Филиал «Т Плюс» в Марий Эл и Чувашии провел первый этап ремонтной кампании на Новочебоксарской ТЭЦ-3. Она началась в середине января и продолжится до конца 2022 года. Специалисты «ЭнергоремонТ Плюс» и «Свердловэнергоремонт» отремонтировали турбоагрегат №1 и котлоагрегат № 2, провели капитальный ремонт генератора.
На станции приступили к следующему этапу – ремонту турбоагрегата №6. Он продлится по 14 марта. Общий бюджет ремонтной кампании Новочебоксарской ТЭЦ-3 в 2022 году составляет свыше 129 млн рублей.
«Главная цель этих мероприятий – обеспечение надежной работы оборудования для бесперебойного энергоснабжения потребителей», – отмечает директор филиала Марий Эл и Чувашии Сергей Ушаков.
Компания подготовила фундамент одного из турбогенераторов, установила конденсатор, подогреватель сетевой воды, статор генератора и цилиндр турбины.
Ведётся сборка металлоконструкции для вспомогательного оборудования турбины и трубопроводов тепловых сетей, монтируется паровой котел. До конца года «Т Плюс» модернизирует два энергоблока станции, направив на эти цели 9 млрд рублей.
В результате установленная тепловая мощность станции составит 1103 Гкал/ч, электрическая – 465 МВт. Современное оборудование позволит на 20% сократить потребление топлива и повысить эффективность производства.
Модернизация Пермской ТЭЦ-9 является частью обязательств Т Плюс по регуляторному соглашению с администрацией Пермского края, заключенного в декабре 2020 года. Еще одной частью соглашения является переход Перми в ценовую зону теплоснабжения.
Суммарный объем инвестиций в обновление пермского теплового узла за 15 лет составит 28 млрд рублей. Также «Т Плюс» заменит более 30% всех теплосетей, что существенно повысит качество и надежность услуг для жителей.
Саратовский филиал «Т Плюс» в этом году запланировал свыше 1 млрд рублей на подготовку тепловых станций и котельных к следующему отопительному сезону.
В Саратове, Энгельсе и Балакове будут отремонтированы турбины, генераторы, энергетические и водогрейные котлы на ТЭЦ и ГРЭС — всего 98 единиц основного оборудования.
Основной объем работ компания выполнит до начала отопительного сезона 2022-2023 гг. Все мероприятия носят плановый характер, их проведение не повлияет на энергоснабжение клиентов.
Также энергетики отремонтируют здания и сооружения, строительные конструкции, коммуникации и другую инфраструктуру станций.
Саратовский филиал «Т Плюс» обращает внимание, что основным источником финансирования ремонтной программы являются платежи клиентов за потребленные теплоресурсы. Ее своевременное и качественное проведение позволяет снизить вероятность нештатных ситуаций, а также гарантирует надежное теплоснабжение зимой.
Ульяновский филиал «Т Плюс» направит более 471 млн рублей на модернизацию ТЭЦ в 2022 году. Объём вложений почти на 20 % превышает уровень прошлого года. Инвестиционная программа предусматривает целый ряд технических решений для повышения эффективности станций.
В рамках реализации инвестпрограммы на ТЭЦ-1 модернизируют гидравлическую систему регулирования частоты оборотов турбогенератора одного из энергоблоков, что значительно улучшит его работу. На Ульяновской ТЭЦ-2 компания заменит теплообменные устройства паровой турбины, отработавшие свой нормативный ресурс. В результате повысятся экономичность и эффективность производства.
«Наши инвестиции в объекты генерации, как основного поставщика теплоресурсов – серьезный вклад в стабильное и надежное теплоснабжение города. Переход Ульяновска на новую модель рынка тепла по методу «альткотельной» во многом обеспечил их прирост. Это позволяет нам учитывать не только текущие затраты на ремонт оборудования, но и планировать инвестиции в тепловую инфраструктуру города на годы вперед», — подчеркнул директор Ульяновского филиала «Т Плюс» Марат Феткуллов.
На Сосногорской ТЭЦ Коми филиала ПАО «Т Плюс» пройдет капитальный ремонт турбоагрегата № 3. Работы стоимостью свыше 12 млн рублей будут выполнены при участии Чебоксарского филиала АО «ЭнергоремонТ Плюс».
После вскрытия корпуса турбины специалисты отремонтируют диафрагмы, обоймы диафрагм, обоймы уплотнений цилиндра высокого давления, систему регулирования и защиты, проверят состояние ротора генератора со снятием и установкой бандажных колец, заменят гибы пароперепускных труб. Также будет проведена экспертиза промышленной безопасности главного паропровода турбоагрегата и техническое диагностирование турбины и генератора для продления срока эксплуатации. Все мероприятия повысят надежность теплоснабжения жителей.
Всего на ремонт и реконструкцию теплоисточников и теплосетей ПАО «Т Плюс» в Коми в 2022 году будет направлено 1,6 млрд рублей: 900 млн рублей по инвестиционной программе и 700 миллионов — по ремонтной.
Техническим директором Орской ТЭЦ-1 Оренбургского филиала «Т Плюс» назначен Владимир Васильев. Ранее Владимир Викторович занимал должность заместитель главного инженера по эксплуатации теплоэлектроцентрали.
Его общий стаж работы в энергетике и компании — 31 год. Нового руководителя представили коллективу и пожелали успехов в предстоящей работе.
Справочная информация
Владимир Викторович Васильев родился в 1970 году в Орске. После службы в армии он пришёл работать на Орскую ТЭЦ-1. Прошёл трудовой путь от машиниста котла до заместителя начальника котлотурбинного цеха в 2013 году, с 2013 года — начальник котлотурбинного цеха.
С 2018 по 2019 год Владимир Васильев — руководил теплотехнической службой по планированию и контролю параметров станции, а с 2019 возглавил службу эксплуатации Орской ТЭЦ-1.
Владимир Викторович имеет высшее профильное образование, отмечен за профессиональные заслуги благодарностью Министерства энергетики Российской Федерации, женат, воспитывает двух сыновей.
ПАО «Т Плюс» начало разработку проектной документации для реализации проекта по ДПМ-2 на Самарской ТЭЦ. До 2025 года компания модернизирует оборудование одного из энергоблоков станции, направив на эти цели 5,2 млрд рублей.
Будут полностью обновлены котлоагрегат, паровая турбина, генератор, трансформатор и вспомогательное оборудование. В результате установленная электрическая мощность станции увеличится с 440 МВт до 454,9 МВт, тепловая – с 1954 Гкал/ч до 1967 Гкал/ч. Благодаря выполненным мероприятиям повысится надежность и качество теплоснабжения жителей и промышленных предприятий Самары.
К демонтажу старого энергоблока «Т Плюс» приступит в апреле 2024 года, а ввод новой мощности запланирован на 2025 год.
Энергоблок Самарской ТЭЦ мощностью 110 МВт введен в эксплуатацию в 1978 году и сегодня практически полностью исчерпал свой ресурс. Отбор в программу по ДПМ-2 он прошел в 2019 году.
Всего по ДПМ-2 «Т Плюс» обновит семь энергоблоков, направив на эти цели около 40 млрд рублей.
Программа модернизации ТЭС стартовала в 2019 году, она предусматривает обновление действующих мощностей. При этом ставится задача не просто продления их ресурса, а повышения экономической эффективности генерации.
«Т Плюс» в 2022 году направит свыше 1,6 млрд рублей на обновление энергообъектов в Чувашии и Марий Эл. Всего будет отремонтировано 46 единиц оборудования: 12 котлов, 10 турбоагрегатов, 10 генераторов и 14 трансформаторов. Также запланирована кампания на тепловых сетях, большая часть которой приходится на Чебоксары.
Первые мероприятия уже стартовали на Новочебоксарской ТЭЦ-3, где выведен в капитальный ремонт генератор. До конца февраля будут завершены работы на двух турбоагрегатах. Всего на обновление оборудования станции будет направлено 169 млн рублей.
С 9 марта ремонты основного и вспомогательного оборудования начнутся на Чебоксарской ТЭЦ-2, а с 1 апреля – на Йошкар-Олинской ТЭЦ-2. Суммарный объем инвестиций на эти цели – 298 млн рублей.
Ремонтная программа на теплоэлектроцентралях Оренбургского филиала «Т Плюс» стартовала с текущих ремонтов оборудования на Сакмарской ТЭЦ и Каргалинской ТЭЦ.
Из капитальных ремонтов первым проектом стал капремонт третьего турбоагрегата Каргалинской ТЭЦ с целым перечнем сверхтиповых работ. Он продлится до мая текущего года.
В целом годовая программа ремонтов оборудования ТЭЦ предусматривает в 2022 году 95 мероприятий по капитальному, среднему и текущему ремонту основных агрегатов. Среди ключевых проектов – капитальный ремонт котлоагрегата №1, турбоагрегата №6 Сакмарской ТЭЦ, капремонты котлоагрегатов №3 и №7, турбоагрегата №3 и третьей градирни Каргалинской ТЭЦ, а также капитальный ремонт котлоагрегата №12 Орской ТЭЦ-1.
На реализацию ремонтной программы планируется направить более 530 миллионов рублей. Программа охватывает весь календарный год и не влияет на несение зимней нагрузки теплоэлектроцентралями.
Выиграв в прошлом году на отборе КОММод-ПГУ право обкатывать отечественные газовые турбины «Силовых машин», «Интер РАО» и «Т Плюс» выбрали разные тактики разделения рисков (и прибылей) с поставщиком оборудования, которое ещё только разрабатывается. Обеим компаниям проекты обойдутся в 1,5 раза дороже, чем установка импортных образцов, но из-за разных объёмов стоимость программы «Интер РАО» вчетверо выше. Эта компания разделит риски при эксплуатации нового оборудования с поставщиком в рамках созданного СП, куда стороны внесут по 40 млрд рублей. «Т Плюс» выкупит две турбины в «Силмаша» и не будет делить возможную прибыль от ДПМ-контракта, однако, в случае срыва сроков ввода и проблем при эксплуатации, основное бремя штрафов также достанется генератору.
Стремясь к независимости от западных поставщиков, власти в прошлом году провели долго готовившийся конкурс на право модернизации ТЭС в рамках федеральной программы (КОММод) с помощью экспериментальных газовых турбин, серийный выпуск которых до сих пор не налажен в России. Одним из победителей стал «Газпром энергохолдинг» (ГЭХ). Поставщиком оборудования он выбрал государственный «Ростех», начинающий выпуск турбины ГТД-110М. Два других «лота» получили «Силовые машины» Алексея Мордашова: четыре турбины по 170 МВт обкатает «Интер РАО», две машины в диапазоне 65–80 МВт установят на электростанциях «Т Плюс».
Спустя десять месяцев после конкурса «Силовые машины» (в лице «НордЭнергоГрупп» (НЭГ) и «Интер РАО» («Интер РАО – Электрогенерация») договорились о параметрах реализации самого дорого проекта КОММод-ПГУ. Стороны создали паритетное СП (по 50% в ООО «Каширская ГРЭС») и внесут в него по 40 млрд рублей при ориентировочной стоимости проекта в 80 млрд рублей. Компании договорились о параметрах реализации проекта, принципах управления предприятием, финансировании, а также о подходах к решению различных корпоративных вопросов, сообщило «Интер РАО». Заключение корпоративного договора было предварительно одобрено Федеральной антимонопольной службой.
«Интер РАО» подготовит проектную документацию, осуществит строительно-монтажные работы, поставит вспомогательное оборудование, проведёт пусконаладочные работы и введёт ПГУ в эксплуатацию. В зоне ответственности НЭГ – поставка, шефнадзор и испытания основного оборудования, а также его сервисное обслуживание. Начало поставки модернизированной мощности на оптовый рынок электроэнергии и мощности намечено на 1 января 2028 года. Проект также предполагает вывод из эксплуатации в 2027 году угольного оборудования Южноуральской ГРЭС общей установленной мощностью 747 МВт», – указано в пресс-релизе «Интер РАО».
На площадке Каширской ГРЭС планируется строительство двух дубль-блоков ПГУ-460 на базе полностью отечественной газовой турбины ГТЭ-170.1, что создаст в Московской области более 300 высокотехнологичных рабочих мест. При этом проект включает не только модернизацию и последующую эксплуатацию Каширской ГРЭС, но и эксплуатацию Южноуральской ГРЭС до момента её вывода в 2027 года, уточнила пресс-служба «Силмаша».
Обозначенные вложения в СП «Интер РАО» и НЭГ полностью совпадают с расценками по проекту «Т Плюс» и с заявкой на отборе, говорит аналитик «ВТБ Капитал» Владимир Скляр. В мае прошлого года глава «Т Плюс» Андрей Вагнер рассказал журналистам, что суммарные заявленные капзатраты по каждому из двух ПГУ-проектов компании (на Саратовской ТЭЦ-1 и Пермской ТЭЦ-14) составляют около 10 млрд рублей, стоимость собственно газовой турбины – 2,5–3 млрд рублей. Удельный расход топлива на экспериментальном оборудовании выглядит хорошим (155-160 г на 1 кВт•ч), «Т Плюс» хотела бы установить ещё десяток таких машин, но для участия в программе модернизации на общих условиях их стоимость должна быть в 2–2,5 раза ниже, отмечал г-н Вагнер. Цена на уровне близком к 100 тыс. рублей за 1 кВт установленной мощности и у «Интер РАО», и у «Т Плюс» укладывается в «предельники» отбора с учётом будущей накопленной инфляции, но оказывается в 1,5 раза выше, чем у проектов с импортными газовыми турбинами, так что российская турбина продолжает оставаться существенно дороже мировых аналогов, по крайней мере на пилотном этапе, отмечает г-н Скляр.
При этом подходы двух энергокомпаний к реализации проектов КОММод-ПГУ с одним и тем же поставщиком принципиально отличаются. «Т Плюс» фактически выкупит первые образцы ГТЭ-65 и будет эксплуатировать их самостоятельно: схема остаётся актуальной, подтвердили сейчас «Перетоку» в компании, не раскрывая деталей. В контракте с «Силмашем», вероятно, присутствуют какие-либо штрафные санкции в случае срыва сроков поставки турбин или неполадок в процессе их эксплуатации, полагают эксперты рынка. Но при возникновении проблем они вряд ли покроют сколь-либо значительную часть многомиллиардных штрафов, которые выплачиваются в пользу участников оптового энергорынка (ОРЭМ) при нарушении условий КОММод, добавляют эксперты. СП с НЭГ позволяет «Интер РАО» разделить финансовые риски с «Силмашем». Выбранная схема даёт возможность переложить часть рисков на партнёра и уменьшить финпотери генератора в случае проблем при реализации проекта, говорит Владимир Скляр. Но вместе с рисками пропорционально будет делиться и возможная прибыль, а в рамках своей стратегии «Интер РАО» планировало нарастить EBITDA до 250 млрд рублей к 2025 году и пока отстаёт от этой цели с учётом отобранных проектов ДПМ (КОММод), отмечает он.
Однако «Интер РАО» с самого начала декларировало крайне осторожный подход к проектам КОММод-ПГУ. Вероятно, отчасти это продиктовано опытом генератора, участвовавшего в разработке ГТД-110М вместе с «Роснано» и «Ростехом». В ходе многолетней модернизации специалисты сталкивались с многочисленными трудностями, в 2018 году турбина на 110 МВт разваливалась на испытаниях. После подписания базовых документов с «Силмашем» в сентябре глава «Интер РАО» Борис Ковальчук отмечал, что основная финансовая ответственность в случае срыва сроков поставки придётся на производителя оборудования. «Мы тоже конечно где-то пострадаем, недополучим доходность, понеся затраты. Но ответственность «Силовых машин» носит превалирующий характер. И коллеги это понимают», – отмечал он.
Пока, по собственным графикам «Силмаша», у разработчиков есть запас времени до пуска. Осенью глава машиностроительного холдинга Александр Конюхов сообщал, что первая турбина ТГЭ-170.1 должна поступить в распоряжение «Интер РАО» в 2025 году. Пуск мог бы состояться уже в 2026 году, пояснял г-н Ковальчук, но был отнесён на 2028 год, чтобы «избежать «горбов» на ценовой кривой», то есть роста цен на ОРЭМ выше уровня официальной инфляции. Поэтому у «Интер РАО» «есть пара лет, чтобы доналадить процессы», говорил топ-менеджер.
Ситуация с рисками третьего участника КОММод-ПГУ из числа генераторов не столь понятна: ГЭХ не раскрывал подробных условий обкатки турбин ГТД-110М. Но в прошлом году гендиректор холдинга Денис Фёдоров заявлял, что находит их проект наименее рискованным, так «первый блин вышел комом» ещё в 2018 году.
«Будут или не будут работать «стодесятки» (ГТД-110М – ред.)? Конечно, определённые риски есть. Такие же риски есть у других компаний, которые участвовали в этом конкурсе. Но это уже третья серия модификации «машины 110». В ней учтены все те недостатки, с которыми сталкивался завод-изготовитель и компании, которые эксплуатируют эти турбины. Кроме того, к моменту начала строительства нашей электростанции турбина уже будет установлена на ТЭС «Ударная» («Ростеха» – ред.). По нашему мнению, этот проект наименее рискованный», – отмечал в мае г-н Фёдоров.
