В торжественной церемонии приняли участие Председатель Правления ПАО «Газпром» Алексей Миллер, Губернатор Тульской области Дмитрий Миляев, генеральный директор ООО «Газпром энергохолдинг» Денис Федоров и генеральный директор ООО «Газпром энергохолдинг индустриальные активы» Дмитрий Лисняк.
Председатель Правления ПАО «Газпром» Алексей Миллер и генеральный директор ООО «Газпром энергохолдинг» Денис Федоров
Литейный комплекс в Тульской области – высокотехнологичное специализированное предприятие по выпуску лопаток для промышленных, энергетических и судовых типов газовых турбин. Такие турбины «Газпром» использует в составе газоперекачивающих агрегатов на объектах добычи и транспортировки газа по всей России.
Турбинные лопатки – ключевой и самый сложный в изготовлении элемент конструкции газовых турбин. Лопатки необходимо периодически менять, поскольку они работают под воздействием высоких температур и механических нагрузок.
Комплекс будет выполнять полный цикл литейных операций – от создания 3D-модели будущей лопатки и изготовления высокоточной литейной формы до механической обработки и испытаний качества готовой продукции. Для этого на заводе предусмотрено двенадцать технологических участков.
Генеральный директор ООО «Газпром энергохолдинг индустриальные активы» Дмитрий Лисняк и губернатор Тульской области Дмитрий Миляев
Ключевое технологическое оборудование для литейного комплекса изготовлено в России.
Это, прежде всего, важнейшие установки литейного цеха – современные индукционные вакуумные печи, внутри которых выплавляется специальный жаропрочный сплав.
Комплекс будет выполнять полный цикл литейных операций
Мощности нового предприятия способны полностью обеспечить потребности «Газпрома» в лопатках для газоперекачивающих агрегатов. В Тульской области будет производиться более 50 наименований продукции. Серийный выпуск начнется в 2026 году. В дальнейшем будет осуществляться производство лопаток и для новых типов установок. Кроме того, ожидается, что продукция комплекса будет востребована другими предприятиями топливно-энергетического комплекса России и ведущими отечественными производителями газовых и энергетических турбин.
Алексей Миллер:
«Учитывая важность этих элементов – турбинных лопаток – «Газпром» решил, что будет самостоятельно полностью обеспечивать свою потребность в них. И поставил перед собой амбициозную цель: в короткие сроки, за два года, построить самое современное, высокотехнологичное производство в России. Эта задача решена. Запуск литейного комплекса в работу наглядно демонстрирует рост инженерных компетенций и укрепление технологического суверенитета нашей страны».
Специалисты «Института Теплоэлектропроект» (входит в «ТЭК Мосэнерго» ГК НПС) выполняют проектирование Динской ТЭС в Краснодарском крае. Уже завершены инженерные изыскания на основной площадке строительства, в настоящее время ведутся инженерные изыскания по трассам газопровода. В ближайшее время специалисты приступят к геологоразведочным работам по поиску источников воды для целей технического водоснабжения.
Инженерные изыскания включают в себя гео¬дезические, геологические, геофизические исследования и микросейсморайонирование. По итогам их проведения будет получена точная информация о природных условиях строительной площадки, степени их возможных изменений. Инженерно-геологические изыскания позволяют получить данные о составе грунтов, подземных водах, оценить геологические процессы. Собранные данные после их обработки будут использоваться для выбора наиболее оптимальной схемы размещения сооружений, обоснования проектных предложений, включая типы фундаментов.
В ноябре 2024 года Правительственная комиссия РФ по вопросам развития электроэнергетики одобрила строительство новых энергообъектов в Объединенной энергосистеме Юга России, среди них Динская ТЭС вблизи станицы Новотитаровская Динского района. В апреле 2025 года «ГЭХ Инжиниринг» и «Институт Теплоэлектропроект» заключили договор о проектировании энергообъекта.
Проектом предусмотрено строительство двух блоков ПГУ мощностью 235 МВт каждый. В состав каждого энергоблока войдут газовая турбина, котел-утилизатор, паровая конденсационная турбина. Весь объем проектных работ планируется завершить в 4-м квартале 2026 года.
Парогазовая теплоэлектростанция общей мощностью 470 МВт будет работать на природном газе. Она снизит дефицит электрической мощности в регионе, где наблюдается постоянный рост энергопотребления.
На Петербургском международном газовом форуме Объединенная двигателестроительная корпорация Ростеха представляет прорывную разработку для топливно-энергетического комплекса — новейший газотурбинный двигатель НК-36СТ-32
Это первый российский двигатель мощностью 32 МВт, созданный специалистами самарского предприятия ОДК-Кузнецов. Он предназначен для ключевых задач отрасли: работы в составе газоперекачивающих агрегатов.
«Госкорпорация Ростех решает стратегическую задачу по обеспечению технологического суверенитета страны в самых наукоемких и высокотехнологичных отраслях. Среди них — модернизация инфраструктуры топливно-энергетического комплекса. Наша ОДК уже производит двигатель НК-36СТ мощностью 25 МВт, который успешно эксплуатируется на объектах ТЭК. Однако сегодня одними из наиболее востребованных агрегатов в газовой отрасли являются установки мощностью 32 МВт. Ранее в данном классе отечественных разработок не было. Создание нового двигателя позволит решить вопрос импортозамещения, что открывает новые возможности для развития газовой отрасли России», — сказал исполнительный директор Госкорпорации Ростех Олег Евтушенко
Уже изготовлен и успешно прошел этап заводских испытаний первый опытный образец, который полностью подтвердил свои технические характеристики.
«Объединенная двигателестроительная корпорация серийно производит широкую линейку продукции для топливно-энергетического комплекса России. Одними из самых востребованных являются индустриальные двигатели серии НК. Сейчас более 630 двигателей этой серии успешно эксплуатируются на объектах ТЭК. Опытный образец нового двигателя НК-36СТ-32
в сентябре 2025 года успешно прошел первый этап комплексных заводских испытаний. На них двигатель вышел на номинальную мощность 32 МВт и подтвердил заявленные технические характеристики», – отметил генеральный директор ОДК, член Бюро правления общероссийского отраслевого объединения работодателей «Союз машиностроителей России» Александр Грачев.
Ключевые преимущества НК-36СТ-32
обладает востребованной для российских индустриальных двигателей мощностью и высоким КПД — 38%, что обеспечит значительную топливную экономичность
оснащен современной малоэмиссионной камерой сгорания, что минимизирует воздействие на окружающую среду
двигатель может использоваться как в новых проектах, так и при модернизации действующих объектов ТЭК
конструктивная преемственность с хорошо зарекомендовавшим себя базовым серийным двигателем НК-36СТ-25 позволяет снизить затраты на модернизацию существующих компрессорных станций.
Специалисты АО «Хабаровская ремонтно-монтажная компания» (входит в Группу «РусГидро») завершили ключевые этапы масштабной ремонтной кампании на Благовещенской ТЭЦ. Основное оборудование станции подготовлено к работе в условиях низких температур, что позволило энергетикам АО «ДГК» начать поэтапную подачу тепла в жилые дома и социальные объекты Благовещенска с 6 октября по 09 октября 2025 года.
Среди реализованных работ, выполнен капитальный ремонт турбоагрегата №3 и турбогенератора №3, включая замену участков паропроводов, ремонт ротора низкого давления и диагностику вспомогательных систем. Также состоялся средний ремонт котлоагрегата №4 с заменой 100 тонн газоходов электрофильтров и модернизацией ключевых узлов, текущий ремонт котлоагрегата №1 и капитальный ремонт котлоагрегата №2 с заменой воздухоподогревателей, газовоздушных траков и горелочные устройства.
«Наша задача — обеспечить стабильную работу оборудования в период пиковых нагрузок. Все работы выполнены в срок, что подтверждается готовностью ТЭЦ к старту отопительного сезона», — отметил Эдуард Шмидт, директор СП «Филиал Амурский» АО «Хабаровская ремонтно-монтажная компания».
Ремонтная кампания на Благовещенской ТЭЦ продолжается, однако основные работы, необходимые для начала отопительного сезона, завершены. Станция функционирует в штатном режиме, обеспечивая теплом и электроэнергией потребителей Амурской области.
Символический старт работе энергоблока дали в формате телемоста глава Республики Башкортостан Радий Хабиров и генеральный директор Башкирской генерирующей компании (БГК) Тимофей Дубровский в рамках открытия Российского энергетического форума в Уфе.
Энергоблок № 1 Кармановской ГРЭС обновлён с применением оборудования «Силовых машин» в рамках правительственной программы модернизации объектов тепловой генерации (КОММод). В результате номинальная мощность блока возрастёт на 14,8 МВт и достигнет 330 МВт.
При модернизации выполнена замена цилиндра высокого давления паровой турбины К-315-240-3М, проточной части цилиндра низкого давления, комплексная замена генератора. Проведённые работы позволят улучшить показатели экономической эффективности энергоблока, продлить ресурс оборудования на срок не менее 30 лет и обеспечить его надёжную и безаварийную работу.
Также БГК по программе КОММод будет обновлен энергоблок № 2 Кармановской ГРЭС, для которого «Силовые машины поставят» генератор и комплектную паровую турбину К-330-23,5-1Р.
Ранее, в декабре 2022 года был введен в эксплуатацию модернизированный энергоблок № 3 мощностью 316 МВт, также обновленный с помощью оборудования производства «Силовых машин».
На энергоблоке №16 Сургутской ГРЭС-1 установлен ротор турбогенератора ТВВ-220-2ЕУ3 длиной 10,8 метра и массой 48 тонн. В настоящее время также ведутся работы по монтажу основного и вспомогательного оборудования турбины, металлоконструкций, внедряется автоматизированная система управления технологическими процессами.
На ТЭЦ-части Киришской ГРЭС в проектное положение установлен статор турбогенератора №4. 80-тонная конструкция была перемещена с площадки временного хранения с использованием мостового крана. Предварительно проведены операции по доработке и подливке существующего фундамента, установке новых закладных деталей, рам и анкерных шпилек.
Модернизация энергоблоков Сургутской ГРЭС-1 и Киришской ГРЭС ПАО «ОГК-2» с применением оборудования производства «Силовых машин» осуществляется в рамках государственной программы конкурентного отбора модернизируемых мощностей (КОММод) для обеспечения надежных и бесперебойных поставок тепловой энергии потребителям.
Электроэнергетика на протяжении многих лет кредитовала экономику в целом, однако, эпоха низких цен на электроэнергию завершается, что подтверждается и прогнозами Минэкономразвития России. Основная причина – недофинансирование инвестиций, связанное с тарифными ограничениями. Об этом сообщил Председатель Правления Ассоциации «НП Совет рынка» Максим Быстров, выступая на Всероссийской тарифной конференции ФАС России.
«По данным Совета рынка по итогам семи месяцев 2025 года средневзвешенные конечные цены для населения и потребителей первой ценовой категории выросли к аналогичному периоду 2024 года на 11% и 13,6% соответственно. Цены опередили индекс потребительских цен (ИПЦ). При этом накопленное отставание от ИПЦ с 2018 года составляет около 17,2% для населения и 5,4% – для первой ценовой категории», — сказал он.
Продолжая тему конечных цен на электроэнергию, Максим Быстров отметил, что размах среднего значения конечной цены для потребителей по федеральным округам составляет около 20%, что корректно отражает режимно-балансовую ситуацию и структуру генерации, за исключением цен в ДФО, так как часть субъектов ДФО включена в состав ценовой зоны только с начала 2025 года и сейчас доля либерализации ГЭС на Дальнем Востоке составляет всего 2,5%. Председатель Правления Ассоциации особо подчеркнул, что по модельной оценке Совета рынка — в случае 100%-ной либерализации ГЭС средняя конечная цена в ДФО в 2026 году была бы ниже чем в Южном федеральном округе.
«Расчеты показывают, что нужно переходить к ускоренной либерализации на Дальнем Востоке, потому что развитие электроэнергетики в этом регионе особенно требует формирования инвестиционного ресурса. А формироваться он может только из того, что компании зарабатывают на рынке», — добавил Максим Быстров.
Также в своем выступлении Председатель Правления Ассоциации затронул проблему перекрестного субсидирования. По его словам, нужно актуализировать величины перекрестного субсидирования, а также определить новые ориентиры по целевым величинам перекрестки в электросетевом комплексе. Необходимо провести комплексную оценку проектов в части влияния на величину перекрестного субсидирования.
«Предлагаем рассмотреть новый подход к оценке перекрестного субсидирования, а именно ее расчет на одного жителя региона. Мы провели такую работу и выяснили, что в среднем на одного жителя приходится около 250 рублей в месяц. Сложно охарактеризовать этот уровень как сколько-нибудь значимый. При этом ликвидация перекрестного субсидирования между населением и прочими потребителями могла бы обеспечить поток средств для инвестиций в электроэнергетику в размере более 300 млрд руб. Просьба учитывать это при установлении диапазонов на ближайшие годы», — отметил Максим Быстров.
Всероссийский теплотехнический институт (АО «ВТИ») завершил комплексную работу по оценке возможности, срока и условий дальнейшей эксплуатации газотурбинной установки (ГТУ) Молдавской ГРЭС. Комплексное исследование показало, что установка готова к безопасной работе ещё 25 000 часов.
В рамках проекта проанализирован режим эксплуатации ГТУ, проведён контроль состояния металла основных элементов турбины, исследованы рабочие лопатки 1-й и 2-й ступеней ротора. Особое внимание уделялось оценке повреждаемости деталей, термонапряжённому состоянию и циклической прочности ротора. По итогам работы установлено: газотурбинная установка, отработавшая более 107 000 часов, может продолжить эксплуатацию ещё 25 000 часов или 1 200 пусков при проектных параметрах. Институт также предоставил рекомендации по контролю состояния металла.
«Опыт, накопленный АО «ВТИ» в области диагностики паровых турбин, мы успешно применяем и для газовых турбин. В случае с Молдавской ГРЭС это особенно важно: станция удалена от основных научных центров России, и проведение работ потребовало высокой степени координации. Тем не менее специалисты Института подтвердили возможность продления ресурса оборудования, что открывает для заказчика дополнительные горизонты его эксплуатации», — подчеркнул Алексей Пчелинцев, директор по аналитическим исследованиям АО «ВТИ».
Работа Института имеет прикладное значение не только для Молдавской ГРЭС, но и для всей генерации. Продление ресурса газотурбинных установок позволяет оптимизировать капитальные затраты предприятий, снизить риск внеплановых остановок и обеспечить надежность энергоснабжения в долгосрочной перспективе.
Генеральный директор АО «ВТИ» Иван Болтенков отметил: «Сегодня энергетика ищет баланс между модернизацией и эффективным использованием действующего оборудования. ВТИ вносит свой вклад в эту задачу — наши исследования позволяют продлевать срок службы турбин без снижения надежности, предоставляя компаниям возможность планировать обновление мощностей более взвешенно».
Завершенные работы подтвердили научно-технический потенциал ВТИ как центра экспертизы по продлению ресурса энергетического оборудования. Институт продолжает развивать компетенции в области диагностики газовых турбин, что востребовано крупнейшими энергокомпаниями в России и за ее пределами.
Насколько актуален вопрос развития распределенной генерации? Требует ли он совершенствования отраслевого законодательства, снятия административных барьеров? Нужны ли какие-то особые механизмы или меры поддержки со стороны государства, чтобы способствовать продвижению собственной генерации в удаленных районах России?
На эти и другие вопросы в ходе Открытого интервью главному редактору газеты «Энергетика и промышленность России» Валерию ПРЕСНЯКОВУ ответил первый заместитель председателя Комитета Госдумы РФ по энергетике Валерий СЕЛЕЗНЕВ.
— С каждым годом вовлеченность в диалог отраслевого сообщества становится все больше. Например, некоторое время назад СО ЕЭС стал проводить общественные слушания по поводу СиПР. И это одна из хороших фишек, согласны?
— В целом — да, общественные слушания позволяют добиться большего баланса интересов. Но есть и негативные аспекты в виде значительного временного лага, который сопровождает обслуживание любого подобного документа: на сегодняшний день в инвестпрограмму сетевой компании невозможно включить те объекты, которых нет в СиПРе, потому что это будет считаться нецелевым использованием средств. А собственных денег сегодня зачастую хватает только на то, чтобы обслуживать процентную ставку банка.
Для того чтобы проложить новую линию, она должна быть включена в СИПР. Если ее нет, а мы видим, что в этой точке необходимо дополнительное соединение или дополнительная генерация, пока будем ходить по СИПРам, пройдет как минимум год — общественное слушание, регламенты и прочее.
Дальше — проектирование, на которое вместе с землеустройством уйдет от двух лет. То есть, если вдруг появляются средства на строительство или реконструкцию объекта для покрытия энергодефицита, их невозможно задействовать на горизонте трех лет. Считаю, что как минимум необходимо разрешить проектировать без согласования с СИПРом, если энергетики видят потребность в дополнительных объектах. И то, что Россети подняли данный вопрос, абсолютно правильно. Его решение требует серьезного и ответственного подхода, иначе с кого завтра спрашивать за энергодефицит?
— Нужны законодательные инициативы по этому вопросу?
— Безусловно. Но стоит отметить, что сейчас рассматриваются глобальные инициативы по изменению законодательства, которые изменят многие аспекты развития электроэнергетики, думаю, и эту проблему затронут тоже.
В частности, предусматривается создание специализированного банковского института для электроэнергетики и проектной организации (Росэнергопроект). Речь идет об унификации всех процессов и контроле за ними. Не так давно интересовался у министра энергетики РФ Сергея Цивилева, насколько это обоснованно? Он ответил, что по-другому просто не построить систему, которая бы отвечала запросам сегодняшнего дня.
Появляются целые отрасли экономики, которые мы предпочитаем не замечать, множатся дата-центры. А как побеждать в этой технологической гонке, если не закладывать соответствующие спросу параметры развития? Ладно, мы с майнингом поступили так, как поступили, то есть мы его запретили, хотя это тоже неправильно, потому что энергосистема не должна отказываться ни от одного потребителя. Но если мы точно так же будем от всех технологических решений отнекиваться, вроде бы как их нет, то завтра проиграем.
— Совет Рынка проводил исследование, и некоторые потребители говорили, что не хотят подключать новые производства к существующим сетям, потому что проще построить собственную генерацию… Проще?
— Честно говоря, я не знаю субъектов, которые хотят построить собственную генерацию, да еще и зарезервироваться от нее. Вы же понимаете, что для обеспечения второй категории надежности, не говоря уже о первой, надо понести расходы в двойном размере.
Поэтому обычно речь идет о строительстве генерации и сохранении сетевого присоединения, от которого будут брать электроэнергию, только когда требуется. И это в текущих условиях, действительно, может быть дешевле. Но от этого страдает электросетевой комплекс. А зачем тогда энергетической системе держать в резерве сетевой комплекс в постоянной готовности к подаче электроэнергии?
Поэтому и появилась инициатива «бери или плати», где потребителей обязывают оплачивать максимальный объем присоединенной мощности, а не фактически потребленный. Сейчас она дорабатывается, но полагаю, что как минимум для новых крупных потребителей скоро будет запущена.
Я не видел предприятий, готовых уйти в остров, отключиться от всего и понадеяться только, допустим, на дизельную генерацию.
— Нужны ли со стороны государства преференции тем, кто будет строить собственную генерацию? Хотя вижу, что, скорее всего, вы ответите отрицательно, потому что выгоднее развивать федеральные сети.
— Каждый киловатт электроэнергии, который берется из частной генерации при наличии общей сети, является дополнительной нагрузкой на всех остальных участников. Выход одного участника из общей системы — допнагрузка на тех, кто остается.
Лично я категорически против того, чтобы вообще давать возможность выходить из энергосистемы там, где она есть. Просто должен быть прямой запрет. Никому же не приходит в голову построить себе маленькую частную дорогу рядом с имеющийся трассой, потому что не хочется платить транспортные налоги.
Почему-то считают, что с энергосистемой можно творить все что угодно, так как у нее существует какая-то сверхъестественная гибкость. Но это не так. У энергосистемы есть баланс спроса и предложения, и если он будет нарушаться из-за того, что спрос будет уходить на собственные источники, то и предложение тоже должно снижаться — а это значит не поддерживать работоспособность сетей там, где нет активных потребителей, пересчитывать резервы. А потом наступают пиковые моменты, у потребителей по разным причинам встают их частные станции, они включаются в сеть и забирают эквивалент электроэнергии, способной запитать небольшой город. Как итог — все рушится и валится.
— Как быть с удаленными и изолированными территориями РФ? Должны ли быть приняты новые государственные меры поддержки для бизнеса, который туда приходит?
— Где нет никакой экономической целесообразности и исторически сложилось так, что единая централизованная инфраструктура отсутствует, экономически более выгодна распределенная генерация, и ее надо развивать. Но это должно быть государственное решение. Говоря о мерах господдержки, можно вспомнить про дальневосточную надбавку, которая, кстати, ложится полным рублем на плечи всех остальных потребителей ценовых зон. Сейчас речь идет о ее продлении до 2035 года.
Но тут есть маленькое «но». Не следует помогать всем. Надо часть этой надбавки направлять на мероприятия по замещению старой генерацию, достигшей предельной степени износа. Нужно переходить на гибридные установки (сочетание дизеля, ветра или солнца, накопителя). И сразу получим и экономический, и экологический, и логистический эффекты. Такие проекты должны приветствоваться. К примеру, Баимское месторождение. Как его снабжать энергией? Можно установить малую АЭС, которая обеспечит потребности отдельно взятой крупной компании с огромным месторождением. Ведь нецелесообразно тянуть тысячи километров высоковольтных сетей, чтобы в итоге получить тариф, который можно достичь меньшими значениями и развивая новые технологии.
— Один из депутатов ГД РФ назвал состояние энергетики главным тормозом развития экономики Арктики. И высказал идею создания единой структуры и передачи под управление, например, «Росатома» с перспективой перехода на микроатомные установки. Что вы думаете по этому поводу?
— «Росатом» — оператор развития Северного морского пути, который проходит через Арктику. Уверен, что там, где целесообразна установка, к примеру, плавучей атомной теплоэлектростанции (как «Академик Ломоносов» в Певеке), нужно ставить ее. При этом, когда мы говорим о целесообразности, речь идет как о технологических аспектах, так и об экономических. С другой стороны, где-то выгоднее использовать дизельную генерацию, гибридные установки. И тут возникает вопрос, почему выбором оптимального вида генерации должна заниматься единая структура? Это работа регуляторов. Надо развивать конкуренцию и не ограничивать ее искусственно там, где она возможна.
— А что вы можете сказать по поводу микрогенерации? По мнению некоторых, она является одним из недостающих элементов российской энергосистемы. А по сути — абсолютно малозначительный фактор в энергетике…
— Принятый в 2019 году закон о микрогенерации был, скорее, данью моде. Мы были вдохновлены западными моделями децентрализованной генерации и децентрализованных сетей. Честно говоря, не вижу больших перспектив в микрогенерации по многим причинам. Как минимум она требует подключения техприсоединения и мероприятий, которые бы позволили работать на выдачу, а не на прием. Это все стоит денег. Кроме того, есть риск возникновения новой перекрестки. Зачем?
Микрогенерация дает крохи, при этом требуя серьезного регулирования и отнимая силы на решение глобальных проблем.
— Нужна ли нам новая парадигма энергетики?
— Здесь, как и везде: все новое — это хорошо забытое старое. Все более очевидным становится, что новым типам потребителей нужны, в первую очередь, надежность и предсказуемость. А это наиболее успешно можно реализовать, только вернувшись к централизованной системе.
Сейчас наша энергосистема больна. Ее развинтили в начале 2000-х, и нужно собирать заново, воссоздать то, что было задумано как очень надежная схема. Думаю, что рано или поздно мы вернемся к тому, что энергоресурсы будут сконцентрированы в одних руках, желательно — в государственных.
ПАО «ТГК-1» планирует построить на площадке Электростанции №2 (ЭС-2) Центральной ТЭЦ в Санкт-Петербурге энергоцентр с тригенерацией — одновременной выработкой электричества, тепла и холода.
Установленная мощность холодильного оборудования станет рекордной для России — 18 МВт.
Энергоцентр ТГК-1 займет не более 1100 квадратных метров и будет интегрирован в существующий технологический цикл производства тепловой энергии от новой водогрейной котельной на площадке ЭС-2 Центральной ТЭЦ. Вырабатываемый холод позволит обеспечивать потребности в кондиционировании и охлаждении расположенных поблизости общественно-деловых пространств. Завершить строительство энергоцентра планируется до 2030 года, сейчас он находится на стадии проектирования.
«Новый энергоцентр с тригенерацией — знаковый проект для ТГК-1, так как знаменует выход компании на новый рынок централизованного холодоснабжения. Кроме того, это важно и для социально-экономического развития Петербурга. Потенциальными потребителями холода в промышленных масштабах могут стать медучреждения, метрополитен и дата-центры, а также планируемые к строительству на смежных территориях жилье и апартаменты. Если проект окажется успешным, тригенерация может появиться и на других площадках компании», — рассказал заместитель управляющего директора по управлению имуществом ПАО «ТГК-1» Эдуард Лисицкий.
Справка
Мощность нового энергоцентра с тригенерацией составит 18 МВт выработки холода, 4 МВт электрической мощности и 3,5 Гкал/ч тепловой энергии. Производить холод будут абсорбционные бромистолитиевые холодильные машины (АБХМ) и парокомпрессионные холодильные машины (ПКХМ). АБХМ используют для работы горячую воду от новой водогрейной котельной, а ПКХМ будут работать на электрической энергии газопоршневых агрегатов. При этом выхлопные газы от работы газопоршневых установок поступят в контур утилизации тепла, где нагреют воду, которая будет использоваться для собственных нужд станции, а также резервирования работы холодильного оборудования при нештатных ситуациях.
ПАО «ТГК-1» (входит в Группу «Газпром энергохолдинг») — ведущий производитель и поставщик электрической и тепловой энергии в Северо-Западном регионе России. ТГК-1 объединяет 51 электростанцию в четырех субъектах РФ — Санкт-Петербурге, Республике Карелия, Ленинградской и Мурманской областях.
