Парогазовые электростанции представляют собой сочетание паровых и газовых турбин. Такое объединение позволяет снизить потери отработавшей теплоты газовых турбин или теплоты уходящих газов паровых котлов, что обеспечивает повышение КПД парогазовых установок (ПГУ) по сравнению с отдельно взятыми паротурбинными и газотурбинными установками.

В настоящее время различают парогазовые установки двух типов:

а) с высоконапорными котлами и со сбросом отработавших газов турбины в топочную камеру обычного котла;

б) с использованием теплоты отработавших газов турбины в котле.

Принципиальные схемы ПГУ этих двух типов представлены на рис. 2.7 и 2.8.

На рис. 2.7 представлена принципиальная схема ПГУ с высоконапорным паровым котлом (ВПГ) 1 , в который подается вода и топливо, как и на обычной тепловой станции для производства пара. Пар высокого давления поступает в конденсационную турбину 5 , на одном валу с которой находится генератор 8 . Отработавший в турбине пар поступает сначала в конденсатор 6 , а затем с помощью насоса 7 направляется снова в котел 1 .

Рис 2.7. Принципиальная схема пгу с впг

В то же время образующиеся при сгорании топлива в котле газы, имеющие высокую температуру и давление, направляются в газовую турбину 2 . На одном валу с ней находятся компрессор 3 , как в обычной ГТУ, и другой электрический генератор 4 . Компрессор предназначен для нагнетания воздуха в топочную камеру котла. Выхлопные газы турбины 2 подогревают также питательную воду котла.

Такая схема ПГУ обладает тем преимуществом, что в ней не требуется дымососа для удаления отходящих газов котла. Следует заметить, что функцию дутьевого вентилятора выполняет компрессор 3 . КПД такой ПГУ может достигать 43 %.

На рис. 2.8 показана принципиальная схема другого типа ПГУ. В отличие от ПГУ, представленной на рис. 2.7, газ в турбину 2 поступает из камеры сгорания 9 , а не из котла 1 . Далее отработавшие в турбине 2 газы, насыщенные до 16―18 % кислородом благодаря наличию компрессора, поступают в котел 1 .

Такая схема (рис. 2.8) обладает преимуществом перед рассмотренной выше ПГУ (рис. 2.7), так как в ней используется котел обычной конструкции с возможностью использования любого вида топлива, в том числе и твердого. В камере сгорания 3 при этом сжигается значительно меньше, чем в схеме ПГУ с высоконапорным паровым котлом, дорогостоящего в настоящее время газа или жидкого топлива.

Рис 2.8. Принципиальная схема пгу (сбросная схема)

Такое объединение двух установок (паровой и газовой) в общий парогазовый блок создает возможность получить также и более высокие маневренные качества по сравнению с обычной тепловой станцией.

Принципиальная схема атомных электростанций

По назначению и технологическому принципу действия атомные станции практически не отличаются от традиционных тепловых станций. Их существенное различие заключается, во-первых, в том, что на АЭС в отличие от ТЭС пар образуется не в котле, а в активной зоне реактора, а во-вторых, в том, что на АЭС используется ядерное топливо, в состав которого входят изотопы урана-235 (U-235) и урана-238 (U-238).

Особенностью технологического процесса на АЭС является также образование значительных количеств радиоактивных продуктов деления, в связи с чем атомные станции технически более сложны по сравнению с тепловыми станциями.

Схема АЭС может быть одноконтурной, двухконтурной и трехконтурной (рис. 2.9).

Рис. 2.9. Принципиальные схемы АЭС

Одноконтурная схема (рис. 2.9,а) наиболее проста. Выделившееся в ядерном реакторе 1 вследствие цепной реакции деления ядер тяжелых элементов тепло переносится теплоносителем. Часто в качестве теплоносителя служит пар, который далее используется как на обычных паротурбинных электростанциях. Однако образующийся в реакторе пар радиоактивен. Поэтому для защиты персонала АЭС и окружающей среды большая часть оборудования должна иметь защиту от излучения.

По двух- и трехконтурной схемам (рис. 2.9,б и 2.9,в) отвод тепла из реактора осуществляется теплоносителем, который затем передает это тепло рабочей среде непосредственно (например, как в двухконтурной схеме через парогенератор 3 ) или через теплоноситель промежуточного контура (например, как в трехконтурной схеме между промежуточным теплообменником 2 и парогенератором 3 ). На рис. 2.9 цифрами 5 , 6 и 7 обозначены конденсатор и насосы, выполняющие те же функции, что и на обычной ТЭС.

Ядерный реактор часто называют «сердцем» атомной электростанции. В настоящее время существует довольно много видов реакторов.

В зависимости от энергетического уровня нейтронов, под воздействием которых происходит деление ядерного топлива, АЭС можно разделить на две группы:

АЭС с реакторами на тепловых нейтронах ;

АЭС с реакторами на быстрых нейтронах .

Под воздействием тепловых нейтронов способны делиться лишь изотопы урана-235, содержание которых в природном уране составляет всего 0,7 %, остальные 99,3 % ― это изотопы урана-238. Под воздействием нейтронного потока более высокого энергетического уровня (быстрых нейтронов) из урана-238 образуется искусственное ядерное топливо плутоний-239, которое используется в реакторах на быстрых нейтронах. Подавляющее большинство эксплуатируемых в настоящее время энергетических реакторов относится к первому типу.

Принципиальная схема атомного энергетического реактора, используемого в двухконтурной схеме АЭС, представлена на рис. 2.10.

Ядерный реактор состоит из активной зоны, отражателя, системы охлаждения, системы управления, регулирования и контроля, корпуса и биологической защиты.

Активная зона реактора - область, где поддерживается цепная реакция деления. Она слагается из делящегося вещества, замедлителя и отражателя нейтронов теплоносителя, регулирующих стержней и конструкционных материалов. Основными элементами активной зоны реактора, обеспечивающими энерговыделение и самоподдерживающими реакцию, являются делящееся вещество и замедлитель. Активная зона отдалена от внешних устройств и работы персонала зоной защиты.

Как и в любом другом автомобиле, на котором используется похожее устройство, главная задача сцепления, это облегчение жизни водителю, а если конкретней, то пневмогидравлический усилитель делает так, что водителю приходится тратить меньше усилий при выжимании педали сцепления. И для большегрузных автомобилей подобное облегчение очень кстати.

Рассмотрим на примере, устройство сцепления и других моделей МАЗ. Принцип работы выглядит следующим образом - нажатие педали вызывает повышение давления на гидравлический поршень, и такое же давление испытывает поршень следящего устройства. Как только это происходит, включается автоматика следящего устройства и меняет уровень давления в силовом пневматическом цилиндре. Крепится само устройство на фланце картера.

Вариантов усилителей достаточно много, но если говорить конкретно по минским грузовикам, то большинство из них объединяет одна не слишком приятная особенность – часто так случается, что в процессе эксплуатации из ПГУ начинает подтекать жидкость. Естественно, что первая приходящая мысль - это может быть признаком поломки, случившейся из-за перегрузок, причем серьезной.

Если же подобных перегрузок после установки (замены) усилителя не было, сразу возникает другая версия – подсунули бракованный! А что, сегодня подделывают все, хоть отдельные или 238, хоть Brabus SV12 в сборе к «мерину» шестисотому. Не подделывают, наверное, только комплектующие к русской «калине» и украинской «таврии» - материал дороже получается.

Но шутки в сторону, тем более что вытекание жидкости из пневмогидравлического усилителя симптом серьезный. На самом деле все не так трагично, дело в том, что это может быть свидетельством не поломки, а всего лишь неправильной регулировки. «Всего лишь», потому что ремонт ПГУ МАЗ сцепления, не сложен и при определенных навыках не займет много времени.

Самое главное, это определить рабочих ход для штока усилителя. Чтобы это сделать, потребуется сам шток оттянуть от рычага, отводя его при этом в сторону, так чтобы он полностью вышел из корпуса. После рычаг сцепления необходимо повернуть по направлению от штока, выбирая все возможные зазоры. Затем измеряется расстояние между поверхностью рычага и концом штока.

Если это расстояние меньше 50 мм, то это означает, что в работе плунжер штока будет выходить до упора, тем самым, открывая выход жидкости. Все что требуется, это переставить рычаг на один шлиц ближе к усилителю. Если же расстояние больше, то причина подтекания в другом, и лучше провести более детальную проверку в автосервисе. Впрочем, повторимся, но чаще всего регулировки будет предостаточно.

Устройство, схема ПГУ МАЗ

1 6430-1609205 Корпус цилиндра
2 6430-1609324 Манжета
3 6430-1609310 Кольцо
4 6430-1609306 Шайба
5 6430-1609321 Манжета
6 6430-1609304 Втулка
7 Кольцо 033-036-19-2-2 Кольцо 033-036-19-2-2
8 6430-1609325 Манжета
9 Кольцо 018-022-25-2-2 Кольцо 018-022-25-2-2
10 6430-1609214 Поршень следящий
11 Кольцо 025-029-25-2-2 Кольцо 025-029-25-2-2
12 6430-1609224 Пружина
13 Кольцо 027-03 0-19-2-2 Кольцо 027-03 0-19-2-2
14 6430-1609218 Седло
15 500-3515230-10 Клапан усилителя сцепления
16 842-8524120 Пружина
17 Кольцо 030-033-19-2-2 Кольцо 030-033-19-2-2
18 6430-1609233 Опора
19 6430-1609202 Цилиндр
20 373165 Шпилька М10х40
21 6430-1609203 Гильза
22 375458 Шайба 8 ОТ
23 201458 Болт М8-6gх25
24 6430-1609242 Пружина
25 6430-1609322 Манжета
26 6430-1609207 Поршень
27 6430-1609302 Кольцо
28 Кольцо 020-025-30-2-2 Кольцо 020-025-30-2-2
29 6430-1609236 Вал
30 6430-1609517 Уплотнитель
31 6430-1609241 Шток
32 6430-1609237 Крышка
33 6430-1609216 Пластина цилиндра
34 220050 Винт М4-6gх8
34 220050 Винт М4-6gх8
35 64221-1602718 Колпак защитный
36 378941 Заглушка М14х1,5
37 101-1609114 Клапан перепускной
38 12-3501049 Колпачок клапана
39 378942 Заглушка М16х1,5
40 6430-1609225 Сапун
41 252002 Шайба 4
42 252132 Шайба 14
43 262541 Пробка кг 1/8"
43 262541 Пробка кг 1/8"
44 Кольцо 008-012-25-2-2 Кольцо 008-012-25-2-2
45 6430-1609320 Трубка
46 6430-1609323 Уплотнитель
Ссылка на эту страницу: http://www..php?typeauto=2&mark=11&model=293&group=54

Парогазовыми называются энергетические установки (ПГУ), в которых теплота уходящих газов ГТУ прямо или косвенно используется для выработки электроэнергии в паротурбинном цикле.

На рис. 2.1 показана принципиальная схема простейшей ПГУ так называемого утилизационного типа. Уходящие газы ГТУ поступают в котел-утилиза-

Рис. 2.1.

/ - пароперегреватель; 2 - испаритель; 3 - экономайзер; 4 - барабан; 5 - конденсатор паровой турбины; 6 - питательный насос; 7 - опускная труба испарителя; 8 - подъемные трубы испарителя

тор - теплообменник противоточного типа, в котором за счет теплоты горячих газов генерируется пар высоких параметров, направляемый в паровую турбину.

Котел-утилизатор представляет собой шахту прямоугольного сечения, в которой размещены поверхности нагрева, образованные оребренными трубами, внутрь которых подается рабочее тело паротурбинной установки (вода или пар). В простейшем случае поверхности нагрева котла-утилизатора состоят из трех элементов: экономайзера 3, испарителя 2 и пароперегревателя 1. Центральным элементом является испаритель, состоящий из барабана 4 (длинного цилиндра, заполняемого наполовину водой), нескольких опускных труб 7 и достаточно плотно установленных вертикальных груб собственно испарителя 8. Испаритель работает на принципе естественной конвекции. Испарительные трубы находятся в зоне более высоких температур, чем опускные, поэтому в них вода нагревается, частично испаряется, становится легче и поднимается вверх в барабан. Освобождающееся место заполняется более холодной водой по опускным трубам из барабана. Насыщенный пар собирается в верхней части барабана и направляется в трубы пароперегревателя 1. Расход пара из барабана 4 компенсируется подводом воды из экономайзера 3. При этом поступающая вода, прежде чем испариться полностью, многократно пройдет через испарительные трубы. Поэтому описанный котел-утилизатор называется котлом с естественной циркуляцией.

В экономайзере происходит нагрев поступающей питательной воды практически до температуры кипения (на 10-20 °С меньше, чем температура насыщенного пара в барабане, полностью определяемая давлением в нем). Из барабана сухой насыщенный пар поступает в пароперегреватель, где перегревается сверх температуры насыщения. Температура получаемого перегретого пара Г 0 всегда, конечно, меньше, чем температура газов 0 р поступающих из газовой турбины (обычно на 25-30 °С).

Под схемой когла-утилизатора на рис. 2.1 показано изменение температур газов и рабочего тела (пара, воды) при их движении навстречу друг другу. Температура газов плавно уменьшается от значения 0 Г на входе до значения 0 ух температуры уходящих газов. Движущаяся навстречу питательная вода повышает в экономайзере свою температуру до температуры кипения (точка а). С этой температурой (на грани кипения) вода поступает в испаритель. В нем происходит испарение воды. При этом ее температура не изменяется (процесс а -/;). В точке Ь рабочее тело находится в виде сухого насыщенного пара. Далее в пароперегревателе происходит его перегрев до значения / 0 .

Образующийся на выходе из пароперегревателя пар направляется в паровую турбину, где, расширяясь, совершает работу. Из турбины отработанный нар поступает в конденсатор 5, конденсируется и с помощью питательного насоса 6, повышающего давление питательной воды, направляется снова в котел-утилизатор.

Таким образом, принципиальное отличие паросиловой установки (ПСУ) ПГУ от обычной ПСУ ТЭС состоит только в том, что топливо в котле-утилизаторе не сжигается, а необходимая для работы ПСУ ПГУ теплота берется от уходящих газов ГТУ. Однако сразу же необходимо отметить ряд важных технических отличий ПСУ ПГУ от ПСУ ТЭС:

1. Температура уходящих газов ГТУ 0 Г практически однозначно определяется температурой газов перед газовой турбиной [см. соотношение (1.2)] и совершенством системы охлаждения газовой турбины. В большинстве современных ГТУ, как видно из табл. 1.2, температура уходящих газов составляет 530-580 °С (хотя имеются отдельные ГТУ с температурой вплоть до 640 °С). По условиям надежности работы трубной системы экономайзера при работе на природном газе температура питательной воды 1 п в на входе в котел-утилизатор не должна быть меньше 60 °С. Температура уходящих газов 0 ух, покидающих котел-утилизатор, всегда выше, чем температура t n в. Реально она находится на уровне 0 ух « 100 °С, следовательно, КПД котла-утилизатора (КУ) составит

где для оценки принято, что температура газов на входе в котел-утилизатор равна 555 °С, а температура наружного воздуха 15 °С. При работе на газе обычный энергетический котел ТЭС имеет КПД на уровне 94 %. Таким образом, котел- утилизатор в ПГУ имеет КПД существенно более низкий, чем КПД котла ТЭС.

2. Далее, КПД паротурбинной установки (ПТУ) рассмотренной ПГУ существенно ниже, чем КПД ПТУ обычной ТЭС. Это связано не только с тем, что параметры пара, генерируемого котлом-утилизатором, ниже, но и с тем, что ПТУ ПГУ не имеет системы регенерации. А иметь ее она в принципе не может, так как повышение температуры t n в приведет к еще большему снижению КПД котла-утилизатора.

Представление об устройстве электростанции с ПГУ дает рис. 2.2, на котором изображена ТЭС с тремя энергоблоками. Каждый энергоблок состоит из двух рядом стоящих ГТУ 4 типа V94.2 фирмы Siemens, каждая из которых свои уходящие газы высокой температуры направляет в свой котел-утилизатор 8. Пар, генерируемый этими котлами, направляется в одну паровую турбину 10 с электрогенератором 9 и конденсатором, расположенным в конденсационном помещении под турбиной. Каждый такой энергоблок имеет суммарную мощность 450 МВт (каждая ГТУ и паровая турбина имеют мощность примерно 150 МВт). Между выходным диффузором 5 и котлом-утилизатором 8 устанавливают байпасную (обводную) дымовую трубу 12 и газоплотный шибер б. Шибер позволяет отсечь котел-утилизатор 8 от газов ГТУ и направить их через байпасную трубу в атмосферу. Такая необходимость может возникнуть при неполадках в паротурбинной части энергоблока (в турбине, котле-утилизаторе, генераторе и т.д.), когда

Рис. 2.2. Устройство электростанции с ПГУ (проспект фирмы Siemens):

1 - комбинированное воздухообрабатывающее устройство (КВОУ); 2 - блочный трансформатор; 3 - генератор ГТУ; 4 - ГТУ типа У94.2; 5 - переходной диффузор от газовой турбины к байпасной трубе; 6 - шиберная задвижка; 7 - деаэратор; 8 - котел-утилизатор вертикального типа; 9 - генератор паровой турбины; 10 - паровая турбина; 11 - дождевая заслонка котла-уги- лизатора; 12 - байпасная труба; 13 - помещение для оборудования очистки жидкого топлива; 14 - баки жидкого топлива

ее требуется отключить. В этом случае мощность энергоблока будет обеспечиваться только ГТУ, т.е. энергоблок может нести нагрузку в 300 МВт (хотя и со сниженной экономичностью). Байпасная труба весьма помогает и при пусках энергоблока: с помощью шибера котел-утилизатор отсекается от газов ГТУ, и последние выводятся на полную мощность в считанные минуты. Затем можно медленно, в соответствии с инструкцией, ввести в работу котел-утилизатор и паровую турбину.

При нормальной работе шибер, наоборот, не пропускает горячие газы ГТУ в байпасную трубу, а направляет их в котел-утилизатор.

Газоплотный шибер имеет большую площадь, представляет собой сложное техническое устройство, главным требованием к которому является высокая плотность, поскольку каждый 1 % потерянного тепла через неплотности означает снижение экономичности энергоблока примерно на 0,3 %. Поэтому иногда отказываются от установки байпасной трубы, хотя это существенно усложняет эксплуатацию.

Между котлами-утилизаторами энергоблока устанавливают один деаэратор, который принимает конденсат для деаэрации из конденсатора паровой турбины и раздает его на два котла-утилизатора.

Парогазовая установка ПГУ является комбинированной установкой, состоящей из ГТУ, котла – утилизатора (КУ) и паровой турбины (ПТ). Реализация парового и газового циклов осуществляется в раздельных контурах, т. е., при отсутствии контакта между продуктами сгорания и парожидкостным рабочим телом. Взаимодействие рабочих тел осуществляется только в форме теплообмена в теплообменных аппаратах поверхностного типа.

Использование парогазовых установок является одним из возможных и перспективных направлений снижения топливно – энергетических затрат.

ПГУ термодинамически удачно объединяют в себе параметры ГТУ и паросиловых установок:

ГТУ работают в зоне повышенных температур рабочего тела;

Паросиловые – приводятся в действие уже отработавшими, уходящими из турбины продуктами сгорания, т.е. выполняют роль утилизаторов и используют бросовую энергию.

КПД установки повышается в результате термодинамической надстройки высокотемпературного газового цикла паровым циклом, что сокращает потери теплоты с уходящими газами в газовой турбине.

Таким образом, ПГУ можно рассматривать как третий этап усовершенствования турбинных агрегатов. ПГУ являются перспективными двигателями, как высокоэкономичные, с малыми капиталовложениями. Отличные качества парогазовых установок определили области их применения. ПГУ широко применяются в энергетике и др. областях ТЭК.

Сдерживает широкое применение таких установок отсутствие единой точки зрения о наиболее рациональных направлениях утилизации тепла ГТУ.

В настоящее время перспективной схемой ПГУ для использования на МГ также является чисто утилизационная схема ПГУ с полной надстройкой цикла, в которой парогенератор обогревается только отходящими газами газовой турбины (рис. 6.1).

По этой схеме продукты сгорания ГТУ после турбины низкого давления (ТНД) поступают в котел-утилизатор (КУ) для выработки пара высокого давления. Получаемый пар из КУ поступает в паровую турбину (ПТ), где расширяясь, совершает полезную работу, идущую на привод электрогенератора или нагнетателя. Отработанный пар после ПТ поступает в конденсатор К, где конденсируется и затем питательным насосом (ПН) снова подается в котел – утилизатор. Термодинамический цикл парогазовой установки приведен на рис. 6.2. Высокотемпературный газовый цикл ГТУ начинается с процесса сжатия воздуха в осевом компрессоре: 1 → 2. В камере сгорания (а также в регенераторе, если он есть) осуществляется подвод теплоты 2 → 3; генерированные продукты сгорания поступают в газовую турбину, где расширяясь, совершают работу, процесс 3 → 4; и наконец, отработавшие газы отдают свое тепло в котле утилизаторе, нагревая воду и пар, 4 → 5. Остаток низкотемпературного тепла остается неиспользованным и передается в окружающую среду, 5 → 1.

Рисунок 6.1 - Принципиальная схема ПГУ с котлом – утилизатором

Рисунок 6.2 - Схема цикла парогазовой установки в координатах Т-S

Парогазовый цикл образован последовательностью процессов: 1" – 2" - 3" – 4"- 5" – 1" (рис. 6.2). Условно цикл начинается процесса 1" – 2" –подвода теплоты в экономайзере. Вода, поступившая из конденсатора, имеет низкую температуру, равную 39 °С (при давлении в конденсаторе Р нп = 0,007 МПа). Нагревается она до температуры кипения, порядка 170…210 °С, при постоянном давлении, соответствующем рабочему давлению котла 0,8…2,0 МПа. 2" – 3" – процесс испарения воды в испарителе и превращения ее в насыщенный пар. 3" – 4" – перегрев пара в перегревателе; 4" – 5" – процесс расширения пара в паровой турбине с совершением работы и потерей температуры; 5" – 1" – пар конденсируется в конденсаторе К, и образовавшаяся вода вновь подается в котел - утилизатор КУ. Цикл замыкается.

Мощность собственно паровой турбины (ПТ) зависит от действительного теплоперепада, или энтальпии, по паровой турбине и расхода пара. Расход пара и параметры пара определяются работой котла-утилизатора. Принципиальная схема котла – утилизатора показана на рис. 6.3.

Котел – утилизатор – это паровой котел с принудительной циркуляцией, не имеющий собственной топки и обогреваемый уходящими газами какой – либо энергетической установки.

Поэтому бросовой теплоты выхлопных газов ГТУ, с температурой порядка 400 °С, вполне достаточно для эффективной работы утилизационных установок.

По ходу котла устанавливаются последовательно теплообменные аппараты: водяной экономайзер "Э", испаритель "И" и пароперегреватель "П".

Водяной экономайзер - это теплообменник, в котором вода подогревается низкотемпературными горячими газами (продуктами сгорания) перед ее подачей в барабан котла (сепаратор).

Генерация пара производится в ходовой части котла следующим образом. Питательная вода, предварительно нагретая в экономайзере до температуры кипения уходящими газами, поступает в барабан котла. Температура горячих газов в хвостовой части котла не должна опускаться ниже 120 °С *.

В режиме генерации пара вода циркулирует через испаритель. В испарителе идет интенсивное поглощение тепла, за счет которого и происходит парообразование. Процесс парообразования в испарителе происходит при температуре кипения питательной воды, соответствующей определенному давлению насыщения.

Рынок ждёт постановления правительства по итогам стартового отбора проектов в рамках общероссийской программы модернизации ТЭС и обсуждает поправки в механизм, который вновь планируется использовать уже этим летом. Второй конкурентный отбор мощности на модернизацию (КОММод), на этот раз на 2025 год, планируется фактически провести до 1 сентября. Возможные корректировки правил отбора, проблемы локализации газовых турбин и вопросы распределения высвобождающихся средств потребителей, за счёт которых осуществляется возврат инвестиций генераторам, стали темами ключевой дискуссии на Российском международном энергетическом форуме (РМЭФ-2019), который прошёл в Санкт-Петербурге 25–28 июня.

Источник: energyforum.ru

По итогам залпового отбора проектов ТЭС для модернизации с вводом в 2022–2024 годах были отобраны 45 проектов: 30 (суммарные капзатраты по ним оцениваются в 61,6 млрд рублей) – в ходе конкурентного отбора мощности для модернизации (КОММод), ещё 15 (63,5 млрд рублей) – в рамках квоты Правительственной комиссии по вопросам развития электроэнергетики. При этом в Единой энергосистеме (ЕЭС) сформировалась региональная специализация: 29 газовых проектов будут реализованы в центре России и на Урале (первая ценовая зона (1 ЦЗ)), в Сибири (2 ЦЗ) в первую волну программы попали 16 угольных проектов. Всего в период реализации программы (2022–2031 годы) планируется обновить до 41 ГВт мощностей, потратив на это до 1,9 трлн рублей (в том числе 200 млрд – на модернизацию в неценовых зонах). Источником возврата инвестиций генераторам станут так называемые высвобождающиеся средства – деньги, «остающиеся невостребованными» на энергорынке по мере завершения платежей по первой программе ДПМ (договоры предоставления мощности). Предварительно их объём оценивается в 3,5 трлн рублей, сохранение допнагрузки на потребителей в этих пределах позволит выполнить поручение президента РФ Владимира Путина и не допустить роста цен на энергию выше уровня инфляции после 2021 года.

Три пути и «камень на развилке»

После стартового отбора, цены на котором в результате конкуренции снизились на 30–40%, в секторе активно обсуждается тема «Какой должна быть модернизация – дорогой или дешёвой?», отметила, открывая ключевой круглый стол «Модернизация российской энергетики. Прогнозы дальнейшей эволюции», председатель набсовета «Совета производителей энергии», член правления «Интер РАО» Александра Панина.

«Баланс на сегодняшний момент, мне кажется, ещё не найден», – задала тон дискуссии г-жа Панина, выступившая модератором круглого стола.

Отдельные участники рынка ранее критиковали результаты стартового отбора как за дороговизну проектов в рамках квоты правкомиссии, так и за недостаточную глубину обновления при реализации существенно менее затратных проектов, прошедших КОММод. В частности, ТГК-2 просила власти скорректировать программу, дав преференции ТЭЦ. Крупных генераторов беспокоит перспектива обновления паросиловых установок (ПСУ) до более эффективных парогазовых (ПГУ), но необходимые для этого газовые турбины пока не производятся в России, вопрос с их локализацией также не решён.

«Системный оператор ЕЭС» (СО ЕЭС) представил на РМЭФ три сценария следующих отборов на модернизацию. Они были сделаны на основе заявок, подававшихся участниками рынка на первый отбор. «Прогноз не сбудется, но имеет право на существование», – предупредил гостей форума зампред правления СО ЕЭС Фёдор Опадчий. При сохранении действующих параметров КОММод ПГУ начнут попадать под отбор 2027 года (проходят три проекта перевода ПСУ в ПГУ), до этого времени органически будет расти доля отбираемых ТЭЦ. Всего, по этому сценарию СО ЕЭС, отбор на 2025–2027 годы пройдут 59 проектов: 34 из них предполагают модернизацию турбинного оборудования, 18 – котельного, 4 – и того и другого. При этом удельные капзатраты в 2025–2026 годах составят 7,6–9 тыс. рублей за 1 кВт; в 2027 году они кратно вырастут, превысив 24,3 тыс. рублей. Для сравнения: средние удельные капзатраты по проектам, уже прошедшим КОММод, на 2022 год составляют 5,3 тыс. рублей за 1 кВт, на 2023 год – 7,2 тыс. рублей, на 2024 год – 8,5 тыс. рублей.

Второй сценарий, представленный СО ЕЭС, предполагает изменение правил КОММод в пользу ТЭЦ. Здесь регулятор спрогнозировал результаты только на 2025 год. Конкурс пройдут много проектов – 41, при этом удельные капзатраты вырастут на 90% (14,4 тыс. рублей за 1 кВт против 7,6 тыс. по первому сценарию), LCOE – на 17%.

Наличие инструментов для регулировки конечной цены стало причиной отбора небольшого количества ТЭЦ, пояснил позднее г-н Опадчий. В текущей модели капзатраты на отборе не являются определяющим фактором, на результаты, то есть цену одноставки (LCOE), в значительной степени влияют такие показатели, как коэффициент РСВ и КИУМ, отметил г-н Опадчий. Кроме того, при подаче ТЭЦ-заявок участники крайне низко оценивали свои доходы на рынке «на сутки вперёд» и не учитывали финпотоки с рынка тепла, что негативно отразилось на конкурентоспособности проектов.

«Нас много критиковали за КИУМ, прежде всего потребители, но отобрались востребованные проекты – средний КИУМ составил 59% против 43% в среднем по ТЭС страны», – отметил глава «Совета рынка» Максим Быстров.

Третий сценарий СО ЕЭС предполагает корректировку механизма в обратную сторону – в пользу инновационных проектов, то есть «достройку» ПСУ до ПГУ. В этом случае в зависимости от нюансов отбор на 2025 год пройдут 5–9 проектов суммарной мощностью 3–3,4 ГВт. Удельные капзатраты составят 37,4–48,5 тыс. рублей за 1 кВт: относительно базового сценария они вырастут в 5,5–7,5 раз, прирост LCOE составит 38–63%.

В ходе дискуссии был озвучен и альтернативный путь обновления теплоисточников. Им может стать механизм альтернативной котельной, внедряемый сейчас в России. Идею популяризируют федеральные власти: предварительно альткотельной заинтересовались три десятка муниципалитетов, но заявки на официальный переход Минэнерго пока получило (и одобрило) только от двух городов. Проблема в том, что все расходы на выполнение замещающих мероприятий в этом случае компенсируется за счёт региона, что создаёт головную боль губернаторам; проще перекладывать расходы на оптовый рынок, модернизируя ТЭЦ через федеральную программу. Ранее «Совет рынка» предлагал ввести дополнительный критерий и отбирать проекты для модернизации только в тех регионах, которые готовы подтвердить оперативный переход на метод альткотельной, рассказал г-н Быстров.

«Наша позиция: проекты по реконструкции ТЭЦ надо давать только тем территориям, которые чётко демонстрируют желание сделать отдельный и честный рынок тепла у себя в регионе», – заявил в ходе обсуждения г-н Быстров.

В ожидании газовых турбин

Вопрос повышения эффективности генерации при модернизации упирается в локализацию газовых турбин. Если ситуация изменится, существует вероятность, что ПГУ-проекты смогут попадать под отбор ранее 2027 года, отметил Фёдор Опадчий.

«У проектов ПГУ есть экономические шансы (на отбор в последующие КОММод. – Ред.) и без изменения экономической модели – при условии появления у нас дешёвой газовой турбины», – отметил Фёдор Опадчий.

Пока в секторе прорабатывается два возможных сценария. Первый предполагает разработку отечественных газовых турбин средней и большой мощности с нуля. Кабмин уже заявил, что намерен выделить на проект в качестве софинансирования до 7 млрд рублей, Минпромторг пообещал объявить конкурс по их распределению в июле. Потенциальным бенефициаром проекта считаются «Силовые машины» Алексея Мордашова, поддерживаемые Минпромторгом. Кроме того, крупные генераторы прорабатывают варианты локализации производства в России уже имеющихся образцов турбин иностранных поставщиков. «Интер РАО» ведёт такие переговоры с GE, «Газпром энергохолдинг» – с Siemens, «РЭП Холдинг» – с Ansaldo, а также (в партнёрстве с «Газпромом») с BHGE. Впрочем, Минпромторг пытается осложнить эти переговоры: в мае стало известно, что ведомство Дениса Мантурова предлагает обязать ГЭХ и «Интер РАО» увеличить свои доли в совместных предприятиях с Siemens и GE с 50 до 75% плюс 1 акции, что неизбежно осложнит переговоры о локализации.

Прогнозы профильного министерства вписываются в базовый расчётный сценарий СО ЕЭС: проекты ПГУ начнут проходить отборы в 2025–2027 годах, полагают в Минэнерго.

«Мы ждём, что на отборы будет приходить всё больше машин по газовой тематике... Они не прошли (первый отбор. – Ред.), потому что были дороже. Но я бы сказал, что 2025, 2026, 2027 годы – это как раз те даты, когда такие проекты без каких-то дополнительных инвестиций будут проходить уже по стоимости», – заявил на РМЭФ заместитель директора департамента развития электроэнергетики Минэнерго Андрей Максимов (цитата по РИА «Новости»).

Одновременно Минэнерго «полагает разумным» сначала определиться с мерами поддержки производства газовых турбин в России, а уже затем, в случае необходимости, возвращаться к обсуждению вопроса о создании «спецлакуны» для ПГУ в рамках модернизационных отборов. «Пока об этом рано говорить, их (турбин. – Ред.) нет», – пояснил свою мысль г-н Максимов.

Эту мысль творчески развили потребители: они считают, что до решения вопрос локализации отборов стоит временно приостановить, достаточно длинный горизонт планирования, по их мнению, позволяет это сделать.

«Бессмысленно заниматься модернизацией паросиловых циклов – рост эффективности ограничивается 1–2 п. п. Давайте возьмём паузу, поймём, что у нас будет с газовым турбиностроением, и через год вернёмся к обсуждению модернизации… Потребителям нужна эффективность», – заявил на форуме в Петербурге директор «Сообщества потребителей энергии» Василий Киселёв.

Неценовые зоны пока только дорожают

В ходе форума стало известно, что капзатраты по четырём проектам «РусГидро» на Дальнем Востоке (1,3 ГВт), которые уже получили одобрение кабмина, оценены компанией в 171 млрд рублей. Ранее гидрогенератор прогнозировал, что стоимость модернизации пяти ТЭС в ДФО составит 153 млрд рублей, таким образом, рост запланированных расходов уже составил 12%. Минэнерго рассчитывает и на получение заявок от ТГК-2, также работающей в неценовых зонах, в частности в Архангельской области, сообщил Андрей Максимов. Напомним, всего на обновление мощностей в неценовых зонах заложено 200 млрд рублей высвобождающихся средств. Окончательный перечень проектов строительства и модернизации Минэнерго должно представить в правительство до 15 августа.

Дальнему Востоку и квоте правкомиссии светит price-cap

Наибольшие разногласия в секторе вызвали результаты отбора в рамках квоты правкомиссии – затраты здесь чуть больше (на 1,9 млрд рублей), чем по проектам, отобранным на КОММод, а объём модернизируемой мощности существенно меньше: 1,78 ГВт против 8,61 ГВт. Правкомиссия выбирала проекты по пяти критериям: экономика (эффективные, дешёвые для потребителей), участие в выработке тепла, повышение экологичности ТЭС, наличие в проекте инновационных решений и изношенность оборудования (выработанный ресурс и индекс технического состояния (ИТС)). Наиболее затратные проекты модернизации в Сибири, включённые в программу без конкурса, по удельным капзатратам сопоставимы с самыми дорогими атомными энергоблоками, негодовал Василий Киселёв. Одна из причин этого – проекты в 2 ЦЗ попали в программу благодаря «экологическому» фактору.

«Критерий экологичности (был введён. – Ред.) только для 2 ЦЗ, так как там угольные блоки, а в 1 ЦЗ – газ. Вопрос критериев и их веса при отборе в рамках квоты правкомисии есть, так как они дали тот результат, который получился», – заявил г-н Максимов.

Потребители настаивают на введении «потолка цен» (price-cap) для проектов, отбираемых правкомиссией в «ручном режиме», а также для модернизации в неценовых зонах.

«Price-cap по квоте правкомиссии, о котором говорят потребители... Здесь мы с ними даже согласны, надо смотреть в эту сторону. Единственное, наверное, не надо менять то, что уже приняла правкомиссия: у правительства задней скорости нет», – отметил Максим Быстров.

«Совет рынка» поддерживает и другую поправку в механизм отбора проектов для модернизации. Регулятор считает возможным говорить о повышении глубины модернизации, предусмотрев в качестве обязательных мероприятий комплексную замену турбины или котла, а не их частей.

ГЭХ выразил недовольство и другим критерием правкомиссии – ИТС. Генератор считает несправедливым, что под федеральную программу обновления попадают блоки, собственники которых ранее меньше тратились на ремонты.

«Очень много говорилось о том, что действительно в рамках правительственной комиссии ИТС нам перевернул отчасти картинку. Мы для себя сделали очень интересное упражнение. Мы взяли отчётность почти всех крупных публичных компаний и обнаружили забавную корреляцию: чем выше затраты на содержание мощности в компании, чем больше, соответственно, компания тратит денег на поддержание существующей мощности, тем выше ИТС, чем меньше затраты на содержание мощности, тем ниже индекс технического состояния. Получается, действительно, те, кто недоремонтировал, получают преференции. Правильно это или неправильно? Это отдельный вопрос», – заявил директор по работе на рынке электроэнергии ГЭХ Михаил Булыгин.

«Мы в департаменте развития электроэнергетики (Минэнерго. – Ред.) изначально были против этого критерия (ИТС. – Ред.), который появился в последний момент. Но коллеги нас не поддержали. Нам кажется, что он не нужен», – сказал Андрей Максимов.

Впрочем, внесение корректировок в механизм под вопросом – регуляторов поджимают сроки проведения следующего отбора для модернизации с возвращением обновлённых проектов на рынок в 2025 году. Приём ценовых заявок намечен уже на 29–30 августа.

«Безусловно, процедура может быть усовершенствована, но важно помнить, что до отбора на 2025 год остаётся мало времени, и если мы хотим изменений, то нужно уже сейчас всё формулировать и вносить. Искать какой-то консенсус. Но всё же, учитывая все мнения, мне кажется, что отбор был довольно сбалансированный – были учтены по возможности интересы всех», – заявил глава «Совета рынка».

Денег на всех может не хватить

Ситуация с ценовыми параметрами программы модернизации вызывает беспокойство регуляторов. На стартовом отборе суммарно были распределены 125,1 млрд рублей из 1,7 трлн рублей, запланированных для обновления ТЭС в ценовых зонах. Это существенно ниже прогноза регуляторов в 374 млрд рублей, но он делался на основе максимальных цен без учёта эффекта конкуренции. Впрочем, образующейся сейчас экономии может и не хватить: речи об экономии в свете поручений президента пока не идёт, отметил глава «Совета рынка».

«Совет рынка» представил на форуме прогноз динамики цен на ОРЭМ до 2035 года с учётом всех основных и дополнительных надбавок к цене. В 1 ЦЗ стоимость в целом останется в пределах инфляции, небольшое превышение возможно в 2027–2033 годах, затем цены снизятся. В Сибири ситуация намного сложнее. В 2 ЦЗ цены в прогнозе существенно превышают предельный уровень в 2028–2035 годах. В этой связи Максим Быстров предложил посмотреть итоги предстоящих конкурсных отборов и оценить перспективы дополнения списка правкомиссией.

«Если в первой ценовой зоне, несмотря на небольшое превышение после 2026 года, к 2034-2035 годам могут появиться дополнительные деньги, то, с учётом того, какие дорогие проекты были отобраны на правкомиссии, во второй ценовой зоне всё совсем плохо. Поэтому я рискну высказать крамольную мысль о том, что, может быть, правкомисии не стоит отбирать больше проекты в рамках 15% квоты в Сибири, пока мы не поймём, что будет с конкурентным отбором», – сказал глава «Совета рынка».

Впрочем, «Совет рынка» исходил из максимально возможных расчётных затрат, не учитывая фактор конкурсного снижения цен, «стараясь всех максимально запугать», «чтобы идти от плохого к хорошему», уточнил Максим Быстров, отвечая на вопрос Александры Паниной. В первой ценовой зоне инфляция не пробивается модернизацией, в прогноз вписывается даже обновление на Дальнем Востоке, вызывающее горячие дискуссии в энергосообществе, отметила г-жа Панина. Причина – в расходах на АЭС, ВИЭ и КОМ на новую генерацию для обкатки экспериментальных отечественных ПГУ (КОМ НГИО; в презентации г-на Быстрова эти расходы были обозначены как «Силовые машины»). Средние капзатраты на КОММод составили чуть более 7 тыс. рублей за 1 кВт, на последних отборах ВЭС – 64 тыс. рублей, СЭС – 49 тыс. рублей при существенно более низком КИУМе, цены АЭС превышают 100 тыс. рублей, отметила модератор.

Единый технологический конкурс как наиболее рыночный вариант неоднократно упоминался в ходе дискуссии. Максим Быстров ещё в начале обсуждения признал, что если бы он проходил в текущих условиях для всех видов генерации, то все объёмы бы отошли к ТЭС. С точки зрения рынка более правильно, если потребители будут сначала оплачивать более дешёвые мощности, а затем, по мере исчерпания таковых, более дорогие, то есть сначала модернизация, а потом, если необходимо, ВИЭ, заявил заместитель гендиректора «Эн+ Девелопмент» Игорь Попов, выступавший от лица и потребителей, и производителей энергии (холдинг En+ контролирует РУСАЛ, «Евросибэнерго» («Иркутскэнерго»)). Единый отбор – это правильная история для потребителей, но она подразумевает единый товар, отметил он. В таком случае правильно перенести искусственные элементы поддержки в другие сектора, например, помогать развитию экспортного потенциала отечественных ВИЭ по линии Минпромторга, за счёт чего на энергорынке «зелёные» поставщики могли бы играть по общим правилам, вновь высказал мысль, разделяемую многими представителями энергосообщества, г-н Попов.

«Совет рынка» тоже против любых нерыночных надбавок и выступает за то, чтобы правительство решало свои задачи за счёт изыскивания резервов, а не изъятия денег с энергорынка, согласился Максим Быстров.

Но ключевой вопрос, сформулированный г-жой Паниной в ходе обсуждения, – «Так ли важны дорогостоящие проекты АЭС и ВИЭ или ими может быть отрегулирована проблема удержания энергоцен в пределах инфляции?» – остался без прямого ответа.