Предметный разговор

125 лет назад император Александр III утвердил Устав «Общества электрического освещения», учрежденного Карлом Сименсом. Этот день принято считать началом «электрической» эры в России – датой основания «Ленэнерго».
Сегодня ОАО «Ленэнерго» – это более 6000 сотрудников, 40 000 километров воздушных линий 0,4–110 кВ, почти 19 000 километров кабельных линий, больше 14 000 ТП и РП 6–10 кВ и около 400 ПС 35–110 кВ. Компания снабжает электроэнергией более 6 миллионов потребителей на Северо-Западе России.
О перспективах развития компании, требованиях, которые предъявляются к применяемому оборудованию, о реализуемых и планируемых проектах мы беседуем с Андреем Клавдиевичем Мамонтовым, заместителем главного инженера по эксплуатации и ремонту
ОАО «Ленэнерго».

Андрей Мамонтов, заместитель главного инженера по эксплуатации и ремонту ОАО «Ленэнерго», г. Санкт-Петербург

Андрей Мамонтов:
«ВО ГЛАВУ УГЛА СТАВИМ ЦЕНУ ВЛАДЕНИЯ ОБОРУДОВАНИЕМ»

– Андрей Клавдиевич, никто не скрывает, что износ распределительных сетей, принадлежащих «Ленэнерго», приближается к критическому несмотря на все прилагаемые энергетиками усилия. Какие пути Вы видите для решения существующих проблем?

– Проблема износа оборудования стоит перед всей отечественной энергетикой, а не только перед «Ленэнерго». Но в «Ленэнерго» большой износ оборудования обусловлен еще и тем, что мы старейшая энергосистема России.

Как влиять на ситуацию? Так как ОАО «Ленэнерго» является регулируемой компанией, то в рамках тарифных решений, которые определяются Комитетами по тарифам Санкт-Петербурга и Ленинградской области, мы формируем оптимальную, согласованную по объемам и, самое главное, синхронизированную по срокам со смежными субъектами энергетики многолетнюю инвестиционную программу, на основании которой ежегодно формируются и утверждаются годовые инвестиционные программы.

Однако стоит признать, что финансирования не хватает на то, чтобы темпы обновления оборудования были выше темпов его старения.

Поэтому Холдинг МРСК разработал программу реновации всего электросетевого оборудования, стоимость которой в целом по холдингу составляет больше 3 триллионов рублей, а по ОАО «Ленэнерго» - 403 миллиарда рублей до 2021 года.

В рамках этой программы большая работа уже ведется, при этом стратегическим решением является строительство новых центров питания, что позволит наращивать мощности, развивать схему сети, существенно снизить износ оборудования в целом.

– Для строительства нужны новые площадки, а в Санкт-Петербурге их практически нет.

– Отсутствие свободные площадей – понятие достаточно условное. В энергетическом строительстве сейчас повсеместно применяются новые технологии, основанные на современном компактном оборудовании. У нас есть действующие подстанции с большой площадью открытых распределительных устройств (ОРУ). Таким образом, используя «мобильные» решения, мы находим возможность поэтапного строительства на имеющейся уже площадке. По сути, в том же месте мы получаем новую подстанцию.

При этом, как вариант, имеется возможность сохранять старые мощности или же демонтировать старую подстанцию и рекультивировать высвободившуюся землю. Кроме того, администрации субъектов прекрасно понимают значимость электроэнергетики для развития регионов, поэтому мы всегда находим согласованные решения по земле при выделении пятен застройки под новые микрорайоны. Вариантов достаточно много.

– В этом году должна была быть принята Техническая политика Холдинга МРСК и соответственно «Ленэнерго». Это произошло?

– Положение о технической политике Холдинга уже принято. Соответствующий документ в «Ленэнерго» разработан и вынесен на рассмотрение Совета директоров, который состоится в самое ближайшее время. После утверждения Положение будет опубликовано на сайте компании и станет общедоступным.
Сейчас могу сказать только то, что Положение о технической политике «Ленэнерго» содержит более 100 страниц и пересказывать все их, думаю, смысла нет. До конца года любой желающий сможет с ним ознакомиться. Отмечу лишь одно: Техническая политика ОАО «Ленэнерго» является более жесткой, чем Техническая политика Холдинга МРСК, и привязана к конкретным условиям, в которых работает «Ленэнерго».
Вкратце могу сказать, что Технической политикой «Ленэнерго» предусматривается широкое применение сухих силовых трансформаторов с уменьшенными потерями, вакуумных выключателей, переход на кабели с изоляцией из сшитого полиэтилена, на самонесущий изолированный провод вместо голого, на деревянные опоры с трехкомпонентной пропиткой вместо железобетонных.

– Какие основные требования «Ленэнерго» предъявляет к электротехническому оборудованию? Кроме того, перед вашей компанией наверняка встает вопрос, волнующий специалистов электрических сетей не первый год: приобретать оборудование попроще и подешевле или же вложить серьезные деньги сейчас, но забыть о больших затратах на эксплуатацию в будущем?

– Наш подход к этому вопросу в настоящее время абсолютно прозрачен: «Ленэнерго» в подавляющем большинстве случаев не интересует «одномоментная» стоимость того или иного вида оборудования или предлагаемого нам пакета услуг. Во главу угла сейчас ставится цена владения, т.е. в какую сумму нам обойдется оборудование на протяжении его срока службы: первоначальная стоимость, освидетельствование, допуск в работу, ремонтные и эксплуатационные затраты, последующая утилизация и т.д.

Естественно, что немаловажным фактором, если говорить о цене владения, является малообслуживаемость оборудования. При этом я категорически против выражения «необслуживаемое». Не бывает такого! Простой осмотр оборудования – это уже вид обслуживания. А малообслуживаемое оборудование с точки зрения эксплуатации является приоритетным, позволяющим снизить не только эксплуатационные затраты, но и общую цену владения.

Следующий критерий – надежность. Наше требование, которое в обязательном порядке присутствует в технических заданиях на оборудование и в условиях тендеров, – срок гарантии не менее пяти лет. Завод-изготовитель должен гарантировать работоспособность своей продукции в течение этого срока и нести за нее ответственность. У нас был негативный опыт сотрудничества с одним из ведущих мировых концернов. Из трех закупленных нами трансформаторов 110 кВ один вышел из строя, не проработав и трех лет. У двух других наблюдается негативная динамика состояния. Гарантия уже истекла, сервисных служб компания в России не имеет. Диагностика, проведенная специалистами производителя (обошедшаяся, кстати, «Ленэнерго» в 1,5 миллиона рублей), показала, что ремонт возможен только в заводских условиях. А завод-изготовитель трансформаторов находится в Италии. Таким образом, ремонт с перевозкой трансформатора туда-обратно, таможенным оформлением и т.п. превысил бы цену нового российского изделия… Пришлось привлекать к ремонту импортного продукта отечественное предприятие, находящееся в Санкт-Петербурге.

Еще один момент – обязательное наличие аттестации в Холдинге МРСК или в ФСК ЕЭС.

Значимым критерием при выборе оборудования для нас является и развитость сервиса. При этом неважно, является сервис заводским или производится уполномоченными производителем оборудования компаниями. Главное, чтобы он присутствовал на территории региона (или как минимум в России), и это требование как обязательное мы выдвигаем при проведении закупочных кампаний.

При закупках мы выдвигаем и такое требование к производителям, как обязательное обучение нашего персонала, который будет работать с новым оборудованием, особенно если это касается релейной защиты, автоматики, АСУ ТП. Наши сотрудники, которые будут заниматься эксплуатацией и диагностикой этого оборудования, должны проходить обучение в рамках договора поставки.

– В Петербурге много заводов-производителей электротехнического оборудования. Имеют ли они какие-либо приоритеты в «Ленэнерго» при проведении закупочных кампаний?

– Начну с того, что приоритет мы отдаем российской продукции. А отечественным мы считаем всё оборудование, которое произведено на территории РФ, даже если оно продается под западным брендом. Завод у нас в России – это наши рабочие места, налоги в бюджеты, в перспективе локализация производства и так далее.

Если говорить о Петербурге, то мы активно используем ячейки RM-6 Schneider Electric (они теперь российские, так как производятся в поселке Коммунар недалеко от Петербурга). При реновации маслонаполненных кабельных линий применяем кабельную продукцию с изоляцией из сшитого полиэтилена «Севкабеля». Много еще примеров можно приводить. Конечно, приоритет отдаем петербургским производителям. Что касается услуг, заказчиком которых является «Ленэнерго», то их львиная доля оказывается компаниями, которые находятся в Санкт-Петербурге.

– В нынешнем году «Ленэнерго» приступило к реализации 12 крупных проектов НИОКР, рассчитанных до 2016 года. Можно ли подробнее рассказать если не о каждом, то о наиболее важных с Вашей точки зрения?

– Все 12 проектов для нас очень значимы. Начиная от проекта управления активами компании и заканчивая, казалось бы, таким непрофильным для сетевой компании, как разработка и пересмотр действующей нормативной документации. Для нас важны и актуальны все, поэтому они и попали в программу инновационного развития «Ленэнерго».

Можно, конечно, долго рассказывать о каждом проекте, но остановлюсь только на некоторых, наиболее важных с технической точки зрения, в процессе реализации которых мы получили достаточно интересные результаты исследований и разработок.

К примеру, совместно с Санкт-Петербургским политехническим университетом мы оценили целесообразность применения такой нанотехнологии, как летучие ингибиторы, которые якобы, по заверениям производителей, позволяют защитить металлические части электрооборудования от коррозии, эрозии и пр. Ученые провели обширные исследования двух ингибиторов, отличающихся по способу нанесения на металл. Вывод был достаточно неожиданным: для защиты просто металлических поверхностей от коррозии эти ингибиторы работают замечательно, а вот для применения в электротехнике они не годятся, потому что ухудшают характеристики эксплуатируемого оборудования. Происходит снижение сопротивления изоляции, повышается переходное сопротивление контактов, увеличивается время срабатывания реле… Мы получили из СПбГПУ развернутое заключение, вынесли его на рассмотрение научно-технического совета «Ленэнерго».

Еще одна тема – использование гидрофобных проводов. Проблема повышенного гололедообразования стоит не только перед «Ленэнерго», но и перед многими энергокомпаниями. Производители гидрофобных проводов уверяют, что влага на них не концентрируется, а капли воды скатываются при очень небольшом угле отклонения от горизонтали. Мы в качестве эксперимента готовы предоставить часть действующей ВЛ 110 кВ (нулевой пролет от ГЭС над незамерзающим нижним бьефом), где периодически возникает гололед, для подвески такого провода. Небольшой объем финансовых затрат и чистота эксперимента (есть с чем сравнивать предлагаемые и традиционно применяемые провода на соседних ВЛ), думаю, позволят сделать реальные выводы. Если получим положительный эффект, то наш эксперимент даст широчайшее поле для применения таких проводов в регионах с интенсивным гололедообразованием по всей России.

Рассматриваем мы и концепцию применения повышенных опор линий электропередачи 35–110 кВ с точки зрения владения продуктом. После прошлогоднего подмосковного ледяного дождя, в Холдинге МРСК была развернута большая программа по расширению просек, для того чтобы падающие деревья не задевали провода действующих линий. Соответствующие документы были приняты и на федеральном уровне, и на региональном, в Минэнерго создана рабочая комиссия. Мы задались вопросом: что дешевле и целесообразнее – построить ВЛ на повышенных опорах (выше лесного массива) или вырубить просеку шириной 45–48 метров для линии 110 кВ? Предстоит проделать огромную работу для расчета как технических, так и экономических составляющих с перспективой на весь период эксплуатации таких ВЛ.

Я уже говорил о предпочтительном использовании деревянных опор. Но сейчас нет неразрушающих методов диагностики степени их загнивания. А в эксплуатации немалое значение имеет ответ на вопрос «можно ли подниматься на опору или нет?», потому что достаточно велик процент случаев травмирования персонала, пытавшегося подняться либо на незакрепленную опору, либо на опору, потерявшую свои прочностные характеристики. В рамках НИОКР «Ленэнерго» коллектив петербургских ученых, в который входили шесть профессоров, не только разработал и запатентовал методику неразрушающей диагностики деревянных опор, но и создал прибор, который позволяет определять степень загнивания опоры в результате удара по ней молотком. При этом программа, заложенная в приборе, обрабатывает амплитуды колебаний и выдает итоговый результат: можно ли подниматься на опору с точки зрения безопасности обслуживания. Более того, с этим прибором мы получили возможность отслеживать состояние каждой деревянной опоры. Результаты работы мы докладывали на научно-техническом совете Холдинга МРСК и получили положительные отзывы от производителей деревянных опор для энергетики.

Что же касается НИОКР по управлению активами компании, то придется обработать большой объем информации для создания программного продукта, который будет объединять и планирование, и ресурсное обеспечение, и диспетчерское управление.

Отмечу, что выполнение всех проектов НИОКР даст нам широкие возможности для оптимизации планирования не только эксплуатационных и ремонтных затрат, но и капитальных вложений.

– В последнее время много споров идет о целесообразности применения кабелей с изоляцией из сшитого полиэтилена. Вроде бы очень современное решение принесло немало проблем эксплуатации: плохое взаимодействие СПЭ-кабелей с вакуумными выключателями, необходимость тщательной диагностики и приобретения дорогостоящих лабораторий и многое другое. Как Вы относитесь к таким дискуссиям? Можно ли подробнее рассказать о разработанной в «Ленэнерго» методике диагностики кабельных линий щадящими методами?

– Кабель с изоляцией из сшитого полиэтилена – относительно новая разработка, поэтому при всех его положительных качествах есть определенные нюансы с точки зрения условий его прокладки. Недаром главный инженер «Кубаньэнерго» Павел Зинченко пару лет назад сказал, что «кабели из сшитого полиэтилена надо прокладывать в валенках и деревянными лопатами».

– Почему?

– Есть несколько моментов.

Во-первых, сам по себе сшитый полиэтилен свои изоляционные свойства набирает в течение примерно двух лет. В энергокомпаниях рассматривались даже такие варианты: «закупить СПЭ-кабели, пусть у нас на складе полежат год-полтора, а уже затем будем их монтировать». Но такое предложение является неприемлемым по экономическим причинам.

Следующая особенность СПЭ-кабелей – при монтаже необходимо соблюдать определенное натяжение, радиус изгиба, для того чтобы не повредить оболочку кабеля и основную изоляцию. Обязательно использование раскаточных роликов, кабель нельзя тащить по земле, а уж тем более в кабельных лотках, где могут попадаться куски железобетона или арматуры, поскольку повреждение оболочки приводит впоследствии к развитию дефектов, пробою изоляции.

Эти нюансы влекут за собой определенные требования к условиям прокладки кабельных линий.

Кроме того, для СПЭ-кабелей не разработаны отечественные нормы приемосдаточных испытаний, а те, которые используются в России для кабельных линий с бумажно-масляной изоляцией, не подходят для СПЭ-кабелей.

Существует нормативный вакуум, поэтому «Ленэнерго» первой среди компаний Холдинга стало вплотную работать в этом направлении. В частности, при приемосдаточных испытаниях кабельных линий, генподрядчику либо поставщику СПЭ-кабелей, если он сам берется за монтаж, прописывается обязательное требование – испытание полностью смонтированной со всей арматурой кабельной линии методом частичных разрядов до ввода в эксплуатацию.

Объясню, почему мы выдвигаем именно такое требование. Испытания постоянным напряжением линий со СПЭ-кабелями недопустимы, поскольку ведут к повреждению изоляции кабелей. Поэтому в «Ленэнерго» был разработан документ под названием «Объемы и нормы щадящих и неразрушающих методов испытания и диагностики кабельных линий 6–110 кВ». Он включает в себя несколько методов, применимых как для КЛ с бумажно-пропитанной изоляцией, так и для линий со СПЭ-кабелями. При этом, по нашему убеждению, для изоляции из сшитого полиэтилена наиболее подходящим является метод испытания частичными разрядами.

Что касается совместной работы СПЭ-кабелей и вакуумных выключателей, то эта полемика длится не первый год. Есть два радикально противоположных мнения. Одни говорят, что вакуумные выключатели – это разрушители кабельных линий из сшитого полиэтилена, поскольку они создают коммутационные перенапряжения. Сторонники другой точки зрения считают, что вопрос защиты кабельной линии элементарно решается установкой ограничителей перенапряжений.

Наша позиция такова: для решения задачи нераспыления финансовых средств любые предложения и мнения мы анализируем, отвечая на вопрос «есть проблема или нет проблемы?» В настоящее время у нас нет проблемы выхода кабельных линий из-за повреждений, связанных с работой вакуумных выключателей.

– Есть ли данные по другим компаниям?

– «Ленэнерго» далеко не единственная электросетевая распределительная компания, которая эксплуатирует и кабели со СПЭ-изоляцией, и вакуумные выключатели. Если у кого-то проблема возникнет, мы о ней узнаем.

Вы затронули достаточно больную для энергетики тему. Раньше ОРГРЭС анализировал всю статистику по всем повреждениям всех типов электроэнергетического оборудования по всей России. По этим данным принимались противоаварийные циркуляры, разрабатывались способы решения возникающих проблем.

Сейчас подобной работой в России никто не занимается. Единственный способ восполнить образовавшуюся пустоту – общение. Благо у нас такая возможность есть – мы с коллегами обмениваемся опытом и информацией на совещаниях главных инженеров Холдинга, на заседаниях технических руководителей компаний, занимающихся эксплуатацией и ремонтом, на научно-технических советах.

– «Интеллектуальные», «умные» сети… Что ваша компания вкладывает в это понятие? Что будет сделано в ближайшие годы? Покроет ли, на Ваш взгляд, выгода от их внедрения те довольно существенные затраты, которые вынуждена будет понести компания, ведь интеллектуальные продукты отнюдь не дешевы.

– Единого, всеми признанного определения «умная сеть» не существует. Каждый, кто говорит об «умных», или «интеллектуальных» сетях, вкладывает свое понимание в это понятие. Мы недавно проводили большое совещание с привлечением специалистов ведущих научных организаций Санкт-Петербурга – ЛЭТИ, СПбГПУ, университета им. Бонч-Бруевича, ЛИТМО. Среди многих вопросов обсуждали и «умные сети».

Как выразился один из профессоров, нет конца «умным сетям», другой продолжил, что нет и начала. То есть развитию и совершенствованию предела нет.

К «умным сетям» можно отнести оборудование автоматизации, телемеханики, учета и многое-многое другое, что будет позволять нам как распределительной сетевой компании управлять сетями. Управление – это выстраивание режимов работы сетей с целью недопущения перегрузки оборудования, его повреждений, автоматическая адаптация сетей к внешним возмущениям, то есть к любым отключениям на центрах питания, источниках электрической мощности на станциях, либо к каким-то возмущениям со стороны потребителей. Кроме того, это минимизация потерь электроэнергии, оптимальное распределение потоков электроэнергии и многое другое.

Более того, мы в «Ленэнерго» стараемся рассмотреть вопрос использования «умных сетей» гораздо шире и вовлечь в него не только электроэнергетику, то есть генерацию, передачу, сбыт и потребление электроэнергии, но и газовиков, водоканалы, тепловые сети, то есть сопутствующие нам инженерные отрасли.
Уже не первый год в рамках подготовки к зимнему периоду «Ленэнерго» достаточно плотно взаимодействует и с тепловиками, и с «Водоканалом». Возникает где-то прорыв теплотрассы – мы понимаем, что через час-два-три, в зависимости от погодных условий, в этом районе будет набор нагрузки, поскольку люди начнут включать электрические обогреватели. Сейчас взаимодействие между нами и тепловиками происходит в ручном режиме, по телефонам, однако уже выстроена система оперативно-технического взаимодействия. «Умные сети», если к ним подключены все отрасли энергетики, сами адаптируются к возникающим ситуациям и позволят перераспределять нагрузку, в том числе и электрическую.

Та работа, которую мы проводим по управлению активами компании, также является составной частью «умных сетей». В «Ленэнерго» уже работает скада-система, разработана программа телемеханизации подстанций и центров питания 35–110 кВ с перспективой телемеханизации ТП и РП 6–10 кВ, то есть распределительной сети среднего напряжения. Все элементы нашей сети мы «обвязываем» средствами учета, причем устанавливаемые счетчики имеют возможность подключения к единому центру для оценки состояния потребления заявленной мощности, для контроля платежной дисциплины и так далее.

Затраты, которые в данном случае мы несем, должны окупиться, пускай и не так скоро, как хотелось бы.

– Помимо «умных сетей» в последнее время активно обсуждается вопрос создания цифровых подстанций…

– …И точного единого их определения на данный момент нет.

В ФСК ЕЭС, насколько я знаю, только разрабатываются базовые принципы проектирования цифровой или интеллектуальной подстанции. Какой «облик» они примут в результате, сказать сложно.

Но, скорее всего, цифровая подстанция станет логичной составляющей «умных сетей», когда всё подстанционное оборудование с помощью каких-либо датчиков, цифровых сигналов сможет как управляться извне с диспетчерского пульта, так и обладать функциями самоуправления, самодиагностики с помощью заложенных в программу алгоритмов. Кроме того, цифровая подстанция должна будет, помимо самооценки, оценивать состояние прилегающей к ней сети, уровень потребления электроэнергии и соответственно выбирать параметры работы всего оборудования, оптимальные для конкретных условий.

– В связи с расширяющимся применением цифровой техники некоторые специалисты стали обращать внимание на проблему, которую еще несколько лет назад даже не рассматривали: возможность хакерских атак на микропроцессорные системы. В «Ленэнерго» еще не задумывались над кибербезопасностью?

– Конечно, опасность дистанционного воздействия на оборудование энергосистем существует. Точно так же, как, например, для банков, находящихся в зоне риска.

Но, честно говоря, пока мы находимся не на том уровне внедрения микропроцессорной техники в электрических сетях, чтобы хакерское вторжение могло вывести из строя энергосистему. Не слышал, чтобы где-то в мире по этой причине произошел сбой в работе сетевого оборудования.

Нас сейчас гораздо больше волнует проблема защиты от несанкционированных воздействий, главным образом механических, центров питания, подстанций, воздушных и кабельных линий. Их повреждения, особенно в зимнее время, чреваты большими социальными последствиями. В этом направлении у нас широкое поле деятельности.

– Когда «Ленэнерго» приобретает новое оборудование, обращается ли внимание на его совместимость с теми изделиями, которые уже находятся в эксплуатации? В первую очередь это касается устройств релейной защиты и автоматики, поскольку они могут работать по разным каналам связи, по разным протоколам и так далее.

- Безусловно. Я не просто так говорил, что мы применяем только то оборудование, которое имеет аттестацию в Холдинге МРСК или в ФСК ЕЭС. При проведении аттестации рассматривается множество вопросов, в том числе и вопрос возможности совместной работы с теми продуктами, с которыми энергетики уже работают.

Привлекаются специалисты научных институтов, различных отраслей энергетики, представители эксплуатирующих организаций. Ведь далеко не всегда человек, досконально разбирающийся, к примеру, в первичном оборудовании подстанций, знает все нюансы, касающиеся работы релейной защиты и автоматики.

Именно поэтому аттестационная комисиия разделена на секции, которые не только обсуждают внутренние вопросы, но и активно сотрудничают с представителями других секций, решая проблемы совместимости различных видов электроэнергетического оборудования.

Приобретая аттестованное оборудование, мы точно знаем, что проблем с его дальнейшей эксплуатацией у нас возникнуть не должно.