В мире энергетики, где экологические и экономические факторы играют ключевую роль, Всероссийский теплотехнический институт, создает и активно применяет современные высокоэффективные методы очистки энергетического оборудования.
Специалисты приступили к комплексу работ по предпусковой пароводокислородной очистке (ПВКО) котла на одном из крупных энергетических объектов Дальнего Востока. Эта уникальная технология не только позволяет повысить эффективность работы оборудования, но и значительно снижает его негативное воздействие на окружающую среду.
Технология ПВКО, признанная одной из наиболее эффективных и экологически безопасных в отрасли, разработана и запатентована АО «ВТИ». Данный метод, основанный на всесторонне изученном воздействии кислорода в пароводяной среде, обладает рядом ключевых преимуществ. Высокая экологическая безопасность: в отличие от химических очисток, технология ПВКО не использует агрессивные и токсичные реагенты, что исключает образование опасных отходов. Комплексное действие: технология не только очищает внутренние поверхности от отложений, но и сразу формирует на металле прочную защитную оксидную пленку, предотвращающую коррозию. Щадящее воздействие на оборудование: метод обеспечивает бережную очистку котлов даже с большим сроком эксплуатации и значительными отложениями. АО «ВТИ» обладает беспрецедентным опытом в применении этой технологии — она была успешно внедрена на более чем 150 энергообъектах в России и за рубежом. Процедура регламентирована новейшими национальными стандартами, разработанными Институтом, что подтверждает ее научно обоснованную надежность.
«Применение пароводокислородной технологии не только улучшает эксплуатационные характеристики энергооборудования, но и способствует созданию более чистой и безопасной энергетической инфраструктуры. Наша технология — это вклад в устойчивое будущее энергетической отрасли», — отметил генеральный директор АО «ВТИ» Иван Болтенков.
Специалисты Отделения технической диагностики и ремонтных технологий АО «ВТИ» успешно реализовали проект по ремонту лопаток паровых турбин с использованием метода электроискрового легирования (ЭИЛ).
Метод позволяет эффективно защищать рабочие лопатки паровых турбин от эрозионного воздействия, продлевая срок службы лопаточного аппарата и снижая затраты на ремонт. В июле-августе 2025 года на ТЭЦ в г. Оренбург был проведен ремонт лопаток четырех ступеней ротора низкого давления паровой турбины. В общей сложности обработано 444 лопатки. Специалисты ВТИ тщательно зачистили поврежденные зоны, после чего на входные и выходные кромки лопаток нанесли защитное покрытие из твердого керамического сплава. Определенная толщина такого покрытия обеспечивает надежную защиту и достаточную прочность для продолжительной работы турбоагрегата до следующего капитального ремонта.
Использование мобильных установок ЭИЛ для ремонта без разлопачивания ступеней ротора значительно сократило время и затраты на выполнение работ, что является важным фактором в условиях подготовки к зимнему отопительному сезону.
На сегодняшний день электроискровое легирование является эффективным методом восстановления лопаток паровых турбин, который сочетает в себе высокую технологичность и экономическую целесообразность. Этот метод позволяет не только продлить срок службы основного энергетического оборудования, но и сократить время ремонтных работ.
«Специалисты ВТИ обладают соответствующими компетенциями, позволяющими проводить высокотехнологичные ремонтные работы, в том числе, паровых турбин. Мы продолжаем расширять перечень научных и опытных исследований, что позволит нам осуществлять ремонты и техническую диагностику турбинного оборудования российских станций с применением новейших технологий», — отметил генеральный директор АО «ВТИ» Иван Болтенков.
На строительную площадку Новоленской ТЭС в рамках договора поставки котельных установок, где ООО «Интер РАО — Инжиниринг» выступает разработчиком проекта и поставщиком оборудования, доставлены барабаны энергетических котлов трёх будущих энергоблоков. После завершения монтажа каркасов котлов они будут установлены в проектное положение.
Оборудование было изготовлено на екатеринбургском предприятии АО «Уралхиммаш». Каждый барабан имеет длину более 22 метров и массу свыше 93 тонн. Их доставка от Урала до Сибири осуществлялась в два этапа. С завода изготовителя барабаны были погружены на автотранспорт и доставлены до порта Усть-Кут. Длина этого участка пути составила 3600 км. Далее последовала перевозка паромом по реке Лена на расстояние порядка 1000 километров. Процесс логистики был организован с учётом всех необходимых стандартов и требований, что позволило обеспечить безопасность груза на протяжении всего пути следования.
На текущий момент на строительной площадке Новоленской ТЭС завершается монтаж каркасов котлов, после чего барабаны будут установлены в проектное положение. В общей сложности на объект уже отгружено более 5500 тонн оборудования котлов из общего объёма в 11400 тонн. Поставку котельного оборудования на строительную площадку планируется завершить до середины 2026 года.
На Новоленской ТЭС под управлением ООО «Интер РАО — Инжиниринг» на данный момент выполнено устройство фундаментов под котлы и под каркас главного корпуса, ведётся монтаж металлокаркаса главного корпуса и каркасов котлов. Параллельно ведутся работы по устройству стенового ограждения кровли и цоколя главного корпуса для закрытия теплового контура здания в 2025 году и по устройству фундаментов под паровые турбины и генераторы. Также идёт устройство фундаментов химического цеха, бакового хозяйства дизельного топлива, объединённого ремонтного корпуса, блочно-модульной котельной, КРУЭ, а также прокладка циркуляционных водоводов. Ведутся работы по устройству магистрального газопровода для топливоснабжения Новоленской ТЭС.
Строительство Новоленской ТЭС в Республике Саха-Якутия установленной мощностью 550 МВт необходимо для покрытия прогнозируемого дефицита мощности в Бодайбинском районе Иркутской области, который возникнет в связи с реализацией масштабного проекта по развитию железнодорожной инфраструктуры Восточного полигона. Кроме того, станция обеспечит активное освоение минерально-сырьевой базы Якутии. На Новоленской ТЭС будет установлено три энергоблока в составе паросиловых установок единичной мощностью 185 МВт. Всё основное оборудование российского производства: турбины поставит Уральский турбинный завод, генераторы — компания «Силовые Машины», котельное оборудование — ООО «Интер РАО — Инжиниринг».
Директором филиала «Гусиноозёрская ГРЭС» АО «Интер РАО – Электрогенерация» назначен Дмитрий ЭПОВ.
Дмитрий Иванович имеет огромный опыт работы на руководящих должностях и глубокими знаниями производственных процессов. В энергетику Дмитрий Иванович пришёл в 1992 году. Начинал с должности электромонтёра на Шерловогорской ТЭЦ. Параллельно с работой поступил в Читинский государственный технический университет на специальность «Электроснабжение промышленных предприятий». После окончания вуза устроился на работу на Харанорскую ГРЭС, где за 14 лет прошёл путь от старшего дежурного электромонтёра до главного инженера станции. В числе его профессиональных достижений монтаж, пуск и выход на проектные параметры энергоблока №3 Харанорской ГРЭС.
С 2015 по 2025 год успешно руководил филиалом в АО «СО ЕЭС» «Региональное диспетчерское управление энергосистемы Забайкальского края».
Совершенствуясь в своей работе, в рамках дополнительного образования проходил повышение квалификации, в том числе в Академии народного хозяйства при правительстве РФ и других университетах.
Профессиональные достижения Дмитрия Эпова отмечены многочисленными наградами, среди которых: Почётная грамота Министерства энергетики России, звание «Заслуженный энергетик Забайкальского края», а также ведомственные и корпоративные награды.
«Интер РАО» не исключает приобретений в машиностроении или других сегментах, сообщил замгендиректора по экономике и финансам компании Александр Думин.
Думин отметил, что компания всегда была активна на рынке M&A, поэтому будущий рост может быть обеспечен в том числе за счет приобретений.
Ожидать такие приобретения стоит, но говорить о чем-то конкретном пока рано, добавил топ-менеджер.
«Интер РАО» также закончила основную фазу консолидации ранее приобретенных энергомашиностроительных активов, рассказал член правления компании по стратегии и инвестициям Александр Киселев на телефонной конференции.
«В настоящее время обеспечиваем процесс интеграции между генерирующим и машиностроительным сегментами. Планируем завершить этот процесс до конца 2025 года», — сказал он.
В последние годы «Интер РАО» совершила ряд крупных сделок на рынке энергомашиностроения. Ранее компания отмечала, что этот сегмент станет одним из ключевых для нее в ближайшей перспективе. Весной 2024 года компания закрыла сделку по покупке «УТЗ».
Среди других заметных сделок — приобретения 11 инжиниринговых компаний и IT-компании «Сигма», выкуп у Siemens Energy доли 65% в «СТГТ» и «Воронежского трансформатора», а также покупка входившего в «СУЭК» НПО «Элсиб».
Основным акционером «Интер РАО» на конец марта 2024 год был «Роснефтегаз» (27,63%), на долю «Интер РАО Капитал» приходилось 29,56%. Еще 8,57% на конец 2021 года принадлежало ПАО «Федеральная сетевая компания — Россети» (ранее «ФСК ЕЭС, ныне объединенная с ПАО «Россети»), а 34,24% находилось в свободном обращении.
Арбитражный суд Москвы завершил разбирательство между АО «Зарубежэнергопроект» и ООО «ИНТЕР РАО – Экспорт», отказав в удовлетворении иска проектной компании о расторжении контракта и взыскании задолженности, превышающей эквивалент 9 миллионов евро. Суд пришёл к выводу, что заказчик не нарушал условия договора, а сама приостановка работ была признана правомерной — в том числе самой истцом.
Поводом для спора стал контракт от 2017 года, по которому «Зарубежэнергопроект» должен был выполнить проектно-изыскательские работы для модернизации тепловых электростанций «Восточная Гавана» и «Максимо Гомес» на Кубе. Документ предусматривал разработку проектной документации для расширения мощностей станций, работающих на сырой кубинской нефти.
Контракт между «Зарубежэнергопроектом» и дочерней компанией ПАО «Интер РАО» — «ИНТЕР РАО – Экспорт» — был субподрядным и напрямую зависел от основного соглашения с кубинским заказчиком, финансируемого за счёт государственного кредита РФ. При этом стороны изначально согласовали, что расчёты будут производиться только после поступления средств от российского Минфина, а риски возможных задержек подрядчик принимает на себя.
В 2020 году Минфин России официально уведомил о приостановке действия кредитной линии для Кубы. Вслед за этим «ИНТЕР РАО – Экспорт» направило уведомление о приостановке работ, с которым подрядчик тогда не спорил. Более того, на протяжении трёх лет компания продолжала отправлять отчёты, подписала два допсоглашения и не заявляла о нарушении своих прав. Суд расценил такие действия как согласие с текущим статусом проекта.
Арбитры также обратили внимание, что документы, за оплату которых настаивал истец, были подготовлены ещё до согласования новых этапов в 2020 году и не прошли процедуру сдачи и приёмки. При этом подрядчик не смог доказать, что эти материалы имеют потребительскую ценность для заказчика или соответствуют установленным срокам.
Кроме того, довод о том, что продолжение действия договора без чётких сроков ущемляет интересы подрядчика, суд счёл несостоятельным. По условиям контракта работы должны возобновиться только после официального уведомления со стороны заказчика — чего до сих пор не произошло. Таким образом, суд пришёл к выводу, что нарушение сроков отсутствует.
В итоге требования о расторжении договора и взыскании долга были признаны необоснованными. Суд отказал АО «Зарубежэнергопроект» в иске, а уплаченная госпошлина в размере 651 551 рубля подлежит возврату из бюджета.
Ранее сообщалось, что Россия может продолжить участие в энергетических проектах на Кубе. Согласно распоряжению правительства РФ, в рамках действующего соглашения о строительстве новых энергоблоков, «ИНТЕР РАО – Экспорт» и связанные с ней компании могут реализовать строительство энергоблока мощностью 200 МВт на ТЭС «Восточная Гавана». Также планируется поставка оборудования и запчастей для модернизации четырёх существующих блоков общей мощностью 400 МВт, а также развитие солнечной генерации на острове.
Напомним, соглашение о предоставлении Кубе госкредита на сумму 1,2 млрд евро для модернизации ТЭС было подписано в 2015 году. В октябре прошлого года Куба столкнулась с серьёзным энергетическим кризисом — после сбоя в национальной энергосети страна на несколько дней осталась без электричества и с ограниченным доступом к воде. Власти республики поблагодарили Россию и других международных партнёров за поддержку и продолжают переговоры о конкретных мерах помощи.
Казахстан построит три ТЭЦ, стоимость которых оценивается до $1,8 млрд, без участия «Интер РАО». По данным властей страны, у компании возникли трудности с привлечением экспортного финансирования. Сложности могут быть и с загруженностью российских машиностроителей, считают аналитики. По их оценкам, для «Интер РАО» потеря этих проектов некритична, а вот потенциальный поставщик оборудования из РФ лишится до $500 млн выручки.
Казахстан начал строить ТЭЦ в Семипалатинске (360 МВт), Усть-Каменогорске (360 МВт) и Кокчетаве (240 МВт) без участия России, но готов продолжить сотрудничество, сообщил журналистам первый вице-премьер Казахстана Роман Скляр. «Компания «Интер РАО», обязуясь построить станции у нас, должна была получить экспортное финансирование по недорогой ставке. К сожалению, они не смогли это сделать, поэтому было принято решение построить их самостоятельно»,— цитирует чиновника «Интерфакс-Казахстан».
Россия и Казахстан подписали меморандум о сотрудничестве между министерствами энергетики по строительству трех ТЭЦ в конце 2023 года, в апреле 2024 года страны заключили межправительственное соглашение.
За реализацию проектов по строительству ТЭЦ были ответственны «Самрук-энерго» и «Интер РАО — экспорт». Российская компания должна была выполнять функцию генподрядчика с привлечением к основным видам работ подрядных организаций, а также заниматься поставками оборудования. Как сообщал гендиректор «Интер РАО» Сергей Дрегваль, компания хотела использовать в том числе турбины производства Уральского турбинного завода (УТЗ), который приобрела в 2024 году. Теперь, как сообщили в Минэнерго Казахстана, переговоры о строительстве ТЭЦ идут с подрядчиками из КНР и Южной Кореи. По планам властей Казахстана, строительство трех ТЭЦ поэтапно должно быть завершено до 2032 года.
В «Интер РАО» и аппарате вице-премьера Александра Новака не ответили “Ъ”.
По оценке Игоря Голенького из «Уралэнерготела», в сравнении со стоимостью аналогичных объектов в СНГ общая инвестиционная емкость реализации проектов трех ТЭЦ в Казахстане — около $1,2–1,8 млрд. Выручка «Интер РАО» в 2024 году была 1,55 трлн руб. (около $17 млрд) при чистой прибыли 147 млрд руб. «Потенциальные ежегодные доходы от трех новых объектов в Казахстане даже с учетом последующей эксплуатации составят не более 3% от этой цифры»,— подсчитал аналитик.
Основной бизнес для «Интер РАО» — внутренний рынок и экспорт электроэнергии, компания сохраняет эти источники дохода, а риски участия в казахстанских проектах в условиях ограничений, связанных с санкциями, могли перевесить выгоду, считает господин Голенький.
Обратная ситуация, по его мнению, складывается с УТЗ: неучастие в контракте — это $300–500 млн упущенной выручки в условиях давления на российский машиностроительный экспорт.
Сергей Роженко из Kept считает, что сложности проекта на российской стороне связаны как с финансами, так и с высокой загрузкой отечественной промышленности заказами на модернизацию российской энергетики. «В связи с этим сложно предоставить более коммерчески выгодное предложение по сравнению с китайскими компаниями, которые готовы выполнить заказ в сжатые сроки»,— указывает он.
Казахстан уже сталкивается с энергодефицитом, который к концу 2025 года составит 5,7 млрд кВт•ч, следует из прогнозного баланса электроэнергии и мощности в республике. Для его покрытия планируется в том числе построить первую в республике АЭС. «Росатом» возглавит международный консорциум по реализации этого проекта (см. “Ъ” от 15 июня). Вопрос о привлечении государственного экспортного финансирования за счет РФ прорабатывается, капитальные затраты оцениваются в $10–12 млрд. Роман Скляр уверен, что финансовые трудности в ходе реализации проекта не возникнут.
Прогнозный энергодефицит, проявления которого уже заметны на Дальнем Востоке, в Сибири и на юге РФ, вынуждает власти форсировать процесс наращивания мощности энергосистемы страны. Правительство инициирует запуск большого объёма проектов строительства новой генерации, одновременно обновляя условия масштабной программы модернизации действующих ТЭС, стоимость мероприятий по которой в последние годы выросла кратно. При этом на фоне фактически запретительной ключевой ставки и большого объёма уже стартовавших проектов ресурсы сектора близки к исчерпанию. Продолжая поиски источников инвестиций, генераторы среди прочего обсуждают создание механизма авансирования новых электростанций и ставят вопрос о снижении необходимого объёма строительства, в том числе за счёт отказа от принципа 100-процентной надёжности энергоснабжения.
В настоящее время власти заканчивают подготовку сразу нескольких важных для энергетики нормативных актов, в том числе индексирующих цену конкурентного отбора мощности (КОМ) в 2025–2026 годах на 15,16%, и прописывают новый механизм для инвестирования в так называемые директивные проекты генерации (они реализуются по решению правительства). Индексация цены КОМ входит в один пакет с механизмом «директивных проектов», финальные согласования документов должны закончиться в ближайшие недели, рассчитывают в «Совете производителей энергии» (СПЭ).
Новый механизм предусматривает сооружение генерирующих мощностей на основании директивы кабмина и по фактическим затратам – стоимость строительства и цена мощности блоков будут утверждаться регуляторами за несколько месяцев до ввода станции в эксплуатацию после анализа сметной документации. Первые такие проекты будут реализованы в ОЭС Юга, где в прошлом году на конкурсный отбор новой генерации (КОМ НГО) никто не пришёл, сочтя потолок капзатрат в 299 тыс. рублей за 1 кВт установленной мощности заниженным на 25–30%. В итоге правкомиссия по развитию электроэнергетики директивно распределила проекты: новые блоки возведут «Газпром энергохолдинг» (ГЭХ), «Технопромэкспорт» (структура «Ростеха»), «Интер РАО» и «Лукойл». Также директивными будут проекты, необходимые для закрытия прогнозного дефицита в столичном регионе, их реализацию планируется поручить «Интер РАО» и ГЭХ. Ещё два проекта получит «Т Плюс» – компания в 2031–2033 годах планирует запустить на ТЭЦ в Перми и Саратове ранее исключённые из программы КОММод-ПГУ энергоблоки с первыми образцами газовой турбины «Силовых машин» ГТЭ-65.
В ближайшее время «директивный перечень» может расшириться за счёт регионов Дальнего Востока. Кабмин постановил провести до 18 августа отбор проектов новой генерации (КОМ НГО) для двух территорий – Приморского края (до 250 МВт), а также Хабаровского края и части Приморского края за сечением «Переход через Амур» (также до 250 МВт). Потолок капитальных затрат на отборах отличается в 4,1 раза: в первом случае он установлен на уровне 183 тыс. рублей за 1 кВт, так как расчёт проведён для газового блока, хотя перспективы газоснабжения проекта неясны, во втором – 753 тыс. рублей для угольной генерации. В секторе нет уверенности в активном участии энергокомпаний в предстоящих отборах: пока известно лишь об одном игроке, проявившем интерес к конкурсам, но большинство компаний, вероятно, воздержится, предполагают в СПЭ. В таком случае нераспределённые проекты перейдут в разряд директивных – исполнителей назначит правительство РФ.
Непонятен пока уровень конкуренции и на очередном отборе в рамках программы модернизации ТЭС (КОММод), который по многолетней традиции был перенесён – в этом году с 1 апреля на 1 октября. Кабмин сейчас продолжает готовить поправки в условия программы. Задержка связана с пересчётом финансовых параметров, поясняют генераторы. Первоначальные расчёты по «калькулятору Ламайера» (определяет цену конкретных мероприятий в рамках модернизации), включённые в проект постановления правительства, базировались на ценах 2022 года и «во время пути собака смогла подрасти», так как основной ценовой всплеск пришёлся на 2023–2024 годы. Предлагавшийся рост цен в 2,2–4,9 раза по отдельным мероприятиям уже неактуален, реальные расходы превышают эти показатели. Документ, скорее всего, будет утверждён в регламентные сроки и конкурс проектов модернизации можно будет провести, как и планировалось, до 1 октября.
По мере распределения проектов всё более острой проблемой становится исчерпание резервов мощности, необходимых для реализации проектов модернизации, так как в период проведения работ блоки останавливаются минимум на полгода. «Системный оператор ЕЭС» по понятным причинам всё чаще не готов согласовывать заявки на временный вывод мощностей.
Впрочем, технические ограничения начинают отходить на второй план по мере ухудшения финансового положения сектора. Генераторы уже не так активно ищут новые проекты и стараются минимизировать число капиталоёмких, говорят в СПЭ. Финансовые ресурсы сектора на фоне сверхвысокой ключевой ставки и большого объёма взятых в рамках КОМ НГО и КОММод обязательств близки к исчерпанию. Часть игроков отрасли, в частности, государственное «РусГидро», близки к тому уровню долговой нагрузки, при котором получить новые кредиты крайне сложно. Две другие группы – игроки, чьё положение пока остаётся устойчивым, и те, у которых оно уже ухудшается.
«Время для инвестиций очень сложное», но так или иначе строить надо, говорят представители сектора. Именно поэтому государство внедряет механизм «директивных проектов», пока поручая компаниям искать заёмное финансирование, но текущий уровень рыночных ставок слишком высок для отрасли. Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики до 2042 года (Генсхема-2042), оценивающая стоимость около 88 ГВт новой генерации в 40 трлн рублей, исходит из ключевой ставки в 8%. 25 июля Центробанк снизил ставку с 20% до 18%, и энергетикам, уже запускающим проекты в рамках Генсхемы, приходится работать по реальным, а не расчётным цифрам.
Один из вариантов снижения стоимости новой мощности за счёт экономии на процентах – авансирование проектов потребителями. Интерес к этой идее проявляет и сама промышленность. По оценкам генераторов, при авансировании 30% капитальных затрат на строительство 88,5 ГВт, оценённых в Генсхеме-2042 в 40,05 трлн рублей, экономия потребителей составит 20 трлн рублей.
Ещё одна коллизия – привязка доходности по механизму договоров предоставления мощности (ДПМ), по которому осуществляется возврат вложений в том числе в рамках КОММод и КОМ НГО, к ставкам ОФЗ. Беря сейчас кредит при высокой ключевой ставке, инвестор начнёт получать средства от оптовых покупателей электроэнергии, когда ставки ОФЗ уже снизятся, что уменьшит поступления и продлит период окупаемости проектов, возможно даже за горизонт их жизненного цикла, отмечают генераторы.
Не решён пока и вопрос своевременной поставки оборудования российскими энергомашиностроителями. Только в этом году правительство перенесло 19 проектов КОММод и отменило 15, в подавляющем большинстве случаев – из-за срыва сроков поставки оборудования. Основные проблемы машиностроителей связаны с литьём и спецификой требований к качеству заготовок, что создаёт трудности не только при создании передовых газовых турбин, но и паросиловых блоков, так как в последние 30 лет эти потребности покрывались за счёт импорта.
С учётом всех перечисленных факторов, одной из тем сентябрьской конференции «Совета производителей энергии» станут варианты минимизации объёмов нового строительства, в том числе высказанная на ПМЭФ идея подумать о снижении привычной только для России 100-процентной надёжности энергоснабжения. Согласие на перспективу временных отключений в периоды пикового потребления может существенно сдержать рост цен на электроэнергию для промышленности, отмечают генераторы.
На строительной площадке Каширской ГРЭС выполнена установка на фундамент первой инновационной газовой турбины ГТЭ-170.1 строящегося ПГУ-900. Далее под управлением ООО «Интер РАО — Инжиниринг» генеральным подрядчиком проекта будут начаты работы по монтажу выносных камер сгораний, обвязке трубопроводов и монтажу вспомогательного оборудования.
Для перевозки оборудования со склада в зону монтажа была построена временная дорога и привлечена специальная техника. Газовую турбину ГТЭ-170.1 первого энергоблока весом около 200 тонн при помощи автокрана и порталов погрузили на специальные тралы и завезли в главный корпус, после чего мостовыми кранами поместили на фундамент. Аналогичным образом в ближайшее время в проектное положение будет установлен генератор газовой турбины и начаты дальнейшие монтажные работы.
Газовая турбина ГТЭ-170.1 первой в России получила статус инновационного энергетического оборудования. Она прошла программу заводских испытаний, а после проведения монтажных, пусконаладочных работ и завершения испытаний будут подтверждены эксплуатационные характеристики турбины.
На строительную площадку турбина была доставлена в начале марта. Для поддержания требуемых условий хранения (производитель оборудования гарантирует бесперебойную работу при обеспечении условии хранения при температуре не ниже 5 градусов тепла) был сконструирован специальный ангар с системой поддержания температуры и влажности. Ежедневно специалисты делали замеры температуры воздуха, не допуская её изменения за критическую отметку.
Проект строительства ПГУ на Каширской ГРЭС мощностью 900 МВт отобран для участия в государственной программе модернизации теплоэнергетики в рамках квоты, выделенной для проектов с использованием инновационных образцов энергетического оборудования. На площадке Каширской ГРЭС планируется строительство двух дубль-блоков ПГУ-460 на базе полностью российской газовой турбины ГТЭ-170, созданной АО «Силовые машины» при поддержке Минпромторга России.
На данный момент выполнено устройство фундаментов под основное оборудование, смонтирован каркас и завершается монтаж ограждающих конструкций главного корпуса, также осуществляется монтаж четырёх котлов-утилизаторов и насосного оборудования. Одновременно идут работы по устройству фундаментов вспомогательных объектов: трансформаторов и противопожарных стен, здания циркуляционной насосной станции, здания административно-бытового корпуса, проходной и химического цеха. Ведутся работы по устройству фундаментов и каркасов технологических и электрических эстакад, работы по монтажу ограждающих конструкций здания КРУЭ, отделочные работы помещений электротехнического отделения ГК, монтаж металлоконструкций и водораспределительной системы градирен №1 и №2, устройство силовых полов тепло-холодного склада, устройство инженерных сетей и т.д.
Заказчик проекта — ООО «Каширская ГРЭС» (филиал АО «Интер РАО — Электрогенерация»), технический агент заказчика — ООО «Интер РАО — Инжиниринг». Проектирование и строительство осуществляют компании Группы «Интер РАО»: ООО «КПЭИ» и ООО «Энергосеть». В проекте также будет задействовано оборудование предприятий Группы «Интер РАО» — «Воронежский трансформатор», «Невский трансформатор», ООО «Мосэлектрощит».
В Костромской области реализуется крупнейший в стране проект обновления электростанции.
Костромская ГРЭС — один из значимых энергетических объектов для Костромской области и центральной России. Станция входит в тройку крупнейших тепловых электростанций страны, она обеспечивает электрической энергией более 40 регионов России. ГРЭС в Волгореченске вырабатывает около 1,5% от общего объёма производимой в России электроэнергии и 94,8% электроэнергии в Костромской области.
В настоящее время в рамках программы модернизации тепловой генерации, которую инициировал Президент России Владимир Путин, проводится масштабное обновление станции. Реализация проектов модернизации идёт во взаимодействии с региональными властями. В августе 2020 года губернатор Костромской области Сергей Ситников подписал соглашение с компанией «Интер РАО» о поддержке одного их самых масштабных проектов модернизации тепловых электростанций в стране.
Отбор для участия в программе прошли все восемь энергоблоков 300 МВт Костромской ГРЭС. Модернизация четырех из них уже завершена. Современные технические решения позволили увеличить мощность энергоблоков на 10% и снизить удельный расход топлива в среднем на 3%. Парковый ресурс оборудования продлён на 200 тысяч часов.
На встрече Сергей Ситников и Сергей Дрегваль обсудили пятый по счёту проект модернизации — на энергоблоке со станционным номером 3. Он стартовал в конце 2024 года. Проект модернизации предусматривает большой объём работ — замену цилиндров высокого и среднего давления, частичную замену элементов проточной части цилиндра низкого давления, замену генератора и автоматизированной системы управления блоком, поверхностей нагрева котла. Поставка обновлённой мощности турбоагрегата запланирована на ноябрь 2025 года.
