Силовой остров

04.08.2025 Газета ТГК-1 «Энергия Северо-Запада», август 2025

В начале июля стартовали строительно-монтажные работы по техническому перевооружению турбоагрегата №4 в рамках КОММод (конкурентный отбор проектов модернизации) на Василеостровской ТЭЦ — ключевом объекте энергоснабжения острова.

В ходе работ специалистам предстоит демонтировать устаревшую турбину, её вспомогательное оборудование и установить современную машину нового поколения. Завершить проект реконструкции турбоагрегата планируется осенью 2026 года.

Большая распаковка

В рамках технического перевооружения турбоагрегата №4 Василеостровской ТЭЦ начался один из самых интересных этапов: новую паровую турбину и вспомогательное оборудование отгрузили на территорию ТЭЦ, начались строительно-монтажные работы. В виду масштабности проекта разгрузка и доставка оборудования происходит поэтапно. Его транспортировку до будущего места постоянной работы (турбинного отделения) специалисты ТЭЦ проводят с ювелирной точностью и аккуратностью — места вокруг немного, всё происходит в условиях работающей станции.

Поколения уральских турбин

Старая турбина ПТ-25-90/10 была введена в эксплуатацию в далёком 1962 году и значительно превысила свой парковый ресурс. До последнего времени машина работала на сниженных параметрах свежего пара, чтобы продлить ресурс металла.

Очевидно, что для стабильной и надёжной работы станции существующую турбину необходимо менять. Сейчас её место готовится занять новая паровая турбина ПТ-25/30-8,8. Обе, советская и российская — производства Уральского турбинного завода, что демонстрирует преемственность поколений энергетического машиностроения страны.

Всё, что не заменим — модернизируем

Итак, какие конкретные технические решения будут реализованы в ходе модернизации?

Помимо самой турбины будет заменен её конденсатор — он тоже имеет значительный износ. Также предел температуры, пропускаемой через старый конденсатор обратной сетевой воды, составляет 60°С. Новый конденсатор снимет это ограничение и позволит работать в режиме «ухудшенного вакуума» (когда в качестве охлаждающей среды может использоваться как техническая вода, так и обратная сетевая) с подачей в конденсатор обратной сетевой воды температурой уже 70°С. Новый конденсатор рассчитан на увеличенный расход циркуляционной воды — 5000 т/ч.

Также модернизируют два основных пароструйных эжектора — они станут эффективнее и экономичнее. Под замену пойдут и трубопроводы отборов пара на регенерацию, маслопроводы и запорная арматура.

Новая турбина и её вспомогательное оборудование получат новый «мозг» — отечественную систему автоматического управления, которая повысит надежность работы турбины и контроль над рабочими параметрами оборудования ТЭЦ в режиме реального времени. А новая электрогидравлическая система, интегрированная в систему управления турбиной, позволит управлять ей по заданной программе с помощью сигналов от АРМ. Словом, новая турбина будет «отзывчивой», хорошо управляемой и надёжной.

При строительстве Василеостровской ТЭЦ электротехническое оборудование устанавливалось в соответствии с экономически целесообразным на тот момент (1932 год, активная реализация плана ГОЭЛРО) нижним классом напряжения 0,5 кВ, что на сегодняшний день является нетиповым техническим решением. Поэтому в ходе технического перевооружения всё сопутствующее электротехническое оборудование турбины будет унифицировано под единый класс напряжения, будут заменены на новые трансформаторы собственных нужд типового класса напряжения 6/0,4 кВ. Это обеспечит повышенную ремонтопригодность оборудования (детали для типового класса всегда есть в наличии), а также стабильность системы электроснабжения самой станции.

Василеостровская ТЭЦ играет важнейшую роль в организации энергоснабжения Васильевского острова с населением около 200 тысяч человек. Помимо населения ТЭЦ также обеспечивает энергией и крупных промышленных потребителей — Балтийский завод, Морской порт, территорию «Севкабель порта».

Установленная электрическая мощность станции — 135 МВт.
Установленная тепловая мощность — 1153 Гкал/ч.

Главными эффектами модернизации станут:

• Повышение надёжности работы станции
  и энергоснабжения потребителей
• Повышение коэффициента полезного действия турбоагрегата
• Возможность обеспечения перспективных тепловых и электрических нагрузок

Строго по графику

Проект такой масштабной реконструкции турбоагрегата №4 реализуется поэтапно и является продолжением комплексного обновления оборудования Василеостровской ТЭЦ.

Октябрь 2021

— начало проектно-изыскательских работ

Ноябрь 2024

— утверждение проектной документации по проекту

Апрель 2025

— поставка турбины на Василеостровскую ТЭЦ

Июль 2025

— начало строительно-монтажных работ

Октябрь 2026

— завершение реконструкции

Всё оцифровано

Проект по техническому перевооружению турбоагрегата №4 на Василеостровской ТЭЦ также отслеживается в цифровой среде, как теперь принято в ТГК-1.

Перед началом проектирования на станции собрали данные с помощью лазерного сканирования и создали трёхмерную модель по облаку точек. «Оцифрованная» копия объекта содержит информацию о пространственном положении существующих конструкций, что позволило минимизировать коллизии на стадии проектирования. В свойства элементов модели занесены и технические характеристики из архивной документации.

Разработку проекта вели специалисты нашего собственного проектного центра, создавая проектную модель в отечественном программном обеспечении.

04.08.2025 Минэнерго Республики Казахстан

В рамках рабочей поездки Вице-министр энергетики РК Сунгат Есимханов посетил ряд ключевых энергетических объектов Туркестанской области и города Шымкент, где ознакомился с ходом подготовки к предстоящему отопительному сезону 2025–2026 годов.

В Кентау Сунгат Есимханов посетил Кентаускую ТЭЦ-5, входящую в состав ГКП «Кентау сервис». В ходе визита вице-министр осмотрел текущее состояние энергетического оборудования и провёл совещание с руководством предприятия, в ходе которого были рассмотрены вопросы хода ремонтной кампании. В текущем году на ТЭЦ запланирован капитальный ремонт котлов №5 и №6, а также текущий ремонт двух турбин. На сегодняшний день завершён капитальный ремонт котла №6, продолжаются работы на котле №5, завершён монтаж дымовых труб.

Также в Туркестанской области вице-министр посетил ТОО «ПГУ Туркестан» и ознакомился с реализацией проекта по строительству электростанции на базе парогазовой установки маневренного режима генерации общей мощностью до 1000 МВт. Были заслушаны доклады председателя правления ТОО «ПГУ Туркестан» Куаныша Бектемирова и представителя компании Doosan Enerbility. Вице-министр также осмотрел объекты строительства, логистическую и складскую инфраструктуру, где ведётся приём высокотехнологичного оборудования со всего мира.

Кроме того, вице-министр посетил АО «3-Энергоорталық» в Шымкенте, где ознакомился с ходом подготовки к отопительному сезону. Особое внимание было уделено соблюдению сроков и объёмов ремонтных работ основного оборудования, вопросам технологических нарушений, эксплуатации генерирующих мощностей, а также рискам, связанным с работой теплоэнергетического оборудования.

Рабочая поездка стала частью системной работы Министерства энергетики РК по обеспечению устойчивого и безопасного прохождения отопительного сезона 2025–2026 годов.

04.08.2025 СГК

На Новосибирской ТЭЦ-4 специалисты приступили к замене потолочного пароперегревателя котла №10. 30 тонн труб, отработавших свой ресурс, демонтировали, чтобы установить новые. Ремонт увеличит коэффициент полезного действия агрегата, а экологический эффект приведет к снижению расхода топлива.

Специалистам СибЭР — ремонтного подразделения СГК — предстоит выполнить сверхтиповой объем работ: заменить трубы потолочного пароперегревателя общим весом 30 тонн. Пароперегреватели — это тонкие трубы, внутри которых течет пар, а снаружи сквозь них проходят дымовые газы. Газы отдают свое тепло и нагревают пар до +540 °С. Из пароперегревателей он попадает в турбину. Турбина раскручивает генератор, и вырабатывается электрическая энергия.

Сейчас на котле занято 12 сотрудников СибЭР, специалисты полностью демонтировали трубы потолочного пароперегревателя. — Приступаем к монтажу новых труб пароперегревателя, предстоит заварить 1500 стыков. Чтобы ускорить процесс увеличим число сотрудников на объекте, а именно сварщиков. К началу отопительного периода работы завершим, — отметил мастер участка по ремонту котельного оборудования СибЭР Дмитрий Андронов. После этого качество стыков проверят дефектоскописты СибИАЦ — сервисного подразделения СГК.

Ремонт повысит надежность работы оборудования в осенне-зимний период, что особенно важно в период высоких тепловых нагрузок. А рост эффективности агрегата позволит уменьшить объем сжигаемого топлива и, соответственно, снизить выбросы. Капитальный ремонт планируют завершить к сентябрю 2025 года. Объем вложений энергокомпании составит более 62 млн рублей. В 2025 году на ремонтную программу четырех ТЭЦ Новосибирска и Барабинской ТЭЦ в Куйбышеве СГК направит 5 млрд рублей. 

04.08.2025 СГК

На Беловской ГРЭС Сибирской генерирующей компании завершается капитальный ремонт энергоблока №3, который вырабатывает электроэнергию в единую сеть, а также вместе с энергоблоком №5 участвует в обеспечении теплоснабжения посёлка Инской и центральной части города Белово. Рассказываем, какие работы были проведены за четыре последних месяца.

Ремонтные работы на энергоблоке №3 стартовали в апреле текущего года. Они были запланированы как на двухкорпусном котлоагрегате, так и на турбоагрегате и генераторе. Так, на корпусе А котлоагрегата наряду с типовыми работами в рамках капитального ремонта выполнены и сверхтиповые работы — замена десяти крайних ширм пароперегревателя, ремонт электродвигателя мельницы, а также замена конструкций бункера сырого угля.

На корпусе Б котлоагрегата в рамках сверхтиповых работ проведена замена 84 пакетов конвективного пароперегревателя с входными и выходными коллекторами. Кроме того, по инвестиционной программе на энергоблоке было заменено 80 тонн главных паропроводов высокого давления с опорно-подвесной системой. При работе энергоблока эти трубопроводы, доставляя от котла к турбине пар температурой до 545 градусов под давлением до 140 атмосфер, испытывают колоссальные нагрузки. Свой нормативный срок они отслужили, поэтому нуждались в замене. Новые паропроводы будут способны выдержать 200 тысяч часов работы и 3 тысячи пусков.

На турбоагрегате был также выполнен внушительный объем ремонтных работ. Например, заменены горизонтальные компенсаторы циркуляционных водоводов, по которым из Беловского водохранилища подается вода для охлаждения пара.

Вместе с этим ремонт прошел электродвигатель циркуляционного насоса, который качает охлаждающую воду. Был произведен капитальный ремонт турбоагрегата, включающий в себя восстановление проточной части до формулярных, то есть изначально установленных, значений, а также проведение заводского ремонта ротора среднего давления на специализированной производственной площадке в Екатеринбурге.

На генераторе поменяли статор — поставили резервный, который капитально отремонтировали в прошлом году. Ротор тоже проходил заводской ремонт — он также уезжал на площадку спецпредприятия в Екатеринбурге.

Кроме того, на турбоагрегате №3 в рамках инвестиционной программы идет монтаж системы шариковой очистки конденсатора турбины. Эта автоматизированная, экологически чистая, профилактическая очистка, которая производится непосредственно во время работы конденсационной установки и позволяет поддерживать исходную чистоту внутренней поверхности теплообменных трубок. При этом нет необходимости в остановке энергоблока.

Аналогичная система была внедрена в 2024 году на энергоблоке №1 и доказала свою эффективность. Поэтому было принято решение в 2025 году установить ее на энергоблоке №3, а в 2026-ом — на энергоблоке №6. Сейчас на энергоблоке №3 идут завершающие этапы ремонта — выполняется монтаж тепловой изоляции и окожушивание трубопроводов, сборка проточной части цилиндра среднего давления, восстановление теплоизоляционного слоя наружной части цилиндров высокого и среднего давления и другие работы.

В работу обновленный энергоблок №3 будет введён в августе текущего года. А с началом отопительного сезона он, вместе с энергоблоком №5, будет обеспечивать подогрев сетевой воды для теплоснабжения потребителей в посёлке Инском и центральной части города Белово (это более 55 тысяч кузбассовцев). И, конечно же, наряду с другими энергоблоками Беловской ГРЭС — вырабатывать электроэнергию для региона.

04.08.2025 Переток

Ключевой темой в российской электроэнергетике в стартующем в сентябре деловом сезоне станет поиск источников инвестиций для строительства новой генерации. К 2042 году для обеспечения растущих потребностей и замены изношенных мощностей в рамках Генсхемы планируется построить 88,5 ГВт, что оценивается в 40 трлн рублей, из которых у самих энергетиков набирается лишь 1 трлн. Сейчас и участники рынка, и регуляторы на фоне крайне высоких кредитных ставок активно обсуждают возможность внедрения альтернативных инвестиционных механизмов, в частности, авансирования строительства новых мощностей. Этот инструмент интересен и промышленности, которая сможет снизить свои будущие расходы. Но для расширения возможностей необходимо развивать также систему двухсторонних соглашений, говорят промпотребители. Об одном из вариантов таких инвестдоговоров рассказывает директор «Сообщества потребителей энергии» Валерий Дзюбенко.

В российской электроэнергетике наступает момент истины: выбывающие мощности требуют замещения, при этом стоимость капитала остаётся очень высокой, что делает использование привычных механизмов, таких как договор предоставления мощности (ДПМ) и его аналогов, всё менее оправданным с точки зрения экономики. Можно ли добиться тех же целей, но с меньшими издержками? Среди возможных инструментов в отрасли уже обсуждается авансирование инвестиций в генерацию в текущих платежах за мощность (аналог целевой инвестсоставляющей (ЦИС) и Construction Work in Progress, CWIP). Есть ли другие? Один из ответов – набирающий популярность в мире механизм контрактов на разницу цен (Contract for Differences, CfD).

Что такое CfD и как он работает

Контракт на разницу цен – это договор между инвестором (генерирующей компанией), потребителями и регулятором, в котором фиксируется цена (strike price), обеспечивающая возврат инвестиций. Если рыночная цена (reference price) выше фиксированной цены – инвестор возвращает разницу потребителям. Если ниже – получает от них доплату. Это не субсидия, а страховка от волатильности. И главное – без завышенных цен: инвестор не может получать сверхдоход в случае рыночного «ралли», а потребитель не переплачивает.

Наиболее развитая и масштабная модель CfD функционирует в Великобритании с 2014 года. Через серию конкурентных аукционов правительство обеспечило финансирование для ветропарков, солнечных и атомных электростанций с суммарным объёмом мощности около 30 ГВт. Strike price снижались с каждым раундом: со £140 до £37 за 1 МВт•ч. К примеру, оффшорный ветропарк Hornsea Two получил CfD с фиксацией цены ниже средней рыночной – £57,5 за 1 МВт•ч, что позволило привлечь финансирование и быстро развернуть строительство.

ЕС рекомендует использовать CfD для поддержки новых ВИЭ-, гидро- и атомных проектов. Нидерланды пошли ещё дальше – для некоторых ветропарков фиксированная цена равна нулю, то есть генераторы зарабатывают только на рынке, а государство берёт на себя инфраструктурные риски. В Латинской Америке, где высока макроэкономическая нестабильность, CfD применяются для защиты долгосрочных инвестиций: в Чили – для солнечных электростанций с горизонтом 15 лет.

Однако при неправильной калибровке strike price (завышении прогнозных цен и объёмов спроса) у потребителей есть риск переплаты.

CfD и ДПМ

С момента запуска первой волны ДПМ в 2008 году механизм обеспечил ввод более 40 ГВт новых мощностей на ТЭС, АЭС и ГЭС. Инвестор получал гарантированный доход за готовность мощности независимо от того, сколько она реально генерирует. Это позволило модернизировать генерацию, привлечь инвестиции и сдержать рост аварийности. Но модель начала «скрипеть», не оправдывая ожидания потребителей. Почему? Во-первых, оплата за готовность, а не за эффективность позволяет полностью окупаться даже простаивающим объектам, что увеличивает тарифно-ценовую нагрузку на потребителей. Во-вторых, существует проблема непрозрачности критериев и порядка выбора проектов, фактическое отсутствует конкуренция.

В дискуссиях вокруг эффективности механизма ДПМ и его более поздних аналогов (КОММод, КОМ НГО) есть один очень важный аспект – доля доходов инвестора на рынке электроэнергии (РСВ), засчитываемая в инвестиционный платёж потребителей. Её размер устанавливается регулятором или заявляется инвестором, но варьируется до максимального предела в 38%. Другими словами, если доходы на РСВ за счёт ценового ралли превысили учитываемый в инвестиционном платеже долевой предел, они остаются в распоряжении инвестора. Сценарий джекпота, позволяющий инвестору окупить вложения раньше, не устраивает потребителей – они вынуждены продолжать вносить инвестиционные платежи из-за отсутствия у механизма ДПМ должной гибкости. Механизм CfD исключает такой сценарий – доходы балансируются, исходя из фиксированного объёма выручки, и потребители не переплачивают.

У ДПМ и его производных в этой связи есть ещё один ключевой изъян. Простаивающие вновь построенные станции полностью окупаются за счёт потребителей. Например, минимальная доля учитываемого дохода на РСВ для проектов КОММод, установленная регулятором на уровне 4%, позволяет инвестору получить фактически весь заявленный доход за счёт платежей потребителей на рынке мощности с минимальной загрузкой. Примеры, когда инвестор заявил доходность РСВ выше 4%, единичны. CfD этого изъяна лишён. Для соблюдения условий контракта владельцы новой генерации заинтересованы максимизировать её загрузку, тем самым усиливая конкуренцию и способствуя снижению цены, от слишком сильного падения которой инвестор этим же контрактом застрахован.

Сценарий мягкой и эффективной трансформации инвестиционного процесса

Если отбросить незначительные детали и тонкости, можно утверждать, что CfD уже применяется в России и доказал свою работоспособность. Таковыми являются договоры ДПМ АЭС/ГЭС и ДПМ ВИЭ 2.0. Они обеспечивают фиксированные доходы поставщика с балансировкой платежа по расчётному и фактическому объёму выработки без риска переплат для потребителей.

Эволюционная трансформация в своё время позволила устранить некоторые недостатки и усовершенствовать механизм гарантирования инвестиций (МГИ) для покрытия локальных дефицитов времён начала отраслевой реформы в современный КОМ НГО.

Усовершенствование механизма ДПМ ВИЭ также позволило создать предсказуемый и прозрачный способ инвестирования, который с определёнными допущениями можно масштабировать на другие виды генерации. Никакой механизм не идеален. CfD – это своего рода контракт на будущее, а значит, он зависит от качества прогнозов и администрирования. Тем не менее, уровень риска для всех сторон представляется более сбалансированным и приемлемым, чем в ДПМ и КОММод.

Исходя из этого, распространение уже опробованного на ВИЭ CfD на тепловую генерацию, внедрение свободных двусторонних инвестиционных контрактов (PPA), апробация механизма авансирования инвестиций в текущих платежах (CWIP) вкупе с уже реализуемыми проектами КОММод и КОМ НГО может представлять собой сбалансированный микс инвестиционных механизмов для воплощения сценария мягкой и эффективной трансформации инвестиционного процесса в отрасли.