оборудовании.
И
спользование значительного объема импортных комплектующих приводит к снижению спроса на узлы и комплектующие российской энергетической промышленности и, соответственно, все более увеличивает технологическую зависимость от зарубежных партнеров. В отечественной теплоэнергетике часто применяются устаревшие технологии, например производство теплоносителя в водогрейных котлах. По сути это технология одноразового использования топлива, хотя в современных условиях необходим переход на комбинированное производство преобразованных энергоресурсов (тепло, электроэнергия). Отличительной особенностью российского производителя котлов является многократный запас прочности (это обусловлено требованиями нормативных документов (ГОСТ, ТУ), что значительно увеличивает их вес. У импортных производителей нет задачи обеспечить подобный запас прочности, поэтому импортные котлы всегда значительно легче российских. Стоит отметить, что зарубежное котельное оборудование аттестовано и сертифицировано для продажи и использования в Российской Федерации и благодаря небольшому весу оно имеет определенные конкурентные преимущества перед российскими аналогами. В связи с этим часто еще на этапе конструирования производители снижают металлоемкость котла на единицу производимой им тепловой энергии, что, соответственно, приводит к снижению веса и габаритов котла. При этом снижаются издержки при производстве, уменьшаются затраты при транспортировке и монтаже, стоимость такого котла может быть ниже. Однако зачастую это приводит и к понижению эксплуатационного запаса: уменьшается толщина стенок топки, корпуса, труб конвективной части котлов. Также для уменьшения веса жертвуют размерами топки и корпуса котла, а параметры, характеризующие теплонапряжения объема топки и поверхностей нагрева, возрастают. В результате котел, потерявший часть массы за счет таких конструктивных особенностей, будет иметь сокращенный срок службы и гораздо более серьезные ограничения при использовании в реальных условиях. Это может быть приемлемо для тех потребителей, для которых требуется оборудование с большим ресурсом: например, в регионах с относительно мягкой зимой или развитой инфраструктурой,
№ 5 (81), май, 2016 г.
когда транспортное сообщение позволяет относительно быстро произвести замену или ремонт оборудования без риска аварии. Однако при выборе котельного оборудования в регионах с иными условиями следует руководствоваться такими теплотехническими показателями эффективности, а также показателями надежности и долговечности. Часто зарубежные производители котельного оборудования для котлов ориентируются на значение теплообменной поверхности котла, приходящейся на единицу его тепловой мощности (величина, обратная теплонапряжению поверхности нагрева). Данная величина должна составлять 0,0474 м2/кВт. При перерасчете допустимых значений теплонапряжения поверхностей нагрева в теплонапряжение топочного объема и с учетом требований российских нормативных документов можно определить, что нормативную долговечность для жаротрубных котлов малой и средней мощности обеспечивают топки с величиной объемной тепловой нагрузки 1,0–1,2 МВт/м3. Облегченные котлы имеют более высокие значения данной характеристики, поэтому их реальная долговечность, как правило, существенно ниже заявленной. Котлы, рассчитанные в полном соответствии с требованиями норм расчета на прочность (РД 10-249-96 «Нормы расчета на прочность стационарных котлов и трубопроводов пара и горячей воды»), при применении одинаковых рекомендованных нормами сталей, одинаковой технологии изготовления и одинаковом качестве изготовления гарантированно обеспечивают надежную работу в течение всего расчетного ресурса. В настоящее время в отрасли проводятся работы по развитию и применению наилучших доступных технологий, которые должны оказать влияние на процессы проектирования и изготовления котлов в части обеспечения необходимых эксплуатационных характеристик при обеспечении необходимого уровня безопасности, надежности и долговечности. Э
Владислав МАРИЕВСКИЙ, технический директор ООО НПО «Алиса»
Литература 1. РД 10-249-96 «Нормы расчета на прочность стационарных котлов и трубопроводов пара и горячей воды». 2. Серов Н.Б., Сибирко Е.О. Современные тенденции производства котлов малой и средней мощности и перспективы импортозамещения. Промышленные и отопительные котельные и мини-ТЭЦ – 2015, №5.
19
Теплоснабжение | Учет энергоресурсов
Эксплуатация узлов и приборов В статье приведены основные правила учета и регистрации тепловой энергии и теплоносителей в соответствии с Постановлением Правительства РФ от 18 ноября 2013 года № 1034 «О коммерческом учете тепловой энергии, теплоносителя» [1], а также основные правила эксплуатации приборов учета. Жанна ЖЕЛУДКОВА руководитель сервисной службы НПО «КАРАТ»
20
Ц
ели организации учета и регистрации потребления тепловой энергии и теплоносителя: • осуществление взаимных финансовых расчетов между теплоснабжающими, теплосетевыми организациями и потребителями тепловой энергии; • контроль за тепловыми и гидравлическими режимами систем теплоснабжения и теплопотребления; • контроль за рациональным использованием тепловой энергии и теплоносителя; • документирование (сохранение) параметров теплоносителя: массы (объема), температуры и давления. Теплосчетчики узла учета потребителей должны регистрировать за час (сутки, отчетный период) количество полученной тепловой энергии (Q), а также следующие параметры: а) массу теплоносителя, полученного по подающему трубопроводу, (M1) т; б) массу теплоносителя, возвращенного по обратному трубопроводу, (M2) т; в) среднее значение температуры теплоносителя, (t) °С; г) среднее значение давления теплоносителя, (p) МПа; д) массу (объем) теплоносителя, использованного на подпитку, (M) т (м3); е) время работы теплосчетчика в штатном (Tраб) и нештатном режимах, (Тнш) час. Дополнительно в системе горячего водоснабжения регистрируются следующие параметры: а) масса, давление и температура горячей воды; б) масса, давление и температура циркуляционной воды (теплоносителя). Тепловычислитель – устройство, обеспечивающее расчет количества теплоты на основе входной информации о массе, температуре и давлении теплоносителя: • первичные преобразователи расхода, измеряющие объем теплоносителя; • термопреобразователи сопротивлений, предназначенные для измерения температуры; • дополнительно узлы учета тепла могут комплектоваться датчиками давления, измеряющими давление. Выбор приборов для использования на узле учета потребителя осуществляет потребитель по согласованию с энергоснабжающей органи-
зацией. Используемые приборы учета должны соответствовать требованиям законодательства Российской Федерации об обеспечении единства измерений, действующим на момент ввода приборов учета в эксплуатацию. Основные правила эксплуатации узлов и приборов учета Узел учета тепловой энергии, массы (объема) и параметров теплоносителя оборудуется на тепловом пункте, принадлежащем потребителю, в месте, максимально приближенном к головным задвижкам. Место установки счетчика должно гарантировать: • эксплуатацию без возможных механических повреждений; • свободный доступ для осмотра приборов в любое время года; • температуру более 5 °С; • влажность менее 80%. Требования к приборам учета: • узел учета оборудуется теплосчетчиками и приборами учета, типы которых внесены в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений; • метрологические и эксплуатационные характеристики теплосчетчиков, включая теплосчетчики, используемые в составе измерительных систем, рекомендуются к применению с учетом технических требований; • конструкция теплосчетчиков и приборов учета, входящих в состав теплосчетчиков, обеспечивает ограничение доступа к их частям в целях предотвращения несанкционированной настройки и вмешательства, которые могут привести к искажению результатов измерений; • в теплосчетчиках допускается коррекция внутренних часов вычислителя без вскрытия пломб; • вычислитель теплосчетчика должен иметь нестираемый архив, в который заносятся основные технические характеристики и настроечные коэффициенты прибора. Данные архива выводятся на дисплей прибора и (или) компьютер. Настроечные коэффициенты заносятся в паспорт прибора. Любые изменения должны фиксироваться в архиве. Узлы учета, введенные в эксплуатацию до вступления в силу [1], могут быть использованы для коммерческого учета тепловой энергии,
ЭНЕРГОНАДЗОР
теплоносителя до истечения срока службы основных приборов учета (расходомер, тепловычислитель), входящих в состав узлов учета. По истечении 3 лет со дня вступления в силу [1] теплосчетчики, не отвечающие требованиям [1], не могут использоваться для установки как в новых, так и существующих узлах учета. Для осуществления финансовых расчетов потребителя тепловой энергии с поставщиком необходим «Акт допуска узла учета тепловой энергии в эксплуатацию». Первичный акт допуска составляется: • при введении узла учета в эксплуатацию • при смене номера договора между ЭСО и потребителем • перед каждым отопительным периодом и после очередной поверки или ремонта приборов учета осуществляется проверка готовности узла учета к эксплуатации, о чем составляется акт периодической проверки узла учета на границе раздела смежных тепловых сетей. Вызов потребителем представителя энергоснабжающей организации для оформления допуска узла учета потребителя осуществляется не менее чем за 10 дней до предполагаемого дня оформления узла учета. Допуск в эксплуатацию узлов учета потребителя осуществляется представителем энергоснабжающей организации в присутствии представителя потребителя, представителя организации, осуществляющей монтаж, наладку, обслуживание узла, о чем составляется соответствующий Акт. Акт составляется в 2-х экземплярах, один из которых получает представитель потребителя, а второй – представитель энергоснабжающей организации. При допуске в эксплуатацию узла учета потребителя после получения Акта, представитель энергоснабжающей организации пломбирует приборы узла учета тепловой энергии и теплоносителя.
№ 5 (81), май, 2016 г.
Представитель потребителя должен предъявить проект узла учета, согласованный с теплоснабжающей организацией, выдавшей технические условия и паспорт узла учета или проект паспорта, который включает в себя: а) схему трубопроводов (начиная от границы балансовой принадлежности) с указанием протяженности и диаметров трубопроводов, запорной арматуры, контрольно-измерительных приборов, грязевиков, спускников и перемычек между трубопроводами; б) свидетельства о поверке приборов и датчиков, подлежащих поверке, с действующими клеймами поверителя; в) базу данных настроечных параметров, вводимую в измерительный блок или тепловычислитель; г) схему пломбирования средств измерений и оборудования, входящего в состав узла учета, исключающую несанкционированные действия, нарушающие достоверность коммерческого учета тепловой энергии, теплоносителя; д) почасовые (суточные) ведомости непрерывной работы узла учета в течение 3 суток (для объектов с горячим водоснабжением – 7 суток). Должны быть проверены: • соответствие диапазонов измерений устанавливаемых приборов учета со значениями измеряемых параметров; • соответствие монтажа составных частей узла учета проектной документации, техническим условиям и [1]; • наличие паспортов, свидетельств о поверке средств измерений, заводских пломб и клейм; • соответствие характеристик средств измерений характеристикам, указанным в паспортных данных узла учета; • соответствие диапазонов измерений параметров, допускаемых температурным графиком и гидравлическим режимом работы тепловых сетей, значениям указанных параметров, опре-
21
Теплоснабжение | Регистрация энергоресурсов деляемых договором и условиями подключения к системе теплоснабжения. Акт ввода в эксплуатацию узла учета служит основанием для ведения коммерческого учета тепловой энергии, теплоносителя по приборам учета, контроля качества тепловой энергии и режимов теплопотребления с использованием получаемой измерительной информации с даты его подписания. Узел учета тепловой энергии считается вышедшим из строя в следующих случаях: а) отсутствие результатов измерений; б) несанкционированное вмешательство в работу узла учета; в) нарушение установленных пломб на средствах измерений и устройствах, входящих в состав узла учета, а также повреждение линий электрических связей; г) механическое повреждение средств измерений и устройств, входящих в состав узла учета; д) наличие врезок в трубопроводы, не предусмотренных проектом узла учета; е) истечение срока поверки любого из приборов (датчиков); ж) работа с превышением нормированных пределов в течение большей части расчетного периода. Действия при выходе из строя узла учета: • при выявлении каких-либо нарушений в функционировании узла учета потребитель обязан в течение суток известить об этом обслуживающую организацию и теплоснабжающую организацию и составить акт, подписанный представителями потребителя и обслуживающей организации; • потребитель передает этот акт в теплоснабжающую организацию вместе с отчетом о теплопотреблении за соответствующий период в сроки, определенные договором; • при выявлении нарушений в работе узла учета количество израсходованной тепловой энергии определяется расчетным методом с момента выхода из строя прибора учета, входящего в состав узла учета. Время выхода прибора учета из строя определяется по данным архива тепловычислителя, а при их отсутствии – с даты сдачи последнего отчета о теплопотреблении. Контроль качества теплоснабжения Качество теплоснабжения определяется как совокупность установленных нормативными правовыми актами Российской Федерации и (или) договором теплоснабжения характеристик тепловой энергии, в том числе термодинамических параметров теплоносителя. Контролю качества теплоснабжения подлежат следующие параметры, характеризующие тепловой и гидравлический режим системы теплоснабжения теплоснабжающих и теплосетевых организаций: • давление в подающем и обратном трубопроводе;
22
• соблюдение температурного графика на входе тепловой сети, в течение всего отопительного периода; • температура в подающем и циркуляционном трубопроводе горячего водоснабжения. Контролю качества теплоснабжения подлежат следующие параметры, характеризующие тепловой и гидравлический режим системы тепловой и гидравлический режим потребителя: • температура обратной воды в соответствии с температурным графиком, указанным в договоре теплоснабжения; • расход теплоносителя, в том числе максимальный часовой расход, определенный договором теплоснабжения. Конкретные величины контролируемых параметров указываются в договоре теплоснабжения. Методы осуществления коммерческого учета тепловой энергии Для осуществления коммерческого учета тепловой энергии, теплоносителя применяются следующие методы: а) приборный, при котором величины всех параметров, необходимые для осуществления коммерческого учета, получены путем измерений (регистрации) приборами на узлах учета тепловой энергии, теплоносителя на источниках тепловой энергии, теплоносителя; б) расчетный, при котором величины всех параметров, необходимые для осуществления коммерческого учета при отсутствии приборов или в периоды их выхода из строя или работы в нештатном режиме, принимаются по расчету, по средним показателям предыдущего периода, приведенным к условиям рассматриваемого периода, по справочным источникам и косвенным показателям; в) приборно-расчетный метод – в случаях, когда недостаточность величин измеренных параметров восполняется полученными расчетным методом. Метод осуществления коммерческого учета фиксируется сторонами договора теплоснабжения (поставки; оказания услуг по передаче тепловой энергии по тепловым сетям). Коммерческий учет тепловой энергии, теплоносителя расчетным путем допускается в следующих случаях: а) отсутствие в точках учета средств измерений; б) неисправность средств измерений узла учета, в том числе истечение сроков поверки средств измерений, входящих в состав узла учета, нарушение установленных пломб, работа в нештатных ситуациях; в) нарушение установленных договором сроков представления показаний приборов учета. При отсутствии в точках учета приборов учета или работы приборов учета более 15 суток расчетного периода определение количества тепловой энергии, расходуемого на отопление и
ЭНЕРГОНАДЗОР
14462 знака(ов)
D:\Энергонадзор\2016\№05 май 2016\Желудкова\Желудкова_ред.docx Дата печати 04.05.16 12:24 Редактор ____________, обработка __ _____, автор
стр. 5 из 5
Иллюстрации
Страницы_____________ ________________________________________________________________________________________________________ вентиляцию, осуществляется расчетным путем тепловой энергии, поставленной (полученной) равным значениям, установленным в договоренештатных теплоснабжения тепловой нагрузки и основывается на пересчете базового показапри возникновении ситуаций. (величина К теля по изменению температуры наружного нештатным ситуациям относятся: горячее водоснабжение). воздуха за весь расчетный период. а) работа теплосчетчика при расходах теплоПри определении количества тепловой энергии, теплоносителя учитывается количес В качестве базового показателя принимается носителя ниже минимального или выше мактепловой энергии, поставленной (полученной) при возникновении нештатных ситуаций. К нештатн значение тепловой нагрузки, указанное в догосимального предела расходомера; воре теплоснабжения. б) работа теплосчетчика при разности темпеситуациям относятся: При неисправности приборов учета, истечератур теплоносителя ниже минимального знаа) работа теплосчетчика при расходах теплоносителя ниже минимального или вы нии срока их поверки, включая вывод из работы чения, установленного для соответствующего максимального для ремонта или поверки на предела срок до 15 расходомера; суток, тепловычислителя; в качестве базовогоб) показателя расчета в) функциональный работа для теплосчетчика при разности отказ; температур теплоносителя ниже минимальн тепловой энергии, теплоносителя принимается г) изменение направления потока теплонозначения, установленного для соответствующего тепловычислителя; среднесуточное количество тепловой энергии, сителя, если в теплосчетчике специально не в) функциональный отказ; теплоносителя, определенное по приборам учета заложена такая функция; за время штатной работы в отчетный период, д) отсутствие электропитания теплосчетг) изменение направления потока теплоносителя, если в теплосчетчике специально приведенное к расчетной температуре заложена такая функция;наруж- чика; ного воздуха. е) отсутствие теплоносителя. д) отсутствие электропитания теплосчетчика; При нарушении сроков представления покаКоличество тепловой энергии, израсходованзаний приборов в качестве среднесуточного ной за период нештатных ситуаций (Qкорр), при е) отсутствие теплоносителя. показателя принимается количество тепловой энергии, суммарном значении времени НШ, превышаюКоличество тепловой израсходованной занепериод нештатных ситуаций (Qкорр), п энергии, теплоносителя, определенное по прищем 15 календарных дней за отчетный период, суммарном значении времени НШ, не превышающем 15 календарных дней за отчетный пери борам учета за предыдущий расчетный период, количество потребленной тепловой энергии расколичество потребленной тепловой энергии рассчитывается по формуле, Гкал.: приведенное к расчетной температуре наружсчитывается по формуле, Гкал.: ного воздуха. 𝑄и Количество тепловой энергии, расходуемой ∙Т 𝑄корр = Траб нш на горячее водоснабжение, при наличии отдельного учета Гкал, и временной Qи – рассчитанное теплосчетчиком в штатном где: неисправности приборов (до 30 дней) рассчитывается по фактическому режиме количество тепловой энергии в течение теплосчетчиком в штатном режиме количество тепловой энергии в течен Qи –порассчитанное расходу, определенному приборам учета за интервалов Траб, Тmin и Тmaх, Гкал.; интервалов Траб, Тmin и Тmaх, Гкал.; Траб – время нормальной работы теплосчетпредыдущий период. В случае отсутствия учета или чика в штатном режиме, ч; в штатном режиме, ч; – время нормальной работы теплосчетчика Тработдельного нерабочего состояния приборов более 30 дней Тнш – суммарное время действия нештатных Тнш – суммарное время действия нештатных ситуаций, ч. количество тепловой энергии, теплоносителя, ситуаций, ч. расходуемых на горячее водоснабжение, принимается равным значениям, установленным в Литература Литература договоре теплоснабжения (величина тепловой 1. Постановление Правительства Российской нагрузки на горячее водоснабжение). Федерации от 18 ноября 2013 года № 1034 «О ком1. Постановление Правительства Российской от 18 ноября 2013 года № 1034 При определении количества тепловой энермерческом учете тепловой Федерации энергии, теплоноЭ гии, теплоносителя учитывается сителя». теплоносителя». коммерческом учетеколичество тепловой энергии, По материалам форума «Технологии энергоэффективности-2016»
№ 5 (81), май, 2016 г.
23
Служба надзора | Энергетическая безопасность
Характерные проблемы при работе с энергоустановками Уральское Управление Ростехнадзора в Годовом отчете о деятельности за 2015 подводит итоги обеспечения безопасности на объектах энергетики.
В
ыполнение плана Уральского Управления Ростехнадзора осуществляется в соответствии с утвержденным Федеральной службой по экологическому, технологическому и атомному надзору и согласованным Генеральной прокуратурой планом проверок на 2015 год. За 2015 год проведено 5 217 проверок поднадзорных предприятий, что на 258 проверок больше показателей 2014 года. В ходе проведенных проверок выявлено 20 239 нарушений требований действующих Правил в сфере безопасности энергоустановок и сетей, что на 10 620 меньше показателей 2014 года. Внеплановых проверок проведено 4 677 , что на 1 185 проверок выше показателей 2014 года (3 492 проверки). Данные по основным показателям контрольно-надзорной деятельности по энергетическому надзору за 2015 год по сравнению с 2014 годом приведены в таблице 1. Значительное количество выданных предписаний поднадзорным организациям и предприятиям обусловлено низким уровнем эксплуатации энергоустановок и ненадлежащим техническим состоянием электрооборудования на предприятиях коммунально-бытового назначения, в организациях, находящихся в ведении городских и районных администраций, у сельскохозяйственных потребителей, на предприятиях-банкротах. В результате проведенного анализа нарушений, выявленных при проверках, установлено, что наибольшее количество нарушений связано с несоблюдением: 1. Правил эксплуатации: • отсутствие или неполный комплект технической и эксплуатационной документации; • недостаточный уровень профессиональной подготовки персонала, обслуживающего электроустановки; • несвоевременное проведение плановопредупредительных ремонтов и испытаний электрооборудования. 2. Правил безопасности: • низкий уровень организации безопасного проведения работ; • нарушение требований действующих правил при допуске к работам командированного персонала. Характерные недостатки, выявленные при допуске в эксплуатацию новых и реконструированных энергоустановок: • отступление от требований Норм и Правил проектной документации;
24
• отсутствие ответственных за исправное состояние и безопасную эксплуатацию энергоустановок, неукомплектованность энергоустановок подготовленным персоналом; • отсутствие электрозащитных средств, средств пожаротушения; • проведение испытаний и измерений не в полном объеме; • неполнота представленных документов; • применение несертифицированного оборудования и материалов и др. Комиссией по проверке знаний поднадзорных предприятий и организаций проведена проверка знаний правил работы в электроустановках у всего электротехнического персонала поднадзорных предприятий и организаций. В ряде предприятий, имеющих малые отопительные котельные, работа с персоналом находится на низком уровне, а именно: • допускался к самостоятельной работе необученный и неаттестованный персонал; • не проводились противоаварийные и противопожарные тренировки; • пропускались сроки периодической проверки знаний руководителей и специалистов поднадзорных предприятий. Основные проблемы, связанные с обеспечением безопасности и противоаварийной устойчивости поднадзорных предприятий и объектов: 1. Свердловская область. • рост задолженности организаций, осуществляющих деятельность по оказанию жилищных и коммунальных услуг; • физический износ основного оборудования объектов энергетики, достигающий значительной величины; • недостаточное финансирование плановопредупредительных ремонтов и мероприятий, предписанных к выполнению органами Ростехнадзора; • отсутствие или разукомплектованность резервного топливного хозяйства ряда котельных, предусмотренных топливным режимом; • сокращение объемов планирования (заданий) по замене ветхих тепловых сетей. 2. Челябинская область. За отчетный период реконструкции (модернизации) и технического перевооружения на предприятиях ЖКК не производилось. Отработали нормативный срок службы 59,6% котлов и 69,9% трубопроводов. Особую озабоченность вызывает техническое состояние тепловых сетей ЖКХ. Порядка 50% котельных теплогенерирующих организаций работают со сверхнормативной
ЭНЕРГОНАДЗОР
подпиткой на восполнение потерь теплоносителя из тепловых сетей, что влияет на техническое состояние котлов и трубопроводов. Трубопроводы тепловых сетей при подземной прокладке имеют коррозионный износ металла в среднем 50–60% по толщине стенки, 50% трубопроводов надземной прокладки имеют неудовлетворительную теплоизоляцию. 3. Курганская область. Проблемы, связанные с обеспечением безопасности и противоаварийной устойчивости поднадзорных предприятий и объектов: • высокая степень износа основных фондов теплоснабжающих предприятий и организаций (котельные, тепловые сети), низкая энергоэффективность инженерных систем, устаревшие технологии, материалы и оборудование, что приводит к высоким удельным расходам топлива на производство тепловой энергии; • отсутствие на многих котельных работ по наладке режимов работы котлов; • отсутствие или низкое качество водоподготовки; • несоблюдение температурного графика; • отсутствие единых схем теплоснабжения городов и сельских населенных пунктов, что приводит к неэффективному использованию мощностей, к неоптимальному выбору проектных решений; • низкий уровень развития производственной базы теплоснабжающих предприятий; • низкие темпы внедрения современных энергоэффективных технологий производства, передачи и потребления тепловой энергии; • отсутствие приборов учета потребления энергоресурсов или их неточный учет на всех стадиях производственного цикла; • использование для производства тепловой энергии дорогостоящих видов топлива, отсутствие использования возобновляемых местных видов топлива; • нарушение качества поставляемого топлива; • отсутствие единой технической политики в сфере теплоснабжения Курганской области; • отсутствие у муниципальных образований и теплоэнергетических предприятий денежных средств на замену выработавшего свой ресурс оборудования, на проведение модернизации систем теплоснабжения; • отсутствие квалифицированного теплотехнического персонала в бюджетных организациях Курганской области. Предложения по совершенствованию деятельности Ростехнадзора: 1. Необходима разработка и принятие нормативных документов, определяющих порядок организации работы должностных лиц, осуществляющих энергетический надзор, их права и обязанности при выполнении следующих функций, входящих в компетенцию Ростехнадзора: • техническое освидетельствование оборудования, зданий и сооружений, технологических систем, входящих в состав энергообъекта (с учетом специфики устройства и особенностей
№ 5 (81), май, 2016 г.
Табл. 1. НАИМЕНОВАНИЕ ПОКАЗАТЕЛЕЙ 1.
Число проведенных проверок, из них:
ВСЕГО ПО УРАЛЬСКОМУ УПРАВЛЕНИЮ 2015 ГОД
2014 ГОД
5 217
4 959
1.1.
плановых
540
1 467
1.2.
внеплановых, в том числе:
4 677
3 492
1.2.1.
по проверке выполнения предписаний
606
447
1.3
по обращениям заявителей
3 438
2 450
2.
Число выявленных нарушений
20 239
30 859
3.
Общее количество административных наказаний
653
801
4.
Общая сумма наложенных штрафов, тыс. руб.
5 394
5 378,7
5.
Число проверок по ОЗП
424
334
6.
Допущено в эксплуатацию электроустановок
2 692
2 085
эксплуатации объектов генерации и объектов электросетевого хозяйства); • выдача разрешений на подачу напряжения для проведения пусконаладочных работ; • выдача заключений о наличии (отсутствии) возможности технологического присоединения, предусмотренных Правилами технологического присоединения (п. 31); • порядок согласования сроков ремонта объектов электросетевого хозяйства, предусмотренного Правилами недискриминационного доступа к услугам по передаче электрической энергии и оказания этих услуг (п. 31.6). 2. Необходимо внесение изменений в Порядок согласования Федеральной службой по экологическому, технологическому и атомному надзору границ охранных зон в отношении объектов электросетевого хозяйства, утвержденный приказом от 17 января 2013 года: • информация о технических характеристиках объекта электросетевого хозяйства (Приложение № 3 к Порядку) должна включать в себя тип опор ВЛ (или расстояние между крайними проводами линии), количество отдельных кабелей в составе кабельной линии с указанием расстояния в свету между кабелями, так как эти данные напрямую влияют на правильность определения ширины охранной зоны. Либо перечень представляемых документов должен быть дополнен техническим паспортом ВЛ (КЛ), содержащим указанную информацию. 3. Определить документ, свидетельствующий о совокупных расходах потребления энергоресурсов более 50 миллионов рублей в год, который необходимо запрашивать у организаций. 4. Определить порядок формирования базы данных (реестра) подрядных организаций осуществляющих капитальный ремонт, эксплуатацию, консервацию и ликвидацию гидротехнических сооружений, с целью включения их в ежегодный план проведения плановых проверок. Э
25
Служба надзора Обзор аварий
Результаты проверок
и несчастных случаев
Ростехнадзор информирует об авариях и несчастных случаях, расследование по которым завершено. ПЕЧОРСКОЕ УПРАВЛЕНИЕ РОСТЕХНАДЗОРА ФИЛИАЛ «ПЕЧОРСКАЯ ГРЭС» ОАО «ИНТЕР РАО-ЭЛЕКТРОГЕНЕРАЦИЯ» Республика Коми 2 марта 2016 года в 22:20 (мск.) действиями УРОВ отключилась СШ-2Б (отключены присоединения 220 кВ: В Усинская, В Инта, В РТСН-2, СВ-2, ОШВ-2) ВЛ 220 кВ. Печорская ГРЭС – Инта осталась включенной со стороны ПС 220 кВ Инта. Причины аварии: • ошибочные или неправильные действия оперативного и (или) диспетчерского персонала; • нарушение электрического контакта, размыкание, обрыв цепи. В АО «АЛЕКСИНСКИЙ ОПЫТНЫЙ МЕХАНИЧЕСКИЙ ЗАВОД» РАБОТА ЭЛЕКТРОУСТАНОВОК ПРИОСТАНОВЛЕНА Сотрудники Приокского управления Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору (Ростехнадзор) провели плановую выездную проверку акционерного общества «Алексинский опытный механический завод». В ходе мероприятия были выявлены грубые нарушения требований законодательства при эксплуатации электроустановок. В частности, электроустановки компрессорной станции не ограждены и доступны неквалифицированному персоналу; в трансформаторе имеется течь масла; гравийная засыпка маслоприемных устройств трансформаторов загрязнена мусором и трансформаторным маслом; в помещениях предприятия для отопления применены электрические нагревательные приборы кустарного изготовления, имеющие открытые токоведущие части и доступные случайному прикосновению людей, и другие нарушения. Результаты проверки: решением Алексинского городского суда Тульской области 4 апреля 2016 года АО «Алексинский опытный механический завод» назначено наказание в виде административного приостановления деятельности указанных электроустановок сроком на 40 суток. УРАЛЬСКОЕ УПРАВЛЕНИЕ РОСТЕХНАДЗОРА ООО «ЗЭМЗ-ЭНЕРГО» г. Злаутоуст 27 ноября 2015 года в здании паровой котельной на паропроводе котлов ГМ-50 ООО «ЗЭМЗ-Энерго» при устранении утечки пара на сальнике дренажного вентиля № 4Д, во время подтяжки сальника, вырвало из гнезда буксу дренажа и обдало паром, в результате слесарь по ремонту оборудования получил термический ожог паром лица, шеи, грудной клетки, живота, правых верхних конечностей. Причины аварии: • неудовлетворительная организация производства работ; • слесарь по ремонту оборудования котельных и пылеприготовительных
26
ООО «КИНЕЛЬСКИЙ АВТОАГРЕГАТНЫЙ ЗАВОД» УСТРАНИЛ НЕ ВСЕ НАРУШЕНИЯ Средне-Поволжское управление Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору (Ростехнадзор) в период с 4 по 8 апреля 2016 года провело внеплановую выездную проверку ООО «Кинельский автоагрегатный завод» по контролю выполнения предписания, выданного по результатам ранее проведенной плановой проверки. В ходе проверки было выявлено, что 27 пунктов ранее выданного предписания не выполнены в установленные сроки. В частности, управленческий персонал и специалисты организации не прошли проверку знаний «Правил технической эксплуатации тепловых энергоустановок» в комиссии государственного энергетического надзора, не проводятся измерение параметров заземляющих устройств и осмотры заземляющих устройств с выборочным вскрытием грунта (не представлены протоколы) в соответствии с нормами испытания электрооборудования. Результаты проверки: выдано предписание об устранении выявленных нарушений. Вынесены постановления о привлечении к административной ответственности в соответствии с ч. 1 ст. 19.5 КоАП РФ юридического и должностных лиц ООО «Кинельский автоагрегатный завод».
ЭНЕРГОНАДЗОР
цехов, выявив неисправности в работе технического устройства (утечки пара), начал устранять их самостоятельно, не сообщив о неисправностях начальнику смены; • отсутствует производственный контроль за соблюдением требований промышленной безопасности при эксплуатации опасного производственного объекта на предприятии ООО «ЗЭМЗ-Энерго». • неудовлетворительное содержание и недостатки в организации рабочих мест, выразившиеся в необеспечении удобного и безопасного обслуживания арматуры, в том числе дренажных вентилей паропровода рег. № 614 («верхний» паропровод) котла ГМ-50 ст. № 3 в районе задвижек № 27А, 28; • отсутствие надлежащего контроля за безопасным производством работ в котельном цехе со стороны должностных лиц.
ПАО «ГМК «НОРИЛЬСКИЙ НИКЕЛЬ» ЭКСПЛУАТИРОВАЛИ ГТС БЕЗ РАЗРЕШЕНИЯ Межрегиональным технологическим управлением Ростехнадзора в период с 29 марта по 1 апреля 2016 года Ростехнадзора проведена внеплановая документарная проверка в отношении ПАО «Горно-металлургическая компания «Норильский никель». По результатам проверки выявлены нарушения. В частности, отсутствуют действующее разрешение на эксплуатацию и утвержденная в установленном порядке декларация безопасности гидротехнических сооружений пруда-накопителя Талнахской обогатительной фабрики производственного объединения обогатительных фабрик Заполярного филиала ПАО «ГМК «Норильский никель». Результаты проверки: ПАО «Горно-металлургическая компания «Норильский никель» привлечено к административной ответственности по ст. 9.2 КоАП РФ на сумму 20 000 рублей. РОСТЕХНАДЗОР ВЫЯВИЛ БОЛЕЕ 500 НАРУШЕНИЙ В МУП «ВОЛГОГРАДСКОЕ КОММУНАЛЬНОЕ ХОЗЯЙСТВО» В период с 14 марта по 8 апреля текущего года инспекторами НижнеВолжского управления Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору (Ростехнадзор) была проведена плановая выездная проверка в отношении МУП «Волгоградское коммунальное хозяйство». Цель проверки – соблюдение требований энергетической и промышленной безопасности. В ходе проверки было выявлено 577 нарушений. Наиболее значимые из них – не проведена экспертиза промышленной безопасности зданий центральных тепловых пунктов, проходных каналов; отсутствует системный подход к планированию и проведению модернизации и технического перевооружения основных производственных фондов; не разработаны долгосрочные планы технического перевооружения и реконструкции основных производственных фондов; не в полной мере соблюдается охрана труда и техники безопасности; не решена в полной мере проблема с обеспечением требуемой категории надежности электроснабжения котельных, эксплуатируемых предприятием. Результаты проверки: МУП «ВКХ» и 2 должностных лица привлечены к административной ответственности по ч. 1 ст. 9.1 КоАП РФ. Также к административной ответственности по ст.9.11 КоАП РФ привлечены юридическое лицо и 5 должностных лиц. Материалы дела направлены в 8 районных судов г. Волгограда для принятия решения о приостановке деятельности опасных производственных объектов – участки трубопроводов тепловых сетей Центрального, Ворошиловского, Советского, Кировского, Красноармейского, Дзержинского, Краснооктябрьского и Тракторозаводского районов города.
№ 5 (81), май, 2016 г.
СИБИРСКОЕ УПРАВЛЕНИЕ РОСТЕХНАДЗОРА МУП «ЖИЛИЩНОЕ КОММУНАЛЬНОЕ ХОЗЯЙСТВО» Омская область 20 марта 2016 года в 21:20 (мск.) произошло обрушение трех плит перекрытия котельной. В результате обрушения повреждено насосное оборудование, технологический трубопровод и запорная арматура, а также конвективные трубы водогрейного котла КВМ-0,63. Причины аварии: • несоблюдение сроков, невыполнение в требуемых объемах технического обслуживания или ремонта оборудования и устройств; • механическое разрушение (повреждение), деформация, перекос.
27
Энергетика и ЖКХ | Приборный учет
От цифры на счетчике к цифре в ГИС – как обеспечить достоверность За конкретным конъюнктурным поручением, например наполнения ГИС ЖКХ, стоят более системные потребности. Общий «запрос на правду» в части потребления коммунальных ресурсов раскладывается на ряд задач, в том числе – как обеспечить корректный переход от цифры потребления на приборе учета к цифре, хранящейся в информационной системе. Сергей ЛЕДОВСКИЙ, генеральный директор НПО «Карат», председатель Совета СРО Ассоциация «Метрология энергосбережения»
28
К
омплекс создаваемых государственных информационных систем (ГИС) призван решить ряд проблем, в том числе обеспечить органы власти различных уровней, лиц, принимающих решения (включая инвесторов и бизнес), полномасштабными достоверными данными об объемах потребления различными объектами топливно-энергетических ресурсов. Это в первую очередь жилье и здания учреждений бюджетной сферы. Владение информацией обеспечит управляемость. Она позволяет не только принимать обоснованные точечные решения о модернизационных мероприятиях, включении объектов в государственные и муниципальные программы, адресно привлекать частных инвесторов, но и разрабатывать энергетические балансы различных уровней, что, в свою очередь, является основанием для формирования стратегических направлений и в целом государственной политики повышения энергетической эффективности и модернизации ЖКХ. Установка прибора учета и переход на оплату за ресурсы в соответствии с его показаниями – само по себе не энергосберегающее мероприятие. Цель установки прибора – получение честной цифры и достижение прозрачности в отно-
шениях всех сторон, вовлеченных в поставку и потребление коммунальных ресурсов. Исходя из этой логики, положительным результатом мероприятий по установке приборов учета должна являться не сама установка «железа», но полный цикл работ и процедур, ведущих к появлению измеренной цифры потребления на соответствующих государственных информационных ресурсах, что уже затем приведет к соответствующим управленческим решениям. Сегодня ситуация такова, что в результате проведенных кампаний по оприбориванию объекты жилья и бюджетной сферы в целом неплохо оснащены приборами учета энергетических ресурсов и воды. Но сохраняется ряд проблем, блокирующих результат и фактически ставящих под сомнение эффективность вложенных средств. Во-первых, далеко не все приборы приняты в эксплуатацию и участвуют в начислении оплаты за потребленные ресурсы. Во-вторых, для тех приборов, чьи показания учитываются, остается острым вопрос их эксплуатации, поверки и в целом профессионального обслуживания, что необходимо для обеспечения достоверности показаний. И, в-третьих, не решены вопросы обработки данных. При установке приборов не было единых требований к ним и к информации, с них снимаемой, в результате сегодня стал актуальным вопрос синхронизации протоколов передачи данных и обеспечения корректности обрабатываемых цифр на каждом из этапов. В различных счетчиках по-разному реализована передача данных. В ряде случаев их технические характеристики достаточны (имеется стандартный интерфейс или импульсный выход), где-то требуются дополнительные действия. Учитывая множество типов приборов и форматов, с которыми они работают, а также программного обеспечения, обрабатывающего их показания на различных уровнях, обеспечение прозрачности и корректности данных представляется задачей, требующей многочисленных точечных взаимных согласований и увязок, множества сертификатов и соглашений. По пути от экрана прибора до ГИС данные проходят несколько этапов, и на каждом нужно
ЭНЕРГОНАДЗОР
Энергетика и ЖКХ | Итоги форума обеспечить центр ответственности, отвечающий за их достоверность. Метрологические функции остаются на низовом уровне приборов и организаций, их обслуживающих, здесь действуют привычные требования Росстандарта, речь сегодня идет также о создании института операторов коммерческого учета. Следующий уровень (или несколько), о котором идет речь, трансформирует данные информационно-измерительных систем в данные информационных систем, цифру в «цифру». Необходимы технические центры движения информации, контролирующие качество данных на основе решения задачи стандартизации протоколов передачи данных. Причем преобразование форматов данных с различных приборов до формата, принимаемого ГИС, должно происходить максимально близко к самим приборам, то есть на территории, уполномоченными серверами, являющимися региональными элементами ГИС. Функция таких «агентов ГИС ЖКХ» скорее техническая – опрашивать свой куст приборов, собирать с них данные, преобразовывать и выгружать на следующий уровень либо в ГИС, отвечая за эти уже электронные, но коммерческие, достоверные для расчетов по ним цифры. Очевидно, что для построения подобной надежной цепочки востребованы элементы стандартизации, испытания и проч., однако необходимо исключать избыточную взаимную сертификацию, чем вся система грешит сегодня. Нужна техническая политика, формирующая единые требования или ограниченный набор стандартных способов преобразования данных. И программное обеспечение, используемое участниками отношений, должно поддерживать эти определенные способы. Так может быть сформирована организационная модель, в которой за метрологией (где обеспечены эксплуатация и обслуживание) следует уровень корректного технического преобразования данных, в результате чего на верхнем уровне уполномоченные органы получают единую информационную систему, оперирующую подтвержденными и верифицированными, корректными цифрами. Цель снижения энергоемкости и модернизации жилищного и коммунального хозяйства городов, использования для этого резервов отечественного бизнеса по-прежнему требует решения задачи обеспечения расчетов за потребляемые ресурсы на основе показаний приборов учета. А для этого необходимо параллельно работать сразу в нескольких направлениях – установка новых приборов учета, ввод в эксплуатацию установленных, их профессиональное обслуживание, снятие и обработка показаний приборов – с тем чтобы эти данные могли использоваться уполномоченными лицами для целей проведения политики модернизации. Э По материалам форума «Технологии энергоэффективности-2016»
№ 5 (81), май, 2016 г.
Массового внедрения энергоэффективных технологий не наблюдается Правительство Российской Федерации, Правительство Свердловской области, ведущие экспертные организации, ключевые отраслевые сообщества, профильный бизнес объединились на этой отраслевой площадке, чтобы поделиться идеями и найти новые возможности для реализации энергоэффективных проектов. Общее состояние отрасли выразил заместитель Председателя правительства Свердловской области Сергей Зырянов: «К сожалению, мы не видим массового внедрения энергоэффективных технологий. Ряд вопросов поднимаем из года в год, а они по-прежнему актуальны». Референт Департамента промышленности и инфраструктуры Правительства РФ Виталий Ковальчук обратил внимание, что энергосбережение на 80% зависит от поведения и принятой практики. В то же время и государство не устраняется от решения этих вопросов – в частности, следующей вехой для отрасли станет проведение в конце мая большого совещания в Правительстве Российской Федерации, которое рассмотрит стоящие вопросы и даст конкретные поручения на перспективу. Дмитрий Хомченко, советник управления отраслей экономики Аналитического центра при Правительстве РФ, рассказал о проведенной аналитической и нормотворческой работе для запуска в массовую практику механизма энергосервиса. Выполнен так называемый План Дворковича, принята долгожданная Методика определения расчетноизмерительным способом объема потребления энергетического ресурса для реализации энергосберегающих мероприятий, поправки в – Постановление Правительства РФ № 636. Василий Поливанов, Генеральный директор НП «Российское теплоснабжение», предложил подумать над вопросом наличия и последовательности государственной политики на примере того же приборного учета, а также рассказал о проектах по развитию систем теплоснабжения, реализуемых с участием НПРТ, в том числе в Свердловской области. Представитель Минстроя России Александр Фадеев остановился на вопросах энергоэффективности зданий. В этой сфере в настоящее время идет значительная работа по формированию нормативной базы, в том числе соответствующей дорожной карты, методики определения классов энергоэффективности и так далее. Председатель правления ГК Финэкс и официальный представитель России в комитетах ISO Антон Воробьев сделал презентацию о применении системы энергоменеджмента на предприятиях. Стал очевиден запрос на управленческую оптимизацию и дальнейшую разъяснительную и образовательную работу в этом направлении. Директор СРО «Союз Энергоэффективность» Дмитрий Серебряков говорил о противоречиях, которые сохраняются в жилищном законодательстве по сравнению с законодательством по энергоэффективности. В завершающем докладе эксперт Аналитического центра, давний партнер Форума Евгений Гашо выделил три аспекта, которые меняются, и это «делает повестку» энергоэффективности в России, – это вопросы энергоэффективности в промышленности, в зданиях, а также отношение людей, граждан, потребителей. Тезисы Евгения Гашо завершили пленарную сессию, перекликаясь с выступлением свердловского вице-премьера Сергея Зырянова, – все участники отрасли должны найти согласие и достичь конструктивного движения отрасли вперед. Э
29
Энергетика и право | Энергоменеджмент
Обзор новых стандартов Энергоменеджмент предполагает, что энергосбережение имеет не только технические и технологические решения, но также и решения в управленческой области (организационные мероприятия).
Э
Антон ВОРОБЬЕВ, председатель Правления КГ «ФИНЭКС»
нергоэффективность в современной промышленности достигается не только за счет внедрения новых энергосберегающих технологий, но и за счет организации и оптимизации процесса управления на регулярной основе с применением системного подхода как наилучшей мировой практики. Система энергетического менеджмента (СЭнМ) является управленческим инструментом, объединяющим и консолидирующим деятельность в области повышения энергоэффективности. А применение стандарта ISO 50001 позволяет «собрать в систему» весь набор управленческих механизмов, направленных на энергосбережение. 1. ISO 50002 «Энергоаудиты. Требования с руководством по использованию». Стандарт ISO 50001 требует, чтобы проводился энергоанализ и с течением времени улучшался уровень энергоэффективности (энергетическая результативность). Энергоанализ, проводимый в соответствии с ISO 50001, должен включать: анализ в прошлый и настоящий период характера использования и количества потребляемой энергии, основанный на измерениях и других данных, идентификацию областей значимого использования энергии, идентификацию и ранжирование возможностей для улучшения уровня энергоэффективности (энергетической
Рис. 1. Принятые и будущие стандарты серии ISO 50000 ISO 50001:2011 (ГОСТ Р ИСО 50001-2012) «Системы энергетического менеджмента. Требования с руководством по использованию»
ISO/IEC 13273-1:2015. Терминология
Использование для энергоанализа ISO 50004:2014 Руководство по внедрению СЭнМ
ISO 50002:2014 Энергоаудиты
ISO 50006:2014 Базовые линии и индикаторы
Планируйте (Plan)
Выполняйте (Do)
ISO 50015:2014 Измерение и верификация (M&V)
Проверяйте (Check)
ISO 50007 Энергосервисы
Улучшайте (Act)
Процесс сертификации СЭнМ
30
ISO 50008 Энергоданные зданий
Не только для пользователей ISO 50001
ISO 50003:2014 Сертификация СЭнМ
ISO/IEC 17021-1:2015
результативности), с ведением соответствующих записей, и оценку на перспективу характера использования и количества потребляемой энергии. Стандарт ISO 50002 определяет требования к процессу проведения энергоаудита в отношении уровня энергоэффективности (энергетической результативности). Стандарт ISO 50002 дает определение: энергоаудит – систематический анализ характера использования энергии и количества потребляемой энергии в рамках определенной области энергоаудита в целях выявления, количественного определения и отчетности о возможностях улучшения уровня энергоэффективности (энергетической результативности). Энергоаудит должен проводиться в соответствии со следующими принципами: • аудит согласован с областью, границами и целью( целями) энергоаудита; • измерения и наблюдения соответствуют характеру (направлениям) использования и количеству потребляемой энергии; • собранные данные об уровне энергоэффективности (энергетической результативности) являются репрезентативными деятельности, процессам, оборудованию и системам; • данные, используемые для количественной оценки уровня энергоэффективности (энергетической результативности) и выявления возможностей для улучшения, последовательны и уникальны; • процесс сбора, проверки и анализа данных является прослеживаемым; • в отчете об энергоаудите приводятся возможности улучшения уровня энергоэффективности (энергетической результативности) на основе соответствующего технико-экономического анализа. Энергетические обследования (энергоаудит) гармонично вписываются в общий контур управления, становясь неотъемлемыми элементами системы в части определения базовой линии, энергоанализа и энергопланирования Согласно п. 3.15 ISO 50001, энергоанализ – это определение уровня энергоэффективности (энергетической результативности) организации на основе сбора, анализа и оценки данных и другой информации, позволяющей идентифицировать возможности для его улучшения. Инструменты энергоанализа: 1) энергетическое обследование (раз в 5 лет), проводимое сторонней организацией-членом СРО с получением по его результатам энергетического паспорта; 2) техническое энергоаудиты, выполняемые собственными силами;
ЭНЕРГОНАДЗОР
3) аудиты (проверки) энергоэффективности, критерии которых включены в Положение Компании «Порядок проведения проверки энергетической эффективности и системы энергетического менеджмента» Согласно отечественной и зарубежной практике внедрения СЭнМ, критерии значимости и результаты энергоанализа консолидируются в ежегодных отчетах по итогам отчетного периода и предваряют анализ СЭнМ со стороны руководства. 2. ISO 50004 «Системы энергоменеджмента. Руководство по внедрению, поддержанию в рабочем состоянии и улучшению». Стандарт ISO 50004 обеспечивает руководство по внедрению требований системы энергетического менеджмента (СЭнМ) и предлагает организации применение системного подхода в целях постоянного улучшения в энергоменеджменте и уровня энергоэффективности. Стандарт 50004 обеспечивает практическое руководство и примеры по внедрению, поддержанию в рабочем состоянии и улучшению системы энергетического менеджмента. Энергоменеджмент наиболее эффективен, когда он интегрирован в общие бизнес-процессы организации. Интеграция может иметь положительное влияние на бизнес-практику, встраивая энергоменеджмент в повседневную практику организации, повышая операционную эффективность и снижая операционные затраты от систем менеджмента. 3. ISO 50006 «Системы энергоменеджмента. Измерение энергетических результатов с использованием энергетических базовых линий и индикаторов энергоэффективности. Общие принципы и руководство». Стандарт содержит практические рекомендации, как добиться соответствия требованиям ISO 50001. В стандарте приведены требования к измерению энергетических результатов, идентификации индикаторов энергоэффективности, приведены формы отчетности по мониторингу энергетических результатов. В соответствии с индикаторами необходимо проводить нормализацию энергетической базовой линии на переменные факторы. Согласно п.3.13 ISO 50006, нормализация – это процесс регулярной модификации энергоданных в целях учета изменений в переменных факторах для сравнения энергетических результатов в эквивалентных условиях. Изменение базовой линии соответствии с ISO 50001 проводят следующими способами: • нормализация энергетической базовой линии на соответствующие переменные факторы, • перерасчет энергетической базовой линии с использованием подвижной базовой линии или через определенные интервалы времени, • приведение энергетической базовой линии в соответствии с законодательными требованиями. Э
№ 5 (81), май, 2016 г.
Табл. Стандарты по энергоменеджменту
Обозначение
Наименование (на русском языке)
ISO 50002:2014
Энергоаудиты. Требования с руководством по применению
ISO 50003:2014
Системы энергоменеджмента. Требования для органов, выполняющих аудит и сертификацию СЭнМ
ISO 50004:2014
Системы энергоменеджмента. Руководство по внедрению, поддержанию в рабочем состоянии и улучшению СЭнМ
ISO/PWI 50005
Системы энергоменеджмента. Модульное внедрение СЭнМ с использованием методов оценки уровня энергоэффективности
ISO 50006:2014
Системы энергоменеджмента. Измерение уровня энергоэффективности с использованием энергетических базовых линий и индикаторов энергоэффективности. Общие принципы и Руководство
ISO/DIS 50007
Деятельность, связанная с энергосервисами. Руководящие указания пользователям по оценке и улучшению
ISO/АWI 50008
Обмен данными об энергосистемах зданий
ISO 50015:2014
Системы энергоменеджмента. Измерение и верификация уровня энергоэффективности организаций. Общие принципы и Руководство
ISO/PWI 5000Х
Системы энергоменеджмента. Руководство по внедрению группой организаций
Рис. 2. Уровень энергоэффективности (энергетическая результативность) и ее индикаторы (показатели) согласно ISO 50006:2014. Показатель, индикатор – измеримое представление состояния или статуса • удельное потребление электроэнергии (тыс. кВт•ч/т); • удельное потребление тепловой энергии (Гкал/т); • удельное потребление топлива (кг/тн, кг.у.т./тн); • общее потребление ТЭР (ГДж/т).
Индикатор Значения для сравнения (базовый период)
УЛУЧШЕНИЕ Текущее значение (отчетный период) Цель/Задача (Изменение значения)
Индикатор может быть на уровне установки, системы, процесса или оборудования и должен иметь соответствующую базовую линию на том же уровне для целей сравнения (п.4.4.5 ISO 50004).
Энергетическая базовая линия
Цель достигнута! Энергетическая базовая линия является опорной точкой для измерения энергетических результатов с течением времени (п.4.4.4 ISO 50004).
По материалам форума «Технологии энергоэффективности-2016»
31
Энергетика и право | Обзор законодательства Федеральный закон от 1 мая 2016 года № 132-ФЗ «О внесении изменений в Федеральный закон «О теплоснабжении» и отдельные законодательные акты Российской Федерации по вопросам обеспечения безопасности в сфере теплоснабжения». Решено усилить контроль за теплоснабжающими и теплосетевыми организациями. Решено усовершенствовать нормативное правовое регулирование по вопросам обеспечения безопасности в сфере теплоснабжения. Так, Закон о теплоснабжении дополнен статьей, посвященной федеральному государственному энергетическому надзору. Уполномоченные органы исполнительной власти в пределах их компетенции будут проверять теплоснабжающие и теплосетевые организации. Порядок надзора установит Правительство РФ. Закреплены положения о принятии правил технической эксплуатации объектов теплоснабжения и теплопотребляющих установок. В отношении источников теплоэнергии, функционирующих в режиме комбинированной выработки, надзор будет проводиться в соответствии с законодательством об электроэнергетике. В отношении опасных объектов теплоснабжения – в рамках надзора в области промышленной безопасности. Введена обязанность теплоснабжающих, теплосетевых организаций и потребителей теплоэнергии соблюдать требования безопасности в сфере теплоснабжения. Федеральный закон вступает в силу по истечении 90 дней после его официального опубликования.
Расширен перечень объектов, в отношении которых должны применяться нормы Закона об использовании атомной энергии. В него включены «ядерное топливо» (ядерный материал, предназначенный для получения тепловой энергии и (или) потоков излучения в ядерной установке за счет осуществления контролируемой ядерной реакции деления), а также «отработавшее ядерное топливо» (ядерное топливо, облученное в активной зоне реактора и окончательно удаленное из нее). К полномочиям Правительства РФ отнесено утверждение порядка лицензирования деятельности организаций по использованию ядерных материалов и радиоактивных веществ при проведении работ по использованию атомной энергии в оборонных целях. Расширена сфера компетенции Госкорпорации «Росатом». На нее возложены выбор головных научных, конструкторских и проектных организаций, утверждение положений о них, согласование решения о выводе из эксплуатации ядерных установок, радиационных источников и пунктов хранения подведомственных учреждений. Она проводит экспертизу документов, необходимых для получения лицензии на использование ядерных материалов и радиоактивных веществ при проведении работ по использованию атомной энергии в оборонных целях, а также выдает сертификат-разрешение на транспортирование (перевозку) ядерных материалов, радиоактивных веществ и изделий из них. В Законе об электроэнергетике закреплено, что инвестиционные программы субъектов электроэнергетики, осуществляющих деятельность в области использования атомной энергии и соответствующих критериям, определенным Правительством РФ, утверждаются уполномоченным ФОИС совместно с Госкорпорацией «Росатом» в порядке, установленном Правительством РФ. Федеральный закон вступает в силу со дня его официального опубликования.
Приказ Министерства труда и социальной защиты РФ от 19 февраля 2016 года № 74н
Федеральный закон от 30 марта 2016 года № 74-ФЗ «О внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации в целях регулирования безопасности в области использования атомной энергии». Атомная энергетика: законодательные поправки. Внесены изменения в Законы об использовании атомной энергии, о промышленной безопасности опасных производственных объектов, о Госкорпорации «Росатом».
32
«О внесении изменений в Правила по охране труда при эксплуатации электроустановок, утвержденные приказом Минтруда России от 24 июля 2013 года № 328н» (не вступил в силу). Скорректированы правила по охране труда при эксплуатации электроустановок. Они распространяются на всех работодателей и электротехнический, электротехнологический и неэлектротехнический персонал организаций, занятых техобслуживанием электроустановок, проводящих в них оперативные переключения, организующих и выполняющих строительные, монтажные, наладочные, ремонтные работы, испытания и измерения, а также осуществляющих управление технологическими режимами работы объектов электроэнергетики и энергопринимающих установок потребителей. Требования безопасности при эксплуатации специализированных электроустановок, в том числе контактной сети электрифицированных железных дорог, городского электротранспорта, должны соответствовать правилам с учетом особенностей эксплуатации, обусловленных конструкцией данных электроустановок. Проверку знаний правил обязаны пройти не только работники, относящиеся к электротехническому и электротехнологическому персоналу, но также государственные инспекторы, специалисты по охране труда, контролирующие электроустановки. Уточнен порядок выдачи нарядов, распоряжений и разрешений.
ЭНЕРГОНАДЗОР
Специалисты по охране труда субъектов электроэнергетики, контролирующие электроустановки, должны иметь группу V и допускаются к выполнению должностных обязанностей в порядке, установленном для электротехнического персонала. Обновлена форма удостоверения о проверке знаний правил работы в электроустановках. Приказ вступает в силу по истечении шести месяцев после его официального опубликования.
заместители руководителей ее структурных подразделений, начальники отделов, заместители начальников отделов структурных подразделений Ростехнадзора; заместители руководителей территориальных органов Ростехнадзора, начальники отделов и заместители начальников отделов. Должностные лица ведомства, как и прежде, вправе истребовать на основании мотивированного письменного запроса и получать от юрлица (ИП) необходимые документы и информацию. Беспрепятственно, предъявив служебное удостоверение и копию приказа (распоряжения) о назначении проверки, посещать ГТС. Проводить соответствующие обследования, испытания, экспертизы и другие мероприятия по контролю. Выдавать предписания об устранении выявленных нарушений. Составлять административные протоколы. Направлять в уполномоченные органы материалы для возбуждения уголовных дел. Давать указания о выводе людей с рабочих мест при угрозе их жизни и здоровью. Проверка так же, как и раньше, длится не более 30 рабочих дней. Общий срок проведения выездной проверки в отношении малого предприятия и микропредприятия не изменился. Прежний Административный регламент признан утратившим силу.
Приказ Федеральной антимонопольной службы от 17 марта 2016 года № 264/16
Приказ Ростехнадзора от 24 февраля 2016 года № 67 «Об утверждении Административного регламента исполнения Федеральной службой по экологическому, технологическому и атомному надзору государственной функции по осуществлению федерального государственного надзора в области безопасности гидротехнических сооружений (за исключением судоходных и портовых гидротехнических сооружений)». Утвержден новый Административный регламент исполнения Ростехнадзором государственной функции по осуществлению государственного надзора в области безопасности гидротехнических сооружений (за исключением судоходных и портовых гидротехнических сооружений). Так же, как и раньше, данную госфункцию исполняют Ростехнадзор и его территориальные органы. Ими проводятся соответствующие проверки. Установлено, что госнадзор осуществляется при эксплуатации, капремонте, консервации и ликвидации гидротехнических сооружений. Его предметом теперь является соблюдение юрлицом, ИП в процессе осуществления деятельности по эксплуатации, капитальному ремонту, консервации и ликвидации гидротехнических сооружений обязательных требований, установленных законодательством России. Это, в частности, наличие разрешения на эксплуатацию гидротехнического сооружения, наличие согласованных правил его эксплуатации, соблюдение процедуры декларирования безопасности гидротехнического сооружения. Определен перечень лиц, уполномоченных осуществлять госнадзор в Ростехнадзоре и его территориальных органах. Это, в частности, руководитель Ростехнадзора, его заместители и руководители структурных подразделений Службы;
№ 5 (81), май, 2016 г.
«О внесении изменений в приложение к приказу ФАС России от 25 декабря 2015 года № 1332/15 «Об утверждении интервалов тарифных зон суток для потребителей на 2016 год (за исключением населения и (или) приравненных к нему категорий)». Вносятся изменения в интервалы тарифных зон суток для потребителей на 2016 г. (за исключением населения и (или) приравненных к нему категорий). Такие показатели применяются при дифференциации свободных (нерегулируемых) цен на электроэнергию (мощность) по второй ценовой категории в зависимости от загруженности энергосистемы в течение дня. Самый высокий тариф – в пиковой зоне, самый дешевый – в ночной. Так, установлены интервалы тарифных зон суток для ОЭС Сибири (Забайкальский край), ОЭС Юга (Астраханская обл.), ОЭС Сибири (Республика Алтай, Алтайский край) и ОЭС Средней Волги (Ульяновская область).
33
Охрана труда | Квалификация персонала
Особенности электронного обучения Статистика случаев травматизма на производстве показывает, что подавляющее число аварийных ситуаций и несчастных случаев вызвано не отказами в работе оборудования, а человеческим фактором. Недостаток обучения персонала часто приводит к человеческим жертвам и большому материальному ущербу. Елена ЯРОСЛАВЦЕВА, первый заместитель руководителя консалтинговой группы «ТЕРМИКА»
Обязанности предприятий по организации и проведению обучения сотрудников Обучение персонала в области обеспечения безопасности, в том числе при эксплуатации электроустановок, является важной задачей, стоящей перед руководителями организаций. Государственная политика в данной сфере заключается в создании системы постоянной подготовки, обучения и проверки знаний работников, основная роль в которой отводится непосредственно предприятиям, руководители которых обязаны организовывать и проводить обучение своих сотрудников. В соответствии со статьями 2.1–2.4 Приказа Минтруда России от 24 июля 2013 года № 328н «Об утверждении Правил по охране труда при эксплуатации электроустановок», электротехнический и электротехнологический персонал обязан проходить обучение безопасным методам и приемам выполнения работ в электроустановках, а также проверку знаний по группам допуска по электробезопасности и обучение по оказанию первой помощи пострадавшим на производстве.
Рис. 1. Кривые обучения для различных организационных форм проведения занятий
Более подробно эти требования рассматриваются в Приказе Минтопэнерго РФ от 19 февраля 2000 года № 49 «Об утверждении Правил работы с персоналом в организациях электроэнергетики Российской Федерации»: перед очередной (внеочередной) проверкой знаний работников должна проводиться предэкзаменационная подготовка (семинары, лекции, консультации и другие учебные мероприятия) в соответствии с программами, утвержденными руководителем организации. При этом подготовка может проводиться непосредственно самой организацией или в специализированных образовательных учреждениях. При организации подготовки перед руководством предприятий возникает ряд проблем: • большой объем информации, которую работник в сжатые сроки должен изучить; • отсутствие возможности отзыва сотрудников от оперативной работы на длительный срок; • отсутствие наглядности в предлагаемых для изучения документах; • низкий уровень усвоения материала. Эффективно справиться с этими трудностями сегодня позволяет электронное обучение и использование дистанционных образовательных технологий. Легитимность электронного обучения и компьютерных систем с точки зрения законодательства В статье 16 Федерального закона от 29 декабря 2012 года № 273-ФЗ «Об образовании в Российской Федерации» указано, что организации вправе применять электронное обучение, дистанционные образовательные технологии при реализации образовательных программ. «Порядок применения организациями, осуществляющими образовательную деятельность, электронного обучения, дистанционных образовательных технологий при реализации образовательных программ» (Приказ Минобрнауки России от 9 января 2014 года № 2) описывает реализацию образовательных программ или их частей с применением электронного обучения, дистанционных образовательных технологий следующим образом: • организации самостоятельно определяют объем аудиторной нагрузки и соотношение объема занятий, проводимых путем непосредственного взаимодействия педагогического
34
ЭНЕРГОНАДЗОР
Эффективность использования электронного обучения и компьютерных систем Традиционно при подготовке к аттестации, которая в большинстве случаев проходит в виде тестирования, работник, прочитав вопрос и варианты ответа, должен перейти к соответствующему документу, зачастую очень объемному, найти соответствующий раздел, мысленно выделить материал, относящийся к вопросу, и понять, что является правильным ответом. Когнитивные способности человека не позволяют эффективно проделывать эти действия десятки раз, поскольку быстро наступает утомление и снижается восприятие информации. В результате обучаемый часто переходит к практике простого «зазубривания» правильных ответов, игнорируя их смысл и место в общей структуре информации. Очевидно, что полученные таким образом «знания» исчезают сразу после прохождения аттестации. Применение электронного обучения существенно облегчает и ускоряет подготовку работников к экзаменам. Это позволяет вести точный учет изученного материала, дает возможность «поставить на паузу» обучение и вернуться к нему с того же места позже, что очень важно для специалистов, постоянно решающих оперативные вопросы. Но при этом проблемы непосредственного изучения материала остаются, если не применять при разработке электронных курсов современные методики.
№ 5 (81), май, 2016 г.
Рис. 2. Представление информации в нормативном документе 7.6. Неотложные работы, для выполнения которых требуется более 1 часа или участие более трех работников, включая работника из оперативного и оперативноремонтного персонала, осуществляющего надзор в случае выполнения этих работ ремонтным персоналом, должны проводиться по наряду в соответствии с требованиями Правил. 7.7. Допуск к работам в электроустановках должен быть осуществлен после выполнения технических мероприятий по подготовке рабочего места, определяемых работником, выдающим распоряжение.
Рис. 3. Пример представления методического материала в электронных обучающих курсах Г.1.1
Неотложные работы
Å
Å
время работы более 1 часа
участие более трех работников • включая работника из оперативного и оперативно-ремонтного персонала, осуществляющего надзор в случае выполнения этих работ ремонтным персоналом
Å
Неотложные работы в электроустановках напряжением выше 1 000 В, для выполнения которых требуется наличие любого из двух условий
Å
работника с обучающимся, и учебных занятий с применением электронного обучения, дистанционных образовательных технологий; • допускается отсутствие аудиторных занятий. В этих документах декларирована возможность самим организациям определять долю очных аудиторных занятий в процессе обучения с использованием электронных средств, а также возможность полностью отказаться от таких занятий, что существенно упрощает и удешевляет учебный процесс. Приказ Ростехнадзора от 29 января 2007 № 37 указывает, что аттестации специалистов по вопросам промышленной и энергетической безопасности предшествует их подготовка по типовым учебным программам, при этом подготовка может проводиться в организациях в очной и дистанционной формах, а также в режиме самоподготовки. Возможность применения электронного обучения актуальна и при проведении инструктажей, в частности она упоминается (с поправкой на современный уровень развития компьютерной техники) в ГОСТ 12.0.004-90 «Межгосударственный стандарт. Система стандартов безопасности труда. Организация обучения безопасности труда. Общие положения». Таким образом, существующая нормативная правовая документация разрешает проведение обучения персонала с использованием электронного обучения и дистанционных образовательных технологий.
должны проводиться по наряду в соответствии с требованиями Правил Допуск к работам по распоряжению должен быть оформлен в журнале учета работ по нарядам и распоряжениям
Как же достигается эффективность при электронном обучении персонала? В первую очередь – это возможность представления большого объема разноплановой информации, которую необходимо донести до работников и впоследствии проверить ее усвоение. Процесс изучения определенного объема материала, как известно, характеризуется кривой обучения (рис. 1). В начале обучения происходит медленный прогресс восприятия информации, затем процесс интенсифицируется, обучаемый осваивает большое количество новых для него понятий, определений, правил, получая основное представление о предмете. Наконец, на третьем этапе прогресс замедляется. Если сравнить кривые обучения для однотипного учебного материала, то можно увидеть, что самостоятельное изучение требует больше времени для входа во вторую фазу и оставляет большие пробелы в освоении материала в связи с отсутствием обратной связи. Очное обучение в этом смысле несколько эффективней, так как в нем есть обратная связь лектора со слушателем. Однако сам факт групповой работы над материалом не позволяет в полной мере учесть индивидуальные особенности каждого обучаемого: темп восприятия информации, разную восприимчивость к тексту и графике, различный уровень начальной подготовки.
35
Охрана труда | Квалификация персонала Наглядность играет важную роль в электронном обучении. До 90% информации человек получает визуально, поэтому электронное обучение, в котором наглядность достигается за счет использования схем, рисунков, графиков и таблиц, имеет явное преимущество. В последние годы особенно активно стали развиваться способы представления информации, не содержащие в себе ярких рисунков или сложных цветовых решений. Речь идет о представлении текстовой информации в виде структурированных схем, последовательностей, алгоритмов. Сравним два варианта представления одной и той же информации (в данном случае – неотложные работы в электроустановках напряжением выше 1 000 В) в нормативном документе и в электронном курсе (рис. 2 и 3). В первом случае обучаемый должен самостоятельно выявить основные положения текста документа, прочитав его, возможно, не один раз. Во втором – правильный ответ сразу виден, его можно вычленить за несколько секунд за счет использования цветового выделения. При этом видно, какое место данная информация занимает в общем контексте пункта документа. Полностью раскрыта иерархическая структура материала, показаны все его логические связи, приведены дополнительные данные, непосредственно не входящие в вопрос, но относящиеся к рассматриваемой проблематике. Практика показывает, что применение подобных обучающих курсов существенно повышает качество подготовки работников к сдаче экзаменов, а также в целом улучшает их знания в предметной области. Все это позволяет электронному обучению быть мощным инструментом для подготовки персонала, резко повышает эффективность его подготовки. Наконец, не следует игнорировать и психологический фактор. Традиционное очное обучение, при котором авторитет лектора органичен для молодых людей, не всегда подходит для взрослых профессионалов, для которых обучение в аудитории зачастую психологически некомфортно. Имея перед собой электронный курс, проходя подготовку индивидуально, в удобном темпе, располагая возможностью подробней рассмотреть тот или иной вопрос,
36
обучаемый легче, проще и в результате эффективнее усваивает материал. Еще одной проблемой, решаемой с помощью электронного обучения персонала, является учет особенностей контингента обучаемых. Во-первых, это, как правило, взрослые люди, когнитивные способности которых имеют свои особенности. Во-вторых, обучаемые имеют разные должностные обязанности, разный стаж работы, занимают различные должности. В-третьих, прохождение обучения не является для них основным видом деятельности, у многих зачастую не очень много времени для закрепления материала. Таким образом, современные системы электронного обучения позволяют: • легко скомпоновать курс для любой категории обучаемых; • выделить для изучения материала четко определенное количество времени; • подобрать нужные только данной категории контрольные вопросы; • задать любые критерии оценки. Все перечисленное может быть организовано без отрыва от производства и со стопроцентным индивидуальным учетом обучения и контроля знаний. В настоящее время крупные компании вынуждены максимально снижать финансовые затраты, связанные с проведением подготовки своих специалистов в сторонних организациях, и проводить эту подготовку силами собственных специализированных подразделений. При этом электронное обучение набирает все большую популярность среди работодателей и привлекает своей открытостью и доступностью. На сегодняшний день Министерство образования и науки Российской Федерации ведет активную работу по внедрению электронного обучения в процесс непрерывного и качественного получения знаний. В частности, установлен порядок применения электронного обучения при реализации основных и/или дополнительных образовательных программ, а также разработаны методические рекомендации по реализации дополнительных профессиональных программ с использованием дистанционных технологий. Э
ЭНЕРГОНАДЗОР
Административная практика
Размер убытков подтвержден Государственное унитарное предприятие «Жилищно-коммунальное хозяйство Республики Саха (Якутия)» (далее – истец) обратилось в Арбитражный суд Республики Саха (Якутия) с исковым заявлением к публичному акционерному обществу «Якутскэнерго» (Центральные электрические сети) (далее – ответчик) о взыскании 108 891,36 руб. убытков.
С
уд, исследовав материалы дела, выслушав представителей сторон, установил следующие обстоятельства. Между государственным унитарным предприятием «Жилищно-коммунальное хозяйство» (Потребитель) и открытым акционерным обществом «Акционерная компания «Якутскэнерго» (Гарантирующий поставщик) заключен договор на энергоснабжение по Томпонскому филиалу ГУП «ЖКХ PC (Я)» № 00082 от 1 января 2014 года (далее – договор), по условиям которого гарантирующий поставщик обязался осуществлять продажу электрической энергии (мощности), а также самостоятельно или через привлеченных третьих лиц оказывать услуги по передаче электрической энергии и услуги, оказание которых является неотъемлемой частью процесса поставки электрической энергии потребителю. Приложением № 2 договора определены точки поставки электрической энергии в филиале Томпонского улуса: объекты «Котельная», «Водозабор», «Гараж», «Контора», расположенные по адресу: 678725, Республики Саха (Якутия), Томпонский улус, с. Мегино-Алдан; Пунктами 2.2, 2.3 договора установлено, что гарантирующий поставщик обязан поддерживать качество электрической энергии, поставляемой по договору, в соответствии с требованиями технических регламентов и иными обязательными требованиями до границы балансовой принадлежности. Иные, предусмотренные действующим законодательством и настоящим договором. В подпункте ж пункта 12.1 договора указано, что Гарантирующий поставщик вправе ввести частичное и (или) полное ограничение режима потребления электрической энергии при необходимости проведения ремонтных работ на объектах электросетевого хозяйства сетевой организации, к которым присоединены энергопринимающие устройства Потребителя, либо необходимости проведения ремонтных работ на объектах электросетевого хозяйства смежных сетевых организаций в случае, если проведение таких работ невозможно без ограничения режима потребления. За 2014 год произошло отключение электроэнергии на объектах ответчика: «Котельная» с. Мегино-Алдан – составило 113 часов 56 минут, превышение отключения электроэнергии составляет 41 час 56 минут; «Водозабор» с. Мегино-Алдан – составило 113 часов 56 минут, превышение отключения электроэнергии составляет 41 час 56 минут. Общая продолжительность отключений составила 227 часов 12 минут, превышение отключения электроэнергии составляет 83 часа 12 минут. Факт отключе-
№ 5 (81), май, 2016 г.
ния электроэнергии в указанных котельных, а также общая продолжительность подтверждаются справкой от 10 ноября 2015 года № 51, выданной начальником муниципального казенного учреждения «Единая дежурно-диспетчерская служба муниципального района «Томпонский район», постановлением Ленского Управления Ростехнадзора № 04-22/14 от 27 февраля 2015 года об административном правонарушении в отношении юридического лица. Из содержания искового заявления следует, что истец за период отключения электроэнергии в указанных котельных, общей продолжительностью 227 часов 12 минут, был вынужден эксплуатировать резервный источник питания. Истец направил ответчику претензию с требованием возмещения ущерба, на которую получил отказ. С учетом вышеизложенного истец заявил, что в результате отключения электрической котельной на объектах «Котельная», «Водозабор» в 2014 году, свыше допустимых 72 часов в году, без согласия истца и Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору, потерпел убытки в размере 108 891 рублей 36 копеек, понесенные в связи с расходом дизтоплива для генераторов (за период отключения электроэнергии составляет 2 763,74 литров), и обратился в суд с иском. Из содержания искового заявления следует, что убытки, причиненные истцу, складываются из стоимости дизельного топлива для обеспечения работы дизель-генератора. Истцом приведен следующий расчет понесенных убытков: расход дизтоплива по цене 39,40*2 763,74 = 108 891 рублей 36 копейки. Истцом для приобретения дизтоплива затрачено денежных средств на сумму 108 891 рублей 36 копек, что подтверждается кассовыми чеками (л.д. 36-45). В отзыве ответчик исковые требования не признал, пояснил, что отключения были согласованы ответчиком с органом Ростехнадзора на основании статьи 31 (6). Также в представленном отзыве ответчик пояснил, что ведется работа по собиранию доказательственной базы, между тем в судебном заседании дополнительных доказательств не представил, ходатайств и дополнений не заявил. При указанных обстоятельствах суд рассматривает исковое заявление по имеющимся материалах дела доказательствам. Суд, оценив представленные в дело доказательства по своему внутреннему убеждению, основанному на всестороннем, полном, объективном и непосредственном исследовании имеющихся в деле доказательств (пункт 1 статьи 71 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации), приходит к выводу
37
Административная практика об удовлетворении исковых требований по следующим основаниям. Отношения сторон, связанные со снабжением электроэнергией, регулируются нормами параграфа 6 главы 30 Гражданского кодекса Российской Федерации. К отношениям по договору энергоснабжения, не урегулированным настоящим Кодексом, применяются законы и иные правовые акты об энергоснабжении, а также обязательные правила, принятые в соответствии с ними (пункт 3 статьи 359 Гражданского кодекса Российской Федерации). Согласно ч. 1 ст. 6 Федерального закона от 26 марта 2003 года № 35-ФЗ «Об электроэнергетике» (далее – Закон об электроэнергетике), одним из общих принципов организации экономических отношений и основ государственной политики в сфере электроэнергетики является обеспечение бесперебойного и надежного функционирования электроэнергетики в целях удовлетворения спроса на электрическую энергию потребителей, обеспечивающих надлежащее исполнение своих обязательств перед субъектами электроэнергетики. Согласно п. 1 ст. 546 Гражданского кодекса Российской Федерации, прекращение или ограничение подачи энергии допускается в случаях, предусмотренных соглашением сторон либо действующим законодательством. Согласно пп. 2-3 ст. 546 Гражданского кодекса Российской Федерации, перерыв в подаче, прекращение или ограничение подачи энергии допускается по соглашению сторон, за исключением случаев, когда удостоверенное органом государственного энергетического надзора неудовлетворительное состояние энергетических установок абонента угрожает аварией или создает угрозу жизни и безопасности граждан. О перерыве в подаче, прекращении или ограничении подачи энергии энергоснабжающая организация должна предупредить абонента. Прекращение или ограничение подачи энергии без согласования с абонентом – юридическим лицом, но с соответствующим его предупреждением допускается в установленном законом или иными правовыми актами порядке в случае нарушения указанным абонентом обязательств по оплате энергии. Перерыв в подаче, прекращении или ограничении подачи энергии без согласования с абонентом и без соответствующего его предупреждения допускается в случае необходимости принять неотложные меры по предотвращению или ликвидации аварии при условии немедленного уведомления абонента об этом. Между тем ответчиком не представлены доказательства ни одного из вышеперечисленных случаев возможного прекращения энергоснабжения. В соответствии с п. 1 ст. 547 Гражданского кодекса Российской Федерации, в случаях неисполнения или ненадлежащего исполнения обязательств по договору энергоснабжения сторона, нарушившая обязательства, обязана возместить причиненный этим реальный ущерб. Согласно п. 1, 2 ст. 393 Гражданского кодекса Российской Федерации, должник обязан возместить кредитору убытки, причиненные неис-
38
полнением или ненадлежащим исполнением обязательства. Убытки определяются в соответствии с правилами, предусмотренными ст. 15 названного Кодекса. Из положений ч. 1 ст. 38 Федерального закона от 26 марта 2003 года № 35-ФЗ «Об электроэнергетике» следует, что субъекты электроэнергетики, обеспечивающие поставки электрической энергии потребителям электрической энергии, в том числе энергосбытовые организации, гарантирующие поставщики и территориальные сетевые организации (в пределах своей ответственности), отвечают перед потребителями электрической энергии за надежность обеспечения их электрической энергией и ее качество в соответствии с требованиями технических регламентов и иными обязательными требованиями. В соответствии с пунктом 30 Правил № 442, в случае если проведение ремонтных работ на объектах электросетевого хозяйства сетевой организации (смежной сетевой организации, иных владельцев) невозможно без ограничения режима потребления в отношении потребителей, присоединенных к сетям сетевой организации, сетевая организация в порядке, установленном договором оказания услуг по передаче электрической энергии, уведомляет потребителя напрямую или (если это предусмотрено указанным договором) через действующего в его интересах гарантирующего поставщика (энергосбытовую, энергоснабжающую организацию) о проведении таких работ и о сроках ограничения режима потребления в связи с их проведением. Пункт 31 (5) Правил – в договор включаются условия, соответствующие установленной документами о технологическом присоединении категории надежности энергопринимающих устройств, в отношении которых заключен договор. Пункт 31 (6) – категория надежности обусловливает содержание обязательств сетевой организации по обеспечению надежности снабжения электрической энергией энергопринимающих устройств, в отношении которых заключен договор. Для третьей категории надежности допустимое число часов отключения в год составляет 72 часа, но не более 24 часов подряд, включая срок восстановления электроснабжения, за исключением случаев, когда для производства ремонта объектов электросетевого хозяйства необходимы более длительные сроки, согласованные с Федеральной службой по экологическому, технологическому и атомному надзору. Отнесение энергопринимающих устройств заявителя (потребителя электрической энергии) к определенной категории надежности осуществляется заявителем самостоятельно. Энергопринимающие устройства, не отнесенные к первой или второй категориям надежности, относятся к третьей категории надежности. В приложении № 6 к договору от 01 января 2014 года стороны определили, что перечисленные в приложении № 3 объекты относятся к третьей категории надежности. Энергоснабжение электроприемников ГУП ЖКХ РС(Я) осуществляется от одного источника питания – ЯГРЭС.
ЭНЕРГОНАДЗОР
Между тем, как следует из представленных в материалы дела доказательств, а именно справки от 10 ноября 2015 года № 51, выданной начальником муниципального казенного учреждения «Единая дежурно-диспетчерская служба муниципального района «Томпонский район», постановления Ленского Управления Ростехнадзора № 04-22/14 от 27 февраля 2015 года об административном правонарушении в отношении юридического лица, число отключения превысило 72 часа, составило 227 часа 12 минут. Наличие причинно-следственной связи между ненадлежащим исполнением обязательств ответчика по энергоснабжению истца и возникшими у последнего убытками подтверждено представленными в материалы дела справкой от 10 ноября 2015 года № 51, выданной начальником муниципального казенного учреждения «Единая дежурно-диспетчерская службы муниципального района «Томпонский район», постановлением Ленского Управления Ростехнадзора № 04-22/14 от от 27 февраля 2015 года об административном правонарушении в отношении юридического лица, в соответствии с которыми в 2014 года прекращение подачи электроэнергии превысило 72 часа в год, ответчик не получал согласования на отключение объекта истца в 2014 году с Федеральной службой по экологическому, технологическому и атомному надзору, истец согласия на отключение также не давал. Общая продолжительность отключений 227 часов 12 минут, превышение отключения электроэнергии составляет 83 часа 12 минут. Факт отключения электроэнергии подтверждается материалами дела и не оспаривается лицами, участвующими в деле. Затраты на работу резервных источников питания котельных «Котельная» с. Мегино-Алдан, «Водозабор» с. Мегино-Алдан в 2014 году соста-
вили 108 891 рублей 36 копеек, что подтверждается актами списания ГСМ, отчетами работы дизеля (ДЭС), выписками их журналов учета работы дизельной электростанции, кассовыми чеками, требованиями – накладными, техническими паспортами дизельных электроагрегатов. Факт осуществления указанных затрат в связи с отключением электроэнергии подтверждается материалами дела. Учитывая, что все расходы были связаны именно с устранением последствий прекращения энергоснабжения, и являются дополнительными, необходимость в выполнении которых возникла в связи с отключением электроэнергии, по своей правовой природе такие расходы являются для истца убытками. Расчет убытков судом проверен и признан верным. Ответчик контррасчет не представил, иных доказательств в обоснование своих доводов изложенных в отзыве не представил; ходатайство о назначении экспертизы не заявил. Каких-либо доказательств, опровергающих размер убытков, заявленный истцом и подтвержденный имеющимися в деле доказательствами, ответчиком не представлено (статья 65 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации). Принимая во внимание заключенный сторонами договор электроснабжения, нарушение ответчиком указанного в п.2.2 договора условия о качестве поставляемой электрической энергии и ненадлежащее исполнение обязательств со стороны ответчика, суд приходит к выводу о наличии причинно-следственной связи между фактом отключения электроэнергии и убытками, понесенными истцом. Таким образом, исходя из имеющихся в деле доказательств, суд приходит к выводу о наличии оснований для привлечения ответчика к ответственности за причиненный истцу реальный ущерб, в связи с чем удовлетворяет заявленные исковые требования о взыскании с ответчика убытков в размере 108 891 рублей 36 копеек. Э
Решение: взыскать с Публичного акционерного общества «Якутскэнерго» (Центральные электрические сети) в пользу Государственного унитарного предприятия «Жилищно-коммунальное хозяйство Республики Саха (Якутия)» 108 891 рубля 36 копеек, а также расходы по оплате государственной пошлины 4 267 рублей. № 5 (81), май, 2016 г.
39
обратная Связь | вопроС – ответ
Ответы специалистов Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору на вопросы граждан, поступившие в общественные приемные территориальных органов Ростехнадзора. – Какие документы необходимы для получения разрешения для подачи электроэнергии свыше 150 кВт и менее 670 кВт по третьей категории надежности (по одному источнику электроснабжения) к электрическим сетям классом напряжения до 10 кВ на вновь построенный объект для юридических лиц? Ответ специалистов Приволжского управления: – В соответствии с пп. Г, п. 7 «Правил технологического присоединения энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, объектов по производству электрической энергии, а также объектов электросетевого хозяйства, принадлежащих сетевым организациям и иным лицам, к электрическим сетям», утвержденным Постановлением Правительства РФ от 27 декабря 2004 года № 861 (в ред. Постановлений Правительства РФ от 10 февраля 2014 года № 95), разрешение не требуется. – Какие требования предъявляются к начальнику ЭТл и к персоналу ЭТл (передвижной, стационарной и с переносным комплектом приборов) до и выше 1 000 В? Сколько минимум людей должно быть в штате в каждой лаборатории, кем они должны являться и какие группы получить по Эб? Ответ специалистов Волжско-Окского управления: – В соответствии с требованиями гл. 39, 46 «Правил по охране труда при эксплуатации электроустановок», утвержденных приказом Минтруда от 24 июля 2013 года № 329-М, начальник ЭТЛ должен быть назначен из административнотехнического персонала с 5-й группой до и выше 1 000 В или с 4-й группой до 1 000 В в зависимости от вида лаборатории и напряжения. Работы по испытаниям и измерениям на передвижной лаборатории выполняются по наряду-допуску бригадой не менее двух человек , в которой производитель работ должен иметь группу 4 до и выше 1 000 В, член бригады – группу 3 до и выше 1 000 В, а член бригады, которому поручается охрана, – группу 2 до и выше 1 000 В. Массовые испытания материалов и изделий с использова-
40
нием стационарных испытательных установок, у которых токоведущие части закрыты сплошным или сетчатым ограждением, а двери снабжены блокировкой, разрешается выполнять работнику, имеющему группу 3 до и выше 1 000 В, единолично в порядке, установленном для электроустановок напряжением до 1 000 В с использованием типовых методик испытаний. Работы по проведению измерений в электроустановках до 1 000 В допускается выполнять по наряду – допуску или распоряжению бригадой не менее двух человек с 4-й, 3-й группой до 1 000 В или двумя работниками с 3-й группой до 1 000 В. – Может ли 2-я группа по электробезопасности выдаваться на работу в электроустановках до и выше 1000 В? Ответ специалистов Уральского управления: – Проверка знаний правил работы в электроустановках для электротехнического и электротехнологического персонала предприятий и организаций проводится согласно требованиям главы 1.4 «Правил технической эксплуатации электроустановок потребителей» (утверждены Приказом Минэнерго РФ от 13 января 2003 года № 6, далее – ПТЭЭП). В соответствии с п. 1.4.3 ПТЭЭП, перечень должностей и профессий электротехнического и электротехнологического персонала, которым необходимо иметь соответствующую группу по электробезопасности, утверждает руководитель Потребителя. Обслуживание электротехнологических установок, а также сложного энергонасыщенного производственно-технологического оборудования должен осуществлять электротехнологический персонал, имеющий группу по электробезопасности не ниже II. Требования к персоналу для присвоения II гр. по электробезопасности определены Приложением 1 Правил по охране труда при эксплуатации электроустановок, утвержденных Приказом Минтруда РФ от 24 июля 2013 года № 328н (далее – ПОТЭЭ). Согласно п. 1.4.1 ПТЭЭП, эксплуатацию электроустановок должен осуществлять подготовленный электротехнический персонал. В соответствии с требованиями ПОТЭЭ, при выполнении различных работ в электроустановках электротехнический персонал должен иметь группу по электробезопасности не ниже 3-й, при этом для присвоения 3-й гр. по ЭБ до и выше 1 000 В работник из числа электротехнического персонала должен иметь первоначально 2-й гр. по ЭБ.
ЭНЕРГОНАДЗОР
НАШИ ЖУРНАЛЫ – Ваш ИНСТРУМЕНТ БЕЗОПАСНОСТИ Актуальная информация по всем аспектам обеспечения промышленной, пожарной, энергетической, экологической безопасности и охраны труда на производстве
Консультации по интересующим вопросам напрямую от руководителей государственных структур и экспертов
Оформляйте подписку экономьте сотни тысяч рублей возможных штрафов
Особенности взаимодействия надзорных органов с поднадзорными предприятиями
Политика государства в области государственного надзора и контроля
ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НАДЗОР
избегайте приостановки производственного процесса оспаривайте в суде предписания надзорных органов не подвергайте себя риску личной ответственности за нарушения ПБ
8-800-700-35-84
Ведите бизнес без опасности штрафных санкций нарушений требований ПБ незаконных действий надзорных органов
профессиональной дисквалификации
www.tnadzor.ru