Силовой остров

24.04.2024 Системный оператор

В Республике Адыгея и Краснодарском крае до 2029 года будет реализована масштабная программа развития энергосистемы.

В соответствии с прогнозом Системного оператора, к 2029 году в энергосистеме Республики Адыгея и Краснодарского края планируется увеличение потребления электрической энергии до 37 847 млн кВт ч со среднегодовым темпом прироста – 2,8 %, а также увеличение максимального потребления электрической мощности до 6 851 МВт со среднегодовым темпом прироста в 2,1 %.

Прогнозные данные и основные технические решения по развитию энергосистемы Республики Адыгея и Краснодарского края содержатся в Схеме и программе развития электроэнергетических систем России (далее – СиПР ЭЭС) на 2024–2029 годы, разработанной АО «СО ЕЭС» и утверждённой Министерством энергетики РФ приказом от 30.11.2023 № 1095.

Всоответствии с СиПР, вводы новых генерирующих мощностей на электростанциях энергосистемы Республики Адыгея и Краснодарского края, расположенных на территории Краснодарского края, в 2024 году ожидаются в объеме 263 МВт на ТЭС. Прирост мощности на электростанциях предусматривается в результате проведения модернизации существующего генерирующего оборудования в рамках реализации мероприятий, подтвержденных результатами КОММод, в объеме 10 МВт (Краснодарская ТЭЦ).

При реализации запланированной программы развития генерирующих мощностей установленная мощность электростанций энергосистемы Республики Адыгея и Краснодарского края в 2029 году составит 3 360,82 МВт.

В СиПР также определены решения по перспективному развитию электрических сетей напряжением 110 кВ и выше, в том числе необходимые для исключения рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений и обеспечения прогнозного потребления электрической энергии и мощности.

В частности, предусмотрено строительство воздушной линии 500 кВ Тамань – Тихорецк ориентировочной протяженностью 340 км, установка на подстанции 500 кВ Тихорецк третьей автотрансформаторной группы мощностью 501 МВА и завершение III этапа реконструкции ПС 500 кВ Тихорецк с вводом в работу КРУЭ-220 кВ, реконструкция ПС 330 кВ Армавир в части разделения автотрансформаторов АТ-1, АТ-2.

Планируется строительство ПС 220 кВ Елизаветинская (Новая) с одним автотрансформатором мощностью 125 МВА, строительство КВЛ 220 кВ Яблоновская – Елизаветинская (Новая) ориентировочной протяженностью 21 км и строительство двухцепной КВЛ 110 кВ Елизаветинская (Новая) – Западная-2 с отпайками на ПС Тургеневская ориентировочной протяженностью 5,33 км.

В целях обеспечения нового технологического присоединения планируется реконструкция ПС 220 кВ Черемушки с установкой второго автотрансформатора мощностью 125 МВА.

Предусматривается масштабное развитие сети 110 кВ. В частности, планируется строительство ВЛ 110 кВ Ново-Лабинская – Кореновская ориентировочной протяженностью 55 км, строительство ВЛ 110 кВ Бужора – Джемете № 2 ориентировочной протяженностью 16,5 км и реконструкция ПС 220 кВ Бужора с расширением на одну ячейку 110 кВ для подключения ВЛ 110 кВ Бужора – Джемете № 2. Кроме того, предусмотрено строительство ВЛ 110 кВ Афипская – Холмская с отпайкой на ПС Северская тяговая ориентировочной протяженностью 39 км и строительство ВЛ 110 кВ Советская – Лабинск-2 ориентировочной протяженностью 50,64 км.

Всего, в соответствии с СиПР ЭЭС, в 2024–2029 годы в энергосистеме Республики Адыгея и Краснодарского края намечается ввод в работу ЛЭП напряжением 110 кВ и выше протяженностью 954,53 км и 5 893 МВА трансформаторной мощности.

В перспективе до 2029 года на территории энергосистемы Республики Адыгея и Краснодарского края в соответствии с документами перспективного планирования, директивными поручениями федеральных органов исполнительной власти, а также планами по технологическому присоединению крупных потребителей, планируется реализация крупных инфраструктурных проектов:

• Строительство автомобильной дороги «Джубга — Сочи»;
• Сооружение «Комплекса заводов по производству метанола, аммиака и карбамида» на территории Таманского полуострова;
• Сооружение индустриального парка «Яблоновский»;
• Развитие всесезонного горного экокурорта «Лагонаки»;
• Развитие горнолыжных курортов на территории п. Красная поляна;
• Сооружение индустриального парка «Армавир»;
• Развитие Новороссийского морского порта;
• Строительство перевалочного комплекса аммиака и минеральных удобрений на территории Таманского полуострова;
• Развитие и расширение производства существующих нефтеперерабатывающих заводов и нефтетранспортной системы.

«Системный оператор уделяет особое внимание надежности функционирования энергосистемы Республики Адыгея и Краснодарского края, своевременности и достаточности перспективных мероприятий по ее развитиюв рамках разработки СиПР ЭЭС поскольку она является одной из наиболее динамично развивающихся энергосистем в ОЭС Юга. За последние 5 лет средний прирост максимумов по электропотреблению составил 3 % ежегодно, по мощности 4,6 % ежегодно. При этом исторический максимум мощности энергосистемы был достигнут летом 2023 года в период экстремально высоких температур и составил 6 057 МВт, а прирост относительно прошлого исторического максимума 2021 года достиг 463,66 МВт», — прокомментировал директор Филиала АО «СО ЕЭС» Кубанское РДУСергей Антипов.

По словам Сергея Антипова, одновременно являясь самой крупной в части собственного электропотребления региональной энергосистемой в ОЭС Юга, энергосистема Республики Адыгея и Краснодарского края обеспечивает большие транзитные перетоки в смежные энергосистемы ОЭС Юга, а также энергосистемы Грузии и Абхазии, что создает повышенные требования к надежной работе всего сетевого и генерирующего оборудования энергосистемы. Качественное перспективное планирование мероприятий в части строительства и реконструкции сетевых объектов и объектов генерации в рамках СиПР ЭЭС позволит своевременно ликвидировать «узкие места» в энергосистеме, а также реализовать перспективные инфраструктурные проекты.

24.04.2024 Т Плюс

ПАО «Т Плюс» приступило к финальному этапу модернизации ТЭЦ-9 в Перми по программе ДПМ-2. Компания завершила монтаж турбогенератора №9 и проводит пусконаладочные работы основного оборудования.

Также на станции запущен новый паровой котел с коэффициентом полезного действия (КПД) 96% и паропроизводительностью 540 тонн пара (почти на 100 тонн больше старого). Кроме того, оборудование способно выдерживать повышенные сейсмические нагрузки.

Отбор в программу ДПМ-2 прошли два проекта на Пермской ТЭЦ-9. Модернизацию турбогенератора №10 «Т Плюс» уже завершила и вывела энергоблок на оптовый рынок электроэнергии и мощности. В этом году закончится работы по обновлению турбогенератора №9.

Установленная тепловая мощность всей станции по итогам модернизации составит 1103 Гкал/ч, а электрическая увеличится до 465 МВт.

Модернизация Пермской ТЭЦ-9 по ДПМ-2 направлена на стабильную работу и повышение мощности энергообъекта, который обеспечивает теплом левобережную часть Перми и отвечает за энергоснабжение местного нефтеперерабатывающего производства.

ДПМ-2 — вторая фаза механизма гарантированного возврата инвестиций в российскую электрогенерацию Договоры о предоставлении мощности (ДПМ). Проект был одобрен Правительством РФ 24 января 2019 года. Программа нацелена на модернизацию устаревших тепловых мощностей, срок эксплуатации которых превышает 40 лет, для продления рабочего ресурса приблизительно на 30 лет.

24.04.2024 Силовые машины

«Силовые машины» приняли участие в обсуждении ключевых вопросов энергетической отрасли на Российском международном энергетическом форуме (РМЭФ).

Руслан Пахомов, заместитель генерального директора – руководитель дивизиона теплоэнергетики АО «Силовые машины», в рамках пленарного заседания «Развитие энергетики России в современных условиях. Новые вызовы: внутренние и внешние» рассказал о возможностях и продуктах «Силовых машин», в том числе для импортозамещения, о развитии предприятий компании и изготовлении газовых турбин для энергетической отрасли.

– «Силовые машины» создали полностью локализованное производство газовых турбин, в том числе, открыли не имеющее аналогов в стране производство литых заготовок лопаток ГТУ. Сегодня у нас в разной стадии изготовления 12 газовых турбин большой мощности     ГТЭ-170, скоро мы предложим рынку новую газовую турбину ГТЭ-65 – это полностью российские продукты. С учетом длинноциклового производства энергетического оборудования для машиностроителей принципиально важно иметь долгосрочную государственную программу развития генерации. Долгосрочная программа заказов позволит «Силовым машинам» еще больше инвестировать в производство, увеличивать мощности, развивать технологии, выпускать больше оборудования и разрабатывать новые продукты для потребностей отрасли, — сказал Руслан Пахомов.

Предприятия «Силовых машин» выпускают паровые турбины в диапазоне мощности от 6 МВт до 1200 МВт, в том числе турбины в быстроходном и тихоходном исполнении для атомной отрасли, гидравлические и энергетические газовые турбины большой мощности, электродвигатели, электрогенераторы, котельное и теплообменное оборудование, а также разрабатывают инновационные продукты для энергетики.

Проект создания импортонезависимого производства газовых турбин реализуется компанией при поддержке Минпромторга России. Общий объем инвестиций «Силовых машин» в проект составляет 25 млрд рублей, из них 6,8 млрд рублей на НИОКР были просубсидированы государством.РМЭФ – одно из ведущих отраслевых мероприятий, которое ежегодно собирает лучших экспертов индустрии – представителей бизнеса, органов государственной власти и научного сообщества, для поиска моделей трансформации энергетического комплекса.

24.04.2024 СибЭМ-БКЗ

Барнаульский котельный завод «Сибэнергомаш — БКЗ» совместно со стратегическими партнерами группой компаний «ЕКС» и Смоленским «Дорогобужкотломаш» — представили новейшие разработки в области котлостроения на выставке «ИННОПРОМ. Центральная Азия» в Ташкенте.

В четвёртый раз состоялась Международная промышленная выставка «ИННОПРОМ. Центральная Азия», объединившая более 10 тыс. посетителей. Участие в выставке позволило стать частью важного для отрасли события, найти клиентов и партнеров, познакомиться с последними продуктами и технологиями. В мероприятии участвовали органы власти, крупнейшие компании и МСП из Узбекистана, России, Белоруссии, Казахстана, Таджикистана, Кыргызстана и Туркменистана.

Представители «Сибэнергомаш-БКЗ» и «Дорогобужкотломаш», работавшие на стенде в течение трёх дней, провели более 70 запланированных встреч, среди которых: O’ZBEKENERGOTA’MIR, Алмалыкский ГМК, Navoiyazot, НГМК, Farg’onaazot, Uzbekneftegaz, BITSOL, FIDES SOLUTIONS, ECO WOOD PLYUS.

Наши специалисты приняли участие в технологическом туре, где выступили с докладами-презентациями предприятий. Ответили на вопросы участников тура, рассказали о последних разработках инженерных центров заводов.

Ряд крупнейших инфраструктурных объектов ЖКХ и энергетики Узбекистана нуждается в модернизации и обновлении. Сегодня региональные ТЭЦ используют оборудование, изготовленное нашими предприятиями с 70-х годов прошлого века. Сформированы запросы на подбор котлов-утилизаторов, твердотопливных паровых и водогрейных котлов БКЗ-75, КВТК-100,150 и котлов серии КВ-Ф и КВ-Р. Актуальна потребность в замене устаревших тягодутьевых машин на современные и более эффективные серии ДН, ВДН.

⁃ Современный рынок Республики перспективен для развития теплоэнергетического комплекса. Важно сфокусироваться на объектах металлургии, нефтехимии и нефтегазовой промышленности. Просматривается тенденция заключения меморандума о сотрудничестве с АО «ТЭС», обслуживающим порядка 75% электрогенерации Узбекистана, — отметил Олег Трусов коммерческий директора «Дорогобужкотломаш».

В рамках визита в Узбекистан нам удалось провести ряд переговоров на базе «Иннопром. Центральная Азия» с потенциальными заказчиками, подрядчиками по поставкам вспомогательного оборудования, используемого в реализации проектов «Сибэнергомаш-БКЗ». Кроме того, состоялись встречи с проектными институтами и инжиниринговыми компаниями Узбекистана и Казахстана.

⁃ Рынок Узбекистана ёмкий, но недостаточно охвачен производителями оборудования, исторически представленными на данной территории, что подтверждается высоким вниманием к нам различных предприятий региона. Вместе с тем стоит отметим, что активно развиваются связи между нашими станами, поддерживаемые как руководством российского государства, так и главами субъектов. Количество участников выставки подтверждает наличие стратегического интереса к совместной кооперации и формированию новых в компетенций внутри Республики Узбекистан, — подчеркнул Дмитрий Шевердин руководитель направления ОП ТДМ и сосудов «Сибэнергомаш-БКЗ».

24.04.2024 Коммерсант

«Сообщество потребителей энергии» предложило правительству перекладывать основной платеж за строительство новой генерации на главных потребителей, ставших инициаторами стройки. Механизм уже предполагается применить при оплате мощности ТЭС «Интер РАО» на 550 МВт в Якутии, которая строится под потребности ОАО РЖД, «Полюса» и Иркутской нефтяной компании (ИНК). Вице-премьер Александр Новак поддержал идею, поручив Минэнерго проработать предложения.

«Сообщество потребителей энергии» (лобби промышленных потребителей электроэнергии) предлагает строить электростанции в дефицитных регионах по принципу take-or-pay, чтобы новую мощность оплачивали потребители—заказчики дополнительной генерации, следует из письма директора ассоциации Валерия Дзюбенко в адрес вице-премьера Александра Новака (документ от 22 февраля есть у “Ъ”). Правило позволит «повысить ответственность участников рынка», снизив тарифную нагрузку на остальных, пишет господин Дзюбенко. Александр Новак поручил Минэнерго совместно с ФАС и Минэкономики представить согласованные предложения в правительство (“Ъ” видел документ от 5 марта).

Механизм take-or-pay пока предполагается применить только для оплаты мощности газовой ТЭС «Интер РАО» на 550 МВт в Якутии. Станцию нужно запустить к 1 июля 2028 года для выдачи мощности в энергодефицитный Бодайбинский энергорайон Иркутской области. Дефицит возник в основном из-за четырех заявителей: ОАО РЖД (план годового потребления — 284 МВт•ч в 2028–2031 годах), «Полюс» (252 МВт•ч), ИНК (215 МВт•ч), а также Ковыктинское месторождение «Газпрома» (до 56,5 МВт•ч). Согласно правилам оптового энергорынка, эти потребители будут обязаны оплачивать объем, указанный в заявке, даже если фактическое потребление окажется ниже. Впрочем, регламенты рынка в этой части еще не менялись.

Проекты строительства новой генерации в дефицитном регионе отбираются на конкурентном отборе мощности новой генерации (КОМ НГ).

Победитель конкурса будет окупать затраты 20 лет через повышенные платежи за мощность при базовой доходности 12% (при ставке ОФЗ 8,5%). Объект для Бодайбинского энергорайона стал исключением: проект станции «Интер РАО» был выбран правительством, поскольку на конкурс по наименьшей цене никто не пришел (см. “Ъ” от 3 августа 2022 года). Норма доходности для объекта — 13,25%, CAPEX еще не утвержден. «Интер РАО» объявляло о планах инвестиций в размере 257 млрд руб., однако ценник может существенно вырасти, говорят источники “Ъ”.

Недавно прошел конкурс КОМ НГ в энергодефицитных энергорайонах Сибири. На отборе выиграли два проекта «Эн+» на 460 МВт с общим CAPEX 109,9 млрд руб. и один проект ТГК-14 на 65 МВт за 26,3 млрд руб. Запуск станций — 2029 год. Объем суммарного платежа за мощность за 20 лет оценивается в 775 млрд руб. При этом объем непокрытого дефицита составляет еще 700 МВт, поэтому может понадобиться еще один конкурс. Новые стройки в Сибири необходимы для покрытия потребностей более 30 компаний, но основной заявитель — ОАО РЖД с планом годового максимального потребления 644 МВт•ч до 2029 года.

Павел Сниккарс, замглавы Минэнерго РФ, 13 октября 2023 года:

«Никто лучше предпринимателя свою предпринимательскую деятельности не спланирует. Невозможно сделать на уровне государства правила поведения и конкретных действий, как тебе безубыточно работать».

Энергодефицит также ожидается в энергосистеме юга, вплоть до 1,3 ГВт, а также на Дальнем Востоке — до 1,9 ГВт. «Системный оператор» (диспетчер энергосистемы) уже рекомендует проводить конкурс КОМ НГ на юге. Провести конкурс на Дальнем Востоке можно будет только после запуска энергорынка. Для всех проектов строительства нужно создать единообразные подходы по оплате мощности, пишет Валерий Дзюбенко. Без повышения ответственности потребителей есть риски «избыточного строительства новой мощности, ее последующей недозагрузки и неоправданного роста нагрузки на других потребителей», которые будут вынуждены оплачивать генерацию, построенную в интересах других игроков.

Инициатива по внедрению take-or-pay выглядит вполне разумно, а рынок мощности позволяет ее внедрить, говорит Сергей Роженко из Kept. Прообраз подобного инструмента — поддержание так называемой вынужденной генерации для теплоснабжения, когда регион-инициатор оплачивает 50% дополнительной нагрузки, из-за чего более взвешенно подходит к принятию решений, отмечает он. При этом для реализации идеи потребителей возможны организационные сложности: крупные компании редко являются субъектами оптового рынка, работая через сбытовые компании, которые не имеют активов для обеспечения исполнения обязательств.

24.04.2024 РИА Новости

Наблюдательный совет «Совета рынка» на заседании 23 апреля согласился с возможностью перерасчёта стоимости тарифов на мощность Владивостокской ТЭЦ–2, однако промышленные потребители это решение не поддержали, передали РИА «Новости» со ссылкой на комментарий «Сообщества потребителей энергии».

Минэнерго РФ предложило правительству установить стоимость модернизации ТЭЦ–2 во Владивостоке на уровне 63,6 миллиарда рублей, сообщал «Коммерсант». В «РусГидро», в свою очередь, рассказали журналистам, что вынесли на рассмотрение набсовета «Совета рынка» «технический вопрос». Согласно сообщению компании, она рассчитывает на перерасчёт тарифов на мощность этой ТЭЦ задним числом.

«В ходе голосования в набсовете НП «Совет рынка» 23 апреля 2024 года представители промышленности – основные плательщики – не поддержали предложение «РусГидро» о возможности пересчёта тарифа, однако решение было принято», – сказали в «Сообществе потребителей».

«РусГидро» запустило первый энергоблок Владивостокской ТЭЦ–2 с опозданием – с 1 апреля – и без утверждённого объема капвложений на модернизацию, поэтому получает низкий тариф на мощность. Сейчас на Дальнем Востоке нет рынка электроэнергетики, поэтому модернизация генерации происходит по решению правительства: оно отбирает станции, а также утверждает объём капитальных затрат. Оплачивать мощность новых энергоблоков будут коммерческие потребители всей страны, но в основном европейской части РФ, Урала и Сибири. Базовый уровень доходности инвестиций в модернизацию – 12,5% (при ставке ОФЗ 8,5%). Тариф на мощность рассчитывается исходя из CAPEX.

По мнению «Сообщества потребителей энергии», в представленных Минэнерго материалах нет необходимого объёма данных для оценки обоснованности капзатрат на проект Владивостокской ТЭЦ-2. Также там отметили, что увидели в презентации «РусГидро» по проекту «вызывающие вопросы цифры, включая 1,77 миллиарда рублей на командировочные расходы, 1,32 миллиарда на содержание заказчика, 1,31 миллиарда и 4,81 миллиарда прочих и непредвиденных расходов соответственно».

Как отметили в «Сообществе потребителей», технологических рисков для функционирования энергосистемы нет при любом решении, но есть финансовый риск, поскольку завышенный платёж ляжет на плечи потребителей, которые не могут проверить его обоснованность. Но главный риск – утрата доверия к действиям регулятора, считают в ассоциации.

24.04.2024 Интерфакс

«Силовые машины» в настоящее время изготавливают 12 газовых турбин большой мощности ГТЭ-170, сообщил замгендиректора, руководитель дивизиона теплоэнергетики концерна Руслан Пахомов.

«Двенадцать турбин (ГТЭ-170 находятся – ред.) в производстве. Там сроки изготовления – порядка 30 месяцев, то есть каждая турбина в разной стадии готовности. А в 2025 году (будет готова – ред.) первая турбина на 67 МВт ГТЭ-65», – сказал он 24 апреля журналистам в кулуарах XII Российского международного энергетического форума (РМЭФ-2024) в Петербурге.

«Силовые машины» в декабре 2023 года изготовили первую коммерческую газовую турбину ГТЭ-170. Оборудование было произведено для Нижнекамской ТЭЦ «Татнефти». Тогда «Силмаш» заявил о планах в 2024 году передать заказчикам следующие две газовые турбины, в 2025 году – шесть турбин, а в 2026 году – восемь, не уточняя названия компаний-заказчиков. С 2027 года концерн намерен поставлять по десять газовых турбин в год с перспективой дальнейшего увеличения. При этом будут обеспечены сервис оборудования, производство и поставка запасных частей.

Четыре турбины ГТЭ-170 в 2024–2025 годах будут поставлены на Каширскую ГРЭС «Интер РАО», ещё четыре – в 2025–2026 годах на объекты «РусГидро» на Дальнем Востоке. Концерн также ведёт работу над газовой турбиной типа ГТЭ-65. Ранее сроком готовности головного образца турбины назывался 2024 год.

Машиностроительный концерн «Силовые машины» производит и поставляет оборудование для ГЭС, ТЭС и АЭС, а также электростанций с комбинированным парогазовым циклом.