ввв-стройпроект

Эскизный проект

Alex — Thu, 11 Apr 2013 11:33:49 GMT

Эскизный проект одноквартирного жилого дома

скачать>>

Архитектурный проект

Alex — Thu, 11 Apr 2013 11:16:44 GMT

Архитектурный проект одноквартирного жилого дома

скачать>>

7 проектов котеджа в формате PDF

Alex — Thu, 11 Apr 2013 10:48:27 GMT

7 проектов котеджа в формате PDF

СКАЧАТЬ >>

Дизайн-проект "Расширение малоэтажного дома"

Alex — Wed, 13 Mar 2013 11:40:28 GMT

Холдинг МРСК прекратит существование

Alex — Thu, 07 Jun 2012 19:51:34 GMT

Потеряв надежду добиться эффективности от Холдинга МРСК, власти решили свернуть реформу по разделению электросетей на магистральные и распределительные. Правительство намерено передать межрегиональные распредсетевые компании (МРСК) под управление Федеральной сетевой компании (ФСК). Управлявший ранее МРСК холдинг, очевидно, будет ликвидирован, а вот дальнейшая судьба самих распредсетевых структур пока неизвестна — определить ее поручено специальной рабочей группе, которую возглавит замглавы Минэнерго Андрей Шишкин.
До 1 июля Холдинг МРСК будет передан в управление ФСК, рассказал РБК daily источник, знакомый с ситуацией. Информацию подтвердили собеседники, близкие к обеим компаниям, а также источник в правительстве. Директивы (есть в распоряжении РБК daily), предписывающие проголосовать госпакетом на годовом собрании акционеров Холдинга МРСК за передачу полномочий единоличного исполнительного органа Федеральной сетевой компании, 8 мая подписаны и.о. председателя правительства Виктором Зубковым. Еще одна директива за подписью Владимира Путина от 6 мая дает рекомендацию членам совета директоров холдинга проголосовать за избрание председателем совета Георгия Бооса. Официально в ФСК и Минэнерго от комментариев вчера отказались. Представитель Холдинга МРСК не ответил на звонок РБК daily.
Работа Холдинга МРСК признана неэффективной — управляющей компании не удалось решить ключевые проблемы распредсетевых структур, прежде всего перекрестного субсидирования и «последней мили», а также приватизации региональных подразделений, объясняет логику властей один из источников РБК daily. «Создавалось ощущение, что филиалы МРСК живут одной жизнью, а управляющая компания другой», — добавил он. Объединение сетевых структур также позволит решить вопрос деления тарифного пирога: ранее ФСК и МРСК ежегодно боролись за увеличение своей доли в едином «котловом» тарифе на передачу энергии.
Передача холдинга в управление ФСК должна быть оформлена решениями советов директоров обеих компаний, после этого вопрос будет вынесен на годовые собрания акционеров, где их утвердят за счет голосов основного собственника — государства. Совет директоров МРСК пройдет 15 мая, говорит источник, близкий к руководству компании.
Таким образом, процесс передачи МРСК в управление должен завершиться до начала лета. Двухуровневую систему управляющих компаний власти допускать не намерены, исполнительный аппарат Холдинга МРСК будет ликвидирован, временно компания может остаться только на бумаге, говорит источник в правительстве. Некоторым сотрудникам, возможно, предложат перейти в ФСК, другие отправятся в региональные МРСК.
Объединение магистральных и распределительных сетей фактически означает сворачивание реформы сетевого хозяйства. Разделение не принесло реальных результатов, частные инвесторы так и не пришли в наиболее затратный распределительный комплекс. Принятие столь принципиального решения является позитивным сигналом: власти обратили пристальное внимание на сектор, отмечает аналитик «ВТБ Капитала» Михаил Расстригин. Однако принципиальной является дальнейшая судьба МРСК: смена названия управляющей структуры не решает ни одной ключевой проблемы сектора, хотя и может привести к сокращению управленческих затрат, добавляет он.
Механизма, как будет функционировать объединенная структура, пока нет, его предстоит выработать в течение ближайших месяцев. Сейчас перед властями есть два направления. Первое — продолжить нынешнюю систему госуправления распредсетевым комплексом, сменив название компании и оптимизировав ее штаты. Это «путь в никуда», так как он не несет структурных улучшений, отмечает г-н Расстригин. Второй вариант — ФСК сосредоточится на ситуации в наиболее «трудных» МРСК, например Северного Кавказа (испытывающего трудности неплатежей) и Сибири (основная проблема — отказ крупных потребителей, прежде всего ОК «Русал», от договоров «последней мили»), одновременно начав полномасштабную приватизацию прочих МРСК. Привлечение частных инвесторов в сектор — единственный путь эффективной модернизации и развития сетей низкого напряжения, единодушны эксперты рынка.
Но пока никакого принципиального решения в правительстве нет. Объединение ФСК и Холдинга МРСК начато без определения дальнейшей стратегии. Ее выработка поручена рабочей группе, которую возглавит замминистра энергетики Андрей Шишкин, рассказывают два собеседника РБК daily. Таким образом, в дальнейшем может быть принято решение не только о передаче в управление, но и о фактическом слиянии двух сетевых структур. Этот вариант не исключен, подтверждает источник в правительстве. Однако и это не решает основной дилеммы — приватизация или госуправление. МРСК, холдинг, ФСК, объединение
Читать полностью: http://www.rbcdaily.ru/2012/05/11/tek/562949983796431

ПГУ: Перезагрузка

Alex — Thu, 17 May 2012 10:27:37 GMT

Россию не зря называют «развивающейся» страной. Ну, согласитесь: многое из того, что мы так активно стараемся сегодня развивать, на том же Западе уже давно развито и успешно используется. Примеров очень много. Если мы говорим об электроэнергетике, то имеем в виду те же парогазовые установки (ПГУ), с которыми, кстати сказать, получилось особенно обидно: ведь это мы сначала сформулировали, а чуть позднее научно обосновали и доказали их преимущества всему остальному миру. После чего благополучно переключились на газ, уголь и мазут и почти 60 лет строили в основном только на них. На Западе же, которому с ценами на «голубое топливо» повезло чуть меньше, чем нам, напротив, с интересом начали осваивать новую технологию, в чем к настоящему моменту неплохо преуспели. Причем настолько неплохо, что вернувшиеся на российский рынок ПГУ где-то на треть состоят теперь из импортного оборудования, которое мы пока не в состоянии изготовить сами. Речь о газовых турбинах. Конечно же, Россия имеет собственную школу газотурбостроения, но тот временной лаг, когда в НИОКР не вкладывали деньги (90-е годы), бьет по производителям сейчас: в сегменте турбин большой мощности - 250-300 МВт - им по-прежнему нечего предложить. По мнению экспертов, ликвидировать отставание в развитии без помощи государства уже не получится. Следовательно, в ближайшее время придется и дальше закупать турбины и сервис за рубежом. Впрочем, оптимальный вариант в данном случае - обзавестись лицензией и начать совместное производство оборудования здесь, в России. И, надо сказать, что лед в этом направлении уже тронулся. Россия - родина высоких передовых технологий. Нет, правда. Если немного порыться в истории, можно увидеть, что многие из них, несмотря на зарубежную «прописку», имеют - в зависимости от эпохи - либо российские, либо советские корни. Как, например, технология парогазового цикла, теоретические основы которой были разработаны в СССР еще в первой половине прошлого века. Однако, не получив должного развития здесь, технология мигрировала за рубеж, где ее очень быстро оценили и взяли на вооружение. Как же часто мы слышим подобные истории... Нереализованные планы
Пик развития и строительства ПГУ во всем мире пришелся на 1980-1990 гг. «К тому времени в СССР уже был накоплен существенный опыт по разработке схем блоков ПГУ, - рассказывает Леван Дзигуа, генеральный директор ОАО «ЭМАльянс». - В частности, был создан ряд пилотных блоков по различным схемам (сбросные схемы ПГУ, ПГУ с высоконапорными парогенераторами, естественно, и ГТУ-ТЭС с водогрейными котлами-утилизаторами и т.п.), разрабатывались классические бинарные ПГУ, ПГУ с прямоточными котлами-утилизаторами. Но самое главное - в тот период уже были созданы, осваивались и внедрялись в промышленную эксплуатацию достаточно экономичные и перспективные для своего времени советские газотурбинные установки, в т.ч. и крупные ГТУ мощностью 150 МВт производства «Ленинградского Металлического завода» (на ГРЭС им. Классона)». Реализовать все задумки, впрочем, так и не удалось. В СССР развитие ПГУ в тот момент сдерживалось целым рядом факторов, основным из которых была низкая стоимость природного газа, равно как и других видов топлива - угля, мазута. При наличии же дешевых энергоресурсов особой необходимости в развитии парогазовых технологий, которые требовали больших инвестиций, не было. «Кроме того, - добавляет Владимир Тарасов, технический директор ЗАО «Кварц - Новые Технологии». - государственная политика в сфере энергетики в СССР определялась таким образом, что приоритетными в структуре объектов генерации являлись теплоэлектроцентрали (ТЭЦ) с комбинированной выработкой тепловой и электрической энергии и, соответственно, высоким значением КПД (до 80%) и низким удельным расходом топлива». В странах Запада, напротив, энергоресурсы стоили дорого. Поэтому паросиловыми блоками (на суперсверхкритические параметры пара) в это время комплектовались в основном угольные станции. На газовых и жидкотопливных ставились ПГУ. В России же строительство ПГУ было сокращено до минимума. Сколько стоит ПГУ?
А жаль. Потому что с технической и экономической точек зрения это направление всегда было очень перспективным. «Судите сами, - поясняет Владимир Жидков, генеральный директор ОАО «Инженерный Центр ЕЭС». - Лучшие показатели КПД паросиловой установки на суперсверхкритические параметры пара - в среднем 44-45%. Диапазон КПД ПГУ лежит в пределах от 51 до 60%. То есть производительность намного выше, а удельный расход топлива на отпущенный киловатт электроэнергии, наоборот, меньше. Мировые лидеры сейчас предлагают оборудование ПГУ с КПД 58%, позволяющее сократить потребление топлива на 30-40%. Наконец по экологическим параметрам ПГУ пока также вне конкуренции». Есть и другие преимущества. Александр Лебедев, главный конструктор газовых турбин СКБ газовых турбин и парогазовых установок филиала ОАО «Силовые машины» «Ленинградский Металлический завод», в своем комментарии отмечает, что по времени ПГУ строится значительно быстрее ПСУ, что позволяет снизить стоимость строительства в целом. «Огромную роль здесь играют капвложения в котел паровой турбины, - уточняет эксперт. - В ПГУ, в отличие от паросиловых блоков, 2/3 электроэнергии вырабатывают газовые турбины и только 1/3 - паровая. Стоимость же одного установленного киловатта электроэнергии ПГУ экспоненциально уменьшается с увеличением общей установленной мощности. Чем она больше, тем дешевле обходится строительство. Хотя окончательная цена ПГУ зависит от конкретных требований заказчика». «Ориентировочно стоимость строительства ПГУ варьируется в рамках €900-1300 за 1 кВт установленной мощности», - делится опытом В. Тарасов. По оценкам Л. Дзигуа, все же несколько дешевле - от $800 до 1200. Но без НДС, страховых, гарантийных, кредитных платежей, премий генподрядным организациям, без учета особых климатических, сейсмических, транспортных и других условий, которые также включаются в стоимость проекта. «На Сочинской ТЭЦ сейчас установлены два энергоблока ПГУ-39. КПД каждого - около 51,7%, - приводит пример В. Жидков. - Удельные капитальные вложения составили примерно $1600 за 1 кВт. На Невинномысской ГРЭС сейчас идет строительство энергоблока ПГУ-410 с КПД около 58%. Удельные капитальные вложения - $1550 за 1 кВт. На Калининградской ТЭЦ-2 введен энергоблок ПГУ- 450 с КПД 51%, удельные капвложения около - $1100. Видите, какой разброс? Если считать в рублях, то блок №1 Калиниградской ТЭЦ-2, введенный в 2005 г., обошелся где-то в 12,14 млрд руб. без НДС. Или другой, более свежий пример: ТЭЦ-27, принадлежащая «Мосэнерго». Блок №3 на 450 МВт, введенный в IV кв. 2007 г. стоил 13,72 млрд руб. без НДС. А вот ПГУ-450 Тюменской ТЭЦ-2 («Фортум»), который предположительно будет введен в 2012 г., будет стоить 17,84 млрд руб. Разумеется, тоже без НДС. Также стоит обратить внимание на то, что в среднем разброс установленной удельной стоимости 1 кВт мощности отечественных ПГУ превышает достигнутый за рубежом уровень». «В случае ГТУ-ТЭС, т.е. блоков ГТУ с водогрейными котлами-утилизаторами и без паровых турбин, парогазовых надстроек действующих паровых турбин и сбросных схем ПГУ со сбросом дымовых газов ГТУ в существующие котлы могут стоить от 15-30% до 50% дешевле тех же бинарных ПГУ», - подытоживает Л. Дзигуа. Со знаком «минус»
Недостатки? Они, безусловно, тоже имеются. Еще один наш собеседник - Евгений Кислицын, генеральный директор «Уральского турбинного завода» (УТЗ), отмечает, что ПГУ проигрывают ПСУ по отпуску тепловой нагрузки: поскольку паровая турбина составляет примерно треть от мощностей всей ПГУ ей требуется установка пиковых водогрейных котлов. «Что касается срока службы оборудования, - добавляет Е. Кислицын, то это стандартные сроки, установленные для каждого типа оборудования: для газовых турбин - 80-100 тыс. часов, для паровых - 200-300 тысяч.». А вот по мнению, А. Лебедева, единственный недостаток ПГУ кроется как раз в сроках их эксплуатации, которые составляют 15-17 лет, в отличие от 40 лет для паросилового блока. «Срок службы газовой турбины составляет примерно 100-130 тыс. часов,,- рассуждает эксперт. - Кроме того, через каждые 3-4 года газовой турбине по регламенту требуется ремонт, связанный с заменой лопаток турбины и элементов камеры сгорания, а на протяжении всего срока эксплуатации необходимы ежегодные осмотры с остановом машины. Однако это не является существенным препятствием, так как можно провести восстановительный ремонт ГТУ или в конце концов её заменить». Спорить бессмысленно. Сервис газовых турбин, действительно, стоит недешево. Особенно если учесть, что большинство из них поставляются из-за границы и, как следствие, требуют участия в сервисе иностранных специалистов. В. Тарасов, отмечает, что стоимость расширенной инспекции, проводимой раз в 3-4 года, может достигать 15-20% от стоимости всей ГТУ. Таким образом, затраты на ремонт последней в разы превышают затраты на ремонт паровой турбины в составе одной ПГУ. Ну и на последок. По наблюдениям Е. Кислицына, ПГУ более сложна в наладке, т.к. установка, помимо всего прочего, нуждается в предварительной отработке котла-утилизатора, газовой и паровой турбин. Также из-за более высоких температур чаще требуется замена проточной части газовой турбины. Соответственно, сроки пуско-наладочных работ увеличиваются, что также повышает их стоимость. Триумфальное возвращение
В западных странах, как и говорилось, все «за» и «против» взвесили 20-30 лет назад. Сегодня доля ПГУ в них составляет в среднем 25-30% установленной мощности. При этом в странах с существенной долей природного газа в топливном балансе страны доля ПГУ в структуре генерации электроэнергии постоянно возрастает. Одни только США ежегодно вводят в строй до 50 млн КВт парогазовых мощностей. Неужели, правда? В целом же почти 70% вводимых во всем мире электростанций работают на базе ПГУ. В том числе и Россия, где доля ПГУ по-прежнему очень мала. Первый крупный бинарный блок ПГУ с котлом-утилизатором здесь начали строить только в 1993 г. (Северо-Западная ТЭЦ), а закончили вообще в 2000-м. Времена были трудные, строили долго. Однако, в конце 2000-х страна пришла, наконец, к выводу, что модернизировать электроэнергетику следует именно при помощи ПГУ. Так многолетнее сдерживание внедрения их в энергосистему России сменилось парогазовым бумом. Согласно Генеральной схеме размещения энергообъектов до 2020 г..планировалось ввести 120 ПГУ суммарной мощностью 54 ГВт. Более половины объектов генерации, которые генкомпании в соответствии с договорами на присоединение мощности (ДПМ) должны ввести в строй до 2015 г.. - это тоже оборудование, предназначенное для работы в парогазовом цикле. «По нашим прогнозам, ситуация с развитием ПГУ в нашей стране будет меняться существенно, - уверен В.Тарасов. - Принятая в 2007 г. концепция технической политики ОАО РАО «ЕЭС России» де-факто запретила строительство паросиловых установок на газовых ТЭС, что предопределило переориентацию тепловой энергетики на строительство ПГУ. В 90% случаев проекты строительства новых блоков с использованием газа реализуются на базе ПГУ. Думаю, что и в дальнейшем эта тенденция сохранится». Очевидно, что речь идет не только о новом строительстве, но и о реконструкции действующих блоков ТЭС и котельных. При достаточном рынке энергии для конкретного источника практически все действующие газовые ТЭС могут быть реконструированы или расширены с использованием ПГУ. Как правило, это экономически и экологически целесообразно и эффективно. Разумеется, при выполнении некоторых условий. Таких, например, как работа рынка мощности и включение проекта в ДПМ. Кроме того, вопросы перевода на парогазовый цикл могут и должны касаться конкретных условий конкретной станции. В основном они связаны с текущим и перспективным коэффициентом использования установленной электрической мощности (КИУМ), тепловой мощности, составом и износом имеющегося оборудования, принимаемыми решениями по схемам блоков ПГУ и их конкретным оборудованием (импортное или отечественное, условия контрактов и т.п.). «Применение ПГУ-ТЭЦ для техперевооружения теплофикационных установок с давлением 12,8 МПа и более должно быть обосновано в каждом конкретном случае, -рассуждает Е. Кислицын. - В том числе дополнительно должно быть рассмотрено (в качестве альтернативного варианта): снижение выработки электроэнергии на ТЭС, использующих природный газ (режимные вопросы, рыночные отношения); целесообразность увеличения электрической мощности в пункте размещения ТЭЦ; результаты компоновочных проработок; изменение коэффициента теплофикации (aТЭЦ); возможность выделения дополнительных ресурсов природного газа для ПГУ-ТЭЦ с учитом эффективности его использования; учет климатических особенностей». Проанализировав базу установленных паровых турбин типа Т-100 производства «Уральского турбинного завода» (около 300 единиц), на предприятии сделали вывод, что примерно 80% этих установок работают на электростанциях, где есть газ. «У нас сформированы предложения по модернизации этих и других турбин УТЗ, после которых установка может работать в парогазовом цикле, - говорит Е. Кислицын. - Причем, мы можем предложить сразу несколько вариантов: от надстройки ГТУ небольшой мощности 6-25 МВт до реконструкции по классической схеме ПГУ с двухконтурным котлом-утилизатором, с достижением КПД в 51,4% всей установки. При этом заказчик не только получает высокоэффективную установку с высоким КПД, но и эффект от сокращения затрат на топливо, которое потребляет турбина. Как правило, от 10 до 15%. Однако, реализация данного направления в первую очередь должна быть подтверждена компоновочными возможностями, т.е. конкретными проработками». Ограниченный потенциал
Эксперты считают, что потенциал производства оборудования для строительства ПГУ в России, безусловно, имеется, причем немаленький. Однако крестовый поход против изношенных блоков все равно невозможен без «воинов иностранного легиона». Ведь основная и, наверное, единственная проблема заключается в производстве отечественных ГТУ средней и большой мощности. Сегодня в России существуют только три типа отечественных, в том числе лицензионных ГТУ: мощностью 110 и 160 МВт уже в серийном или мелкосерийном производстве (установок ГТУ-160, к примеру, выпущено 27 шт.) и ГТУ-65 МВт, существующая в единственном экземпляре и не введенная даже в опытную эксплуатацию. В сегменте ГТУ мощностью 250-300 МВт нам предложить вообще нечего, здесь мы безнадежно отстали от всего остального мира, и прежде всего от Западной Европы (Siemens, Alstom), Японии (Mitsubishi) и США (General Electric). По оценкам Л. Дзигуа, лет на 15 отстали. Как минимум. «Впервые это отставание обозначило себя еще в конце 80-х годах, когда произошел некий «разрыв» между передовыми авиационными газотурбинными (военными) и энергетическими технологиями, - считает эксперт. - Военным КБ и заводам иной раз просто не хотелось заниматься гражданской тематикой. Впрочем, даже в тот период отставание не было критичным». В области малых ПГУ и ГТУ-ТЭС с газовыми турбинами мощностью до 25 МВт его не было и в помине. Развитие этого сегмента, в том числе и в 90-е годы, стимулировалось программами создания локальных энергоисточников и компрессорных станций на предприятиях нефтегазовой отрасли и в настоящее время уже накоплен большой положительный опыт по созданию и эксплуатации блоков с такими ГТУ. Поэтому этот сегмент до сих пор находится на достаточно приличных конкурентных позициях. Разработку же высокомощных турбин никто в это время не инвестировал. Нечем было. Зато были огромные установленные генерирующие мощности. Большей частью невостребованные из-за резкого падения энергопотребления в 90-е. Ну, и зачем, спрашивается, нужны были новые блоки, если даже действующие загрузить было нечем? В результате образовался «ступор» в освоении каких бы то ни было новых энергетических технологий. В других странах все было по-другому. Например, в Японии в это время создание нового оборудования проходило при непосредственной поддержке государства, выражавшейся в том числе в прямом финансировании проектов. В нашей стране, если верить экспертам, правительство до сих пор не уделяет этим вопросам практически никакого внимания, а в 90-е годы вообще было не до того. Как там у соседей?
Радует, что в соседних машиностроительных сегментах (паротурбинном, генераторном, котельном) ситуация на порядок лучше. «В области котельного оборудования отставание, накопленное в конце прошлого - начале нынешнего века, постепенно ликвидируется, - говорит Л. Дзигуа. - Например, нами сейчас приобретена лицензия на проектирование, изготовление, монтаж, эксплуатацию котлов-утилизаторов ПГУ у ведущего мирового производителя - компании Nooter/Eriksen (США) - что позволило «одномоментно» получить референтный инжиниринг мирового класса и избежать «детских болезней», которые присущи любой технике и технологии и устраняются только многолетней наработкой. В области паротурбинного, генераторного, электротехнического оборудования и систем управления имеющиеся российские производственные и инжиниринговые мощности способны представить и представляют на рынок достаточно конкурентоспособные и по цене, и по качеству решения и оборудование, и нужно лишь время, чтобы они также прошли эти самые «детские болезни» и наработали «красивую» референцию. Некоторые проблемы имеются в части создания отечественных надежных дожимных компрессорных станций для повышения давления топливного газа перед ГТУ, однако эта задача представляется мне и технически, и технологически, и организационно более простой, чем создание собственных». Стоит ускориться
То же касается, видимо, и высокомощных ГТУ. Наладить собственное производство, учитывая имеющееся отставание, будет настолько сложно, что практически нереально. На это уйдут годы, а то и десятилетия. Как вариант, можно, не изобретая велосипед, продолжать и дальше их импортировать. Но какой в этом смысл? Л. Дзигуа, к примеру, уверен, что никакого. «Импорт оборудования получил интенсивное развитие в период реформирования РАО «ЕЭС России», когда были «широко открыты двери» всем иностранным поставщикам, - напоминает эксперт. - Сейчас он особенно развит в сегменте средних и крупных ГТУ. Думаю, дальнейшее его развитие просто губительно для отечественного газотурбостроения, да и для ряда других высокотехнологичных отраслей промышленности. По технологии и референции самостоятельно, за счет собственного финансирования например, российские газотурбостроители в ближайшие десятилетия не догонят Запад, а по цене мы всегда будем проигрывать Китаю, а сейчас уже и Индии. При этом негативные примеры «проникновения» совсем не европейских, а как раз китайских машиностроителей даже в такие сегменты, как пылеугольное котлостроение, где мы всегда были очень сильны именно за счет демпинговой цены, но не уровня тех решений и качества оборудования (а при активном участии государственных экспортных банков КНР это не проблематично), уже имеют место быть. Ко всему в КНР есть еще и турбинные заводы, и даже лицензионное производство ГТУ-250 МВт General Electric». В России лицензионного производства турбин такого класса мощности пока нет. Но вопрос его создания поднимался неоднократно. На УТЗ вспоминают, как в свое время обсуждали эту возможность с компаниями MHI и GE: «Иностранные производители не спешат расставаться со своей технологией и готовы отдавать только часть производства газовых турбин, например, без горячей части, - рассказывает Е. Кислицын. - Сейчас «ИнтерРАО» имеет договоренность с компанией GE по локализации производства газовых турбин для ПГУ в России. УТЗ со своей стороны готово комплектовать их своей паровой частью». По мнению большинства опрошенных экспертов, организация лицензионного производства ГТУ - единственно возможное и имеющее перспективы решение. «При этом партнерство должно быть достаточно «тесным», чтобы наши специалисты в дальнейшем принимали участие в совместной работе по модернизации действующих и создании новых ГТУ следующих поколений, - считает Л. Дзигуа. - В процессе освоения лицензионных технологий доля локализации производства в РФ должна постоянно возрастать и достичь в конечном итоге 100%, т.е. включать в себя и производство камер сгорания, и всех ступеней турбины, и ротора. При этом, возможно, в качестве альтернативы участия наших специалистов в совместном инжиниринге либо параллельно с освоением лицензионного производства начинать создавать собственные машины. Естественно, поскольку «просто так» никто из иностранцев лицензии на такие машины не продает, в доведении данных лицензионных переговоров до конкретного производства должны принимать участие высокопоставленные правительственные лица, которые могут выдать соответствующие гарантии. При нормальном развитии событий первую «российскую ГТУ» большой мощности (в которой доля деталей отечественного производства будет более 50-70%) можно будет увидеть лет через пять. Создание же отверточной сборки турбин из импортных «машинокомплектов» - задача, по моему мнению, бесперспективная не только с точки зрения развития отечественного машиностроения, но и с точки зрения экономики. Ведь все запчасти и сервисные услуги, составляющие несколько «первоначальных стоимостей» оборудования, так и «останутся за рубежом». К тому же будут проблемы с поставкой ГТУ за границу, даже просто «по цене», да и на российском рынке такие ГТУ без существенных государственных преференций и «задавливания» конкурентов административными мерами «не жизнеспособны». Локализация хороша вдвойне
По мнению В. Тарасова, если не локализовать производство ГТУ, мы будем и дальше сидеть на крючке у иностранных производителей и покупать у них сервисное обслуживание и запчасти. За большие деньги, понятное дело. А ведь уже в ближайшее время в РФ будет установлено большое количество иностранных газовых турбин большой мощности, которые потребуют этого самого обслуживания. «Разумеется, роль завода-изготовителя, или специализированной организации, в сервисном обслуживании оборудования и поставке запасных частей будет возрастать, - предупреждает Л. Дзигуа. - На «коленке в ближайшем гараже» качественные запчасти для ПГУ не изготовишь, качественное обслуживание оборудования силами только штатных «обходчиков» ТЭС не произведешь. Причем это касается не только турбинного и генераторного, но и котельного оборудования». Поэтому идея локализации производства хороша вдвойне, т.к. в этом случае сервис оборудования станет более доступным. Есть, впрочем, и альтернативный вариант: можно, к примеру, «притащить» на рынок какую-нибудь компанию, профессионально занимающуюся обслуживанием турбин различных производителей. Его проработкой сейчас активно занимается УТЗ. По сообщению представителей компании, уже ведутся переговоры с компанией Sulzer Turbo Services о возможности создания сервисной площадки для газовых турбин на базе Уральского предприятия. Но ведь возможности иностранного сервисника, пусть даже такого крупного, как Sulzer, увы, тоже небезграничны. А о других подобных проектах, запускаемых участниками рынка совместно с ведущими мировыми производителями и сервисными организациями, пока слышно не было. Возможно, стоит как-то ускориться в этом отношении? Не отступать и не сдаваться
Отказываться от собственных разработок российских турбинщиков, впрочем, тоже никто при этом не призывает. Скорее, наоборот. А. Лебедев, к примеру, считает, что необходимо ускорить ввод в эксплуатацию первой отечественной газотурбинной установки среднего класса мощности ГТЭ-65, изготовленной и поставленной «Силовыми машинами» на ТЭЦ-9 «Мосэнерго» еще в первом квартале 2008 г. «Помимо этого, заводам-изготовителям основного оборудования нужно повысить требования и увеличивать КПД парогазовых установок до 60%, - советует В. Жидков. - До 2020 г. необходимо начать промышленное освоение усовершенствованных ПГУ на природном газе с повышением их КПД до 60-62%, освоение демонстрационной гибридной установки с ГТУ и высокотемпературными топливными элементами с КПД при работе на природном газе 65-70 %, а также обеспечить продление межремонтного ресурса горячих деталей ГТУ до 40-60 тыс. часов для повышения готовности и снижения ремонтных затрат».

АРТЕМ МЕЛЬНИК Редактор раздела «Инжиниринг и оборудование»

Источник: Журнал «Энергосистема» №3/2010

Строительство и реконструкция подстанции: действующих мощностей не хватает

Alex — Thu, 17 May 2012 10:24:15 GMT

Текущее состояние основных фондов электросетевого комплекса нельзя назвать благополучным: несмотря на то, что капитальный ремонт подстанций (ПС) и ЛЭП проводится регулярно, изношенность оборудования оценивается в среднем в 70%, а в некоторых регионах - до 80%. Такая изношенность сетей и подстанций может привести к повышенной аварийности на энергообъектах. В отдельных городах, в том числе и в Москве, до сих пор функционируют подстанции, построенные в начале-середине прошлого века, и установленное на них устаревшее оборудование также не обеспечивает желаемую надежность. Так, в Москве загруженность трансформаторов и линий электропередач достигает порой критического значения, и любое масштабное подключение может привести к серьезным авариям. Аналогичные проблемы испытывают сегодня энергосистемы многих регионов, включая Самарскую область, Урал и др. В целом по России при росте энергопотребления за последние 10 лет на уровне 2,7% в год ввод новых мощностей (в том числе трансформаторных) не превышал 1%. Таким образом, сегодня в условиях растущего потребления электроэнергии строительство новых, а также ремонт и реконструкция старых подстанций становятся одними из первостепенных задач российской энергетики. По различным оценкам, изношенность оборудования российских подстанций составляет сегодня от 70 до 80%. Вследствие этого во многих регионах страны уже введены ограничения на подключение новых потребителей. Особенно остро эта проблема стоит сейчас в Поволжье, на Урале, в Центральном и других регионах. Так, у энергосистемы Самарской области практически не осталось резервов для подключения новых и надежного энергоснабжением существующих потребителей. Один из основных действующих центров питания региона - подстанция 500 кВ «Куйбышевская» - сегодня загружена почти на полную мощность. Оборудование подстанции устарело как морально, так и физически, а возможностей для ее реконструкции нет, поскольку вывод любого трансформатора из работы приведет к ограничениям в электроснабжении целого ряда потребителей. В связи с этим ФСК ЕЭС в рамках инвестиционной программы приступила к строительству на территории области новой подстанции «Красноармейская» 500 кВ , которая позволит разгрузить и провести в полном объеме реконструкцию подстанции «Куйбышевская» без нарушения ее работы. Первая очередь новой подстанции мощностью 801 МВА и 5 линий электропередачи 220 кВ должна быть введена в эксплуатацию уже в 2010 году. К 2014 году будет введен в строй еще 801 МВА мощности. Инвестиции в строительство электроподстанции «Красноармейская» составят ориентировочно 2,9 млрд руб. Ремонт подстанции «Куйбышевская», по прогнозам, обойдется в 3,7 млрд руб. В других столкнувшихся с проблемой изношенности оборудования регионах сегодня также запущены проекты строительства и реконструкции сетевых объектов. Например, в июне 2010 года специалисты филиала «Пермэнерго» (МРСК Урала) приступили к капитальному ремонту подстанции 110/6 кВ «Шлюзовая» в городе Перми. В рамках запланированных мероприятий энергетики отремонтируют оба установленных на подстанции силовых трансформатора мощностью по 6,3 МВА каждый, а также разъединители, выключатели, секции шин и наружные заземлители 110 кВ. Кроме того, будут выполнены работы на шести трансформаторах тока и двух трансформаторах собственных нужд, на 28 разъединителях 10 кВ. Общий объем затрат на капитальный ремонт ПС «Шлюзовая» составит почти 2,5 млн руб. В свою очередь МРСК Центра в июне этого года ввела в эксплуатацию сразу две новые подстанции в Белгородской (110 кВ «Крапивенская») и Ярославской («Которосль») областях. На реализацию проектов компания затратила, соответственно, 200 и 280 млн руб. Помимо этого, еще в одном филиале МРСК Центра - «Орелэнерго» - недавно начался второй этап реконструкции ПС 110/6 кВ «Западная», в результате которого мощности энергообъекта возрастут более чем в два раза. В полную силу обновленная подстанция должна заработать уже в этом году. Общая стоимость проекта превышает 400 млн руб. В Северо-Западном регионе в мае 2010 года завершился первый этап комплексной реконструкции одного из ключевых электросетевых объектов энергосистемы Санкт-Петербурга и Ленинградской области - подстанции «Восточная» 330 кВ . Проделанные работы включали строительство первой очереди открытого распределительного устройства (ОРУ) 330 кВ. На втором этапе, который планируется завершить до конца этого года, будет построена вторая очередь ОРУ 330 кВ, произведена замена трех автотрансформаторов 330/110 кВ суммарной установленной мощностью 600 МВА. В ходе третьего этапа в 2011 году завершится строительство нового ОРУ 110 кВ и установка еще одного автотрансформатора 330/110 кВ мощностью 200 МВА. Поэтапное техническое перевооружение ПС «Восточная» должно повысить надежность работы системообразующей сети Ленинградской энергосистемы, а также энергоснабжения промышленных предприятий. В самой северной столице совсем недавно завершились работы по строительству и вводу в эксплуатацию подстанции «Центральная», первой подстанции закрытого типа класса 330 кВ в Санкт-Петербурге. В результате был ликвидирован дефицит электроэнергии в Центральном и Адмиралтейском районах исторической части Санкт-Петербурга. Суммарная мощность подстанции составляет 400 МВА. Несколько значимых проектов реализуются в настоящее время в южной части страны. В сочинском регионе, к примеру, ведется строительство новой подстанции мощностью 80 МВА. Ввод в эксплуатацию запланирован на 2011 год. Основное предназначение объекта - электроснабжение строящихся спортивных объектов Зимних Олимпийских игр 2014 года. Инвестиции в строительство ПС составят примерно 711 млн руб. В целом в рамках федеральной целевой программы ФСК ЕЭС осуществляет сегодня проектирование, строительство и реконструкцию 21 энергетического объекта в сочинском регионе. Также силами одного из филиалов компании - МЭС Юга - ведется ремонт разъединителей на 66 подстанциях 110-500 кВ суммарной мощностью 20 тыс. МВА, расположенных на территориях Ростовской области, Краснодарского и Ставропольского краев, Кабардино-Балкарской, Карачаево-Черкесской и Чеченской республик, республик Адыгеи, Дагестана, Ингушетии, Калмыкии, Алании. Всего в рамках ремонтной программы 2010 года будут отремонтированы около 400 разъединителей 110-500 кВ. Общая стоимость работ оценивается в 11 млн руб. Кроме этого, ремонтная программа филиала включает в себя восстановление и замену основного оборудования подстанций и элементов ЛЭП. Лучше строить, чем ремонтировать
Из сказанного следует, что государство (в лице сетевых компаний) взяло, наконец, курс на ускоренную модернизацию отрасли. Так, объем программы восстановления и технического переоснащения сетевого комплекса, разработанной после оценки текущей ситуации в отрасли, оценивается сейчас в 61,2 млрд руб. Безусловно, в идеале отрасли сегодня необходимо массовое строительство новых подстанций. Однако на практике все еще доминируют проекты модернизации или комплексной/частичной реконструкции действующих ПС. Во многом это связано с дефицитом финансирования работ, образовавшимся в период кризиса. Так, в целях снижения издержек многие просто отказались от строительства новых подстанций. В целом же активность компаний в этом вопросе снизилась примерно на 20-30% по отношению к уровню 2008 года. В ближайшие годы ситуация, однако, будет постепенно меняться в лучшую сторону. Российский рынок сетевого строительства сегодня крайне интересен частным инвесторам, и наиболее перспективным, с точки зрения бизнеса, направлением является именно строительство новых подстанций, рассчитанных на длительную эксплуатацию и не требующих постоянных вложений в реконструкцию и замену оборудования. Такие подстанции оснащаются самыми совершенными технологиями, включая системы контроля и учета электроэнергии, автоматизированную систему управления технологическими процессами (АСУ ТП), защиту и автоматику на базе микропроцессорной техники и др. Это же оборудование устанавливается и на модернизируемые подстанции. Такой проект априори дешевле, при этом собственнику удается достичь желаемого эффекта (увеличение мощности, повышение надежности энергоснабжения, подключение новых потребителей и т.д.). С другой стороны нередко попытка сэкономить на строительстве нового объекта оборачивается для него серьезной головной болью. Иногда на модернизируемых ПС внедряются новые решения, которые для них попросту противопоказаны. В результате на устранение возникающих проблем компаниям приходится тратить дополнительные средства. И в этом случае о существенной экономии говорить уже не приходится. Сроки и стоимость - в зависимости от износа
С точки зрения работ, строительство, равно как и модернизация, подстанций выполняется в несколько последовательных этапов. Вначале проводится энергоаудит, позволяющий выявить основные проблемы и задачи, и составляется смета. На втором этапе - выполняются проектирование и согласование. Следом начинаются строительные работы, которые могут включать также поставку оборудования, его монтаж, наладку и ввод в эксплуатацию. Объем работ по каждому из проектов напрямую зависит от степени изношенности подстанции: например, на ремонтные работы профилактического характера и замену отдельных комплектующих может уйти от нескольких недель до нескольких месяцев. В случаях, когда изношенность подстанции превышает 50-60%, на реализацию уходит от 4 до 12 месяцев. За это время могут быть сооружены фундаменты под трансформаторы, проведена реконструкция ограждений подстанции, установка охранно-пожарной сигнализации, замена устаревших кабельных каналов на новые. Плюс, выполнены: реконструкция строительной части открытых и закрытых распределительных устройств (ОРУ, ЗРУ), разработка схемы освещения, обогрева, заземления и грозозащиты подстанции, полная замена существующих устройств РЗА, вторичных цепей и кабельных связей и т.д. Кроме того, достаточно часто приходится устанавливать на подстанции автоматизированную систему учета электроэнергии, поскольку вопрос энергосбережения сегодня достаточно остро стоит перед многими компаниями. Что касается стоимости, то профилактические и ремонтные работы, связанные, например, с заменой и аудитом оборудования, могут стоить от нескольких миллионов рублей. Если говорить о масштабной реконструкции или строительстве новых объектов (особенно, если речь идет о целой цепочке объектов), то стоимость проекта может достигать нескольких десятков миллиардов рублей. Рынок инжиниринга будет расти
В большинстве случаев строительство и реконструкция подстанций выполняются специализированными инжиниринговыми или строительно-монтажными предприятиями. В то же время развитым этот рынок назвать пока нельзя. Рынок находится на стадии своего становления. Впрочем, по сравнению с прошедшим десятилетием его активность увеличилась в несколько раз. В перспективе он будет расти умеренными темпами, чему во многом будет способствовать необходимость реализации программы по вводу генерирующих мощностей (более 40,9 млн кВт в ближайшие годы), которая будет невозможна без привлечения соответствующих ресурсов. Стоит отметить, что в период кризиса, несмотря на снижение активности в отрасли, динамика развития рынка инжиниринга в целом сохранилась, единственное - снизились ее темпы. Одна из основных тенденций на данный момент - это политика слияний и поглощений, а также создания инжиниринговыми подрядчиками собственных подразделений, специализирующихся на строительстве сетевых объектов. В результате такой политики на рынке формируется новый состав крупных игроков. Говоря же об основных проблемах, следует отметить прежде всего дефицит кадров (в том числе в сфере менеджмента) у инжиниринговых подрядчиков. Кроме того, существует проблема технического оснащения компаний. В частности, ощущается недостаточное количество автоматизированного оборудования. Как следствие, на этом фоне растет конкуренция со стороны зарубежных компаний, которые, с инвестиционной точки зрения, обладают более широким потенциалом. Требования, предъявляемые собственниками подстанций на тендерах, одинаковы для всех участников: как отечественных, так и зарубежных. И более интересны те подрядчики, которые максимально точно этим требованиям соответствуют. Все без ума от сервиса
Абонентское (сервисное) обслуживание подстанций также представляется крайне интересным сегментом для подрядчиков. Однако пока большую часть работ в области сервиса собственники подстанций предпочитают выполнять самостоятельно. И скорее всего кардинальным образом данная ситуация меняться не будет. Нередко в рамках компаний-собственников появляются новые дочерние организации, занимающиеся обслуживанием оборудования и различных систем. Юридически - это новое лицо, фактически - внутренняя структура все той же компании. На региональном уровне, где возможности создания «дочек» ограничены, проще отдать объем работ подрядчику. Правда, примеров такой передачи пока не так много. Типовые договора на абонентское обслуживание, заключаемые со сторонними сервисными организациями, как правило, включают выполнение работ по установке оборудования и приборов, позволяющих минимизировать потери электроэнергии, ремонт оборудования, установка приборов учета и т.д. Сюда же может входить и обслуживание автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ). Также в рамках контрактов на абонентское обслуживание зачастую осуществляются процедуры технологического подсоединения, когда клиент увеличивает мощности сети объектов. Помимо всего прочего, в последнее время собственники подстанций стали уделять достаточно большое внимание работам по энергосбережению (установка специального оборудования, измерительных приборов на предприятиях, контроль за эксплуатацией). Наряду с этим все более востребованными становятся профилактические работы. Стоимость сервисных работ опять же варьируется в зависимости от масштабов проекта, изношенности оборудования и количества обслуживаемых объектов. На небольших подстанциях стоимость абонентского обслуживания может начинаться от нескольких тысяч долларов, на более крупных объектах - до десятков тысяч долларов в месяц.

ИВАН ПОГОРИЛЕНКО Генеральный директор, «Энергомонтажсервис»

Источник: Журнал «Энергосистема» №3/2010

Промышленные сооружения

Alex — Sun, 23 Jan 2011 20:51:20 GMT

Промышленные сооружения, которые были заморожены еще в советские времена, подверглись сейчас неминуемому процессу реконструкции. На сегодняшний день основной линией движения промышленного строительства считаются сооружения малых архитектурных форм. Гораздо выгоднее в современном промышленном строительстве возвести новое сооружение, чем подвергать процессу дальнейшей реконструкции уже существующее амортизированное промышленное сооружение.

В связи с тем, что постоянно увеличивается спрос на складские помещения, то руководители предприятий должны решать вопросы о строительстве складов, ангаров, грузовых терминалов. Они предъявляют к промышленному строительству такие требования, как эффективность строительства и его дешевая цена.

Кажется сочетание этих двух требований практически невозможно, но за счет таких инновационных строительных технологий, как "фаст-билда", эта проблема решаема. Один из вариантов решения задачи - модульные здания. Технология строительства таких зданий достаточно проста. Детали металлического остова сооружения изготавливаются и уже в готовом виде перевозятся на стройплощадки, где и в дальнейшем на заранее возведенный фундамент закрепляются. Любое промышленное сооружение практически – это крупный объект, который наделен своей индивидуальной производственной особенностью. Но многофункциональность промышленной архитектуры дает возможность учитывать абсолютно все нужные нюансы.

При планировке строительства каждого крупного промышленного предприятия закладывается дальнейшая возможность расширения этого предприятия, либо его переустройства. по этому чаще в строительство промышленных комплексов включаются несколько этапов. В момент, когда в первой части промышленных зданий уже началась производство , еще строится вторая часть комплекса, а третья – проектируется. В современном промышленном строительстве используются облегченные металлоконструкции, предназначенные для основных элементов сооружения. Это дает такие значительные преимущества, как наиболее легкая масса модульной конструкции, которая существенно снижает нагрузку на фундамент. Эти показатели дают возможность построить промышленные сооружения в не соответствующих промышленному строительству и очень сложных участках города.

Один из самых значимых элементов промышленного строительства являются Фасадные сооружения. Металлизированная поверхность таких сооружений очень устойчивы относительно активных проявлений воздействия окружающей среды – погодные явления, температура, сейсмические колебания, очень легко можно чистить от всевозможных загрязнений. Алюминиевые и стальные панели, предназначенные для фасадных сооружений, очень легко ремонтируются и утилизируются.

Без сомнения, массовое промышленное строительство – это новое возрождение России.
В настоящее время все строительные лицензии уже отменены, средний и малый строительный бизнес гибко и органично вписался в закон о СРО в области строительства. Активно участвуют в этой области и сро пожарной безопасности, которые обеспечивают пожарную безопасность всех строящихся сооружений.

Материально-техническое снабжение строительства

Alex — Sun, 02 Jan 2011 15:16:49 GMT

Материально-техническое снабжение строительства ведется по прямым договорам с производителями или через разнообразную сеть посреднических торговых организаций.
Часть предприятий и хозяйств материально-технической базы входит в состав промышленности строительных материалов, другая находится в ведении строительных организаций и называется промышленностью строительной индустрии.
Строительная индустрия составляет понятие материально-технической базы строительства в ограниченном толковании, применяемое при рассмотрении вопросов обеспечения строительного производства.
К предприятиям строительной индустрии относятся заводы и полигоны по производству сборных бетонных и железобетонных конструкций (кроме предприятий, подчиненных промышленности строительных материалов); заводы и цехи строительных и технологических металлоконструкций, электро- и санитарно-технического оборудования, узлов и заготовок, арматуры и закладных деталей для монолитного железобетона; заводы и цехи товарных смесей (бетона, раствора, асфальтобетона), столярных изделий, инвентарной опалубки и инвентаря; заводы по ремонту строительной техники; парк строительных машин, механизмов и транспортных средств; энергетическое и складское хозяйство и т. п.
В состав предприятий промышленности строительных материалов входят заводы по производству вяжущих (цемента, гипса, извести, асбеста и др.) и изделий на их основе (бетонных, железобетонных, силикатных, гипсобетонных и др.); заводы по производству кирпича, керамических изделий, линолеума и изделий из пластмасс, кровельных и теплоизоляционных материалов, оконного стекла, санитарно-технического фаянса, карьеры нерудных ископаемых (песка, щебня, гравия) и заводы искусственных заполнителей (керамзита, аглопорита, перлита) и других видов строительных материалов.
Всемерное расширение производства и потребления местных строительных материалов - важнейшее направление, которое позволит сократить сроки продолжительности строительства и снизить его стоимость. Само наименование «местные строительные материалы» свидетельствует об относительной близости между пунктами их производства и потребления. Это, конечно, не исключает отдельных случаев завоза местных материалов на дальние расстояния, иногда в другие экономические районы.
В настоящее время все предприятия по производству строительных материалов и большая часть заводов строительных конструкций находятся в частной собственности.