Силовой остров

11.11.2025 ВТИ

Новый российский реагент для очистки теплообменных аппаратов успешно прошёл всесторонние испытания. Разработка, доказавшая свою эффективность и безопасность для металлов, включая капризную латунь, призвана снизить зависимость российских ТЭЦ и котельных от импорта, сократить расход топлива и повысить надёжность энергооборудования.

МОСКВА. – Завершились испытания нового отечественного реагента для химической очистки теплообменного оборудования. Проект, инициированный для нужд Башкирской генерирующей компанией (БГК), наглядно демонстрирует эффективность кооперации между наукой и промышленностью для решения конкретных производственных задач.

Проблема загрязнения теплообменных поверхностей — одна из ключевых в теплоэнергетике. Отложения накипи, продукты коррозии и органические примеси на внутренних стенках трубок теплообменников резко снижают их коэффициент полезного действия. Это, в свою очередь, приводит к прямым экономическим потерям — перерасходу топлива и электроэнергии на собственные нужды. Для борьбы с этим явлением энергетики используют специальные химические составы, однако рынок долгое время был ориентирован на импортные решения.

Целью проекта стало создание доступного, эффективного и, что крайне важно, безопасного для сложного оборудования отечественного решения.
В лабораториях ВТИ реагент прошёл всестороннюю проверку. Исследования подтвердили его высокую очищающую способность против основных видов загрязнений. Главным результатом испытаний стала доказанная безопасность реагента для материалов теплообменной аппаратуры, в том числе для латунных трубок, широко применяющихся в энергетике и отличающихся повышенной чувствительностью к агрессивным средам. Скорость коррозии была зафиксирована на минимальном уровне, что гарантирует сохранность и долговечность  оборудования после промывочных процедур.

Генеральный директор АО «ВТИ» Иван Болтенков подчеркнул:

«Институт выступил не только как независимый арбитр, подтвердивший заявленные характеристики, но и как научный партнёр, чьи компетенции в области материаловедения и химических процессов в теплоэнергетике позволили дать комплексную оценку и гарантии безопасности. Мы обеспечиваем технологическую надёжность и долгосрочную эффективность решений для наших заказчиков. Успешная реализация этого проекта с БГК открывает дорогу для широкого внедрения реагента на других энергопредприятиях страны».

Новая разработка решает сразу несколько стратегических задач. Во-первых, она обеспечивает импортозамещение в чувствительном сегменте, снижая риски санкционного давления. Во-вторых, способствует повышению энергоэффективности российской генерации, что напрямую ведёт к экономии ресурсов и снижению себестоимости энергии.

Ожидается, что после успешных лабораторных испытаний новый реагент будет опробован в реальных условиях на оборудовании Башкирской генерирующей компании, а впоследствии займёт свою нишу на рынке теплоэнергетики, составив достойную конкуренцию иностранным аналогам.

11.11.2025 Министерство энергетики Республики Казахстан

Министерство энергетики внедряет цифровые решения, направленных на повышение надежности и прозрачности управления топливно-энергетическим комплексом (ТЭК). Одним из ключевых результатов внедрения является сокращение риска аварийности в отопительный сезон на 25%.

В настоящее время Министерство реализует отраслевую платформу «Единая государственная система управления топливно-энергетическим комплексом» (EnergyTech). Платформа объединит все сферы ТЭК — от энергетики, недропользования и переработки до угольной промышленности — в рамках единого цифрового решения, разработанного по стандартам QazTech.

Полномасштабная реализация и ввод в промышленную эксплуатацию запланированы на 2026–2027 годы. На сегодняшний день в эксплуатации находятся семь цифровых сервисов, два из которых — в энергетическом секторе: Цифровой сервис мониторинга подготовки и прохождения осенне-зимнего периода; Цифровой сервис по утверждению предельного тарифа.

В 2025 году в опытную эксплуатацию запущен отраслевой сервис мониторинга готовности и прохождения осенне-зимнего периода, который обеспечивает полный учет и контроль активов, онлайн-мониторинг объектов и планирование ремонтов в единой цифровой среде.

В системе созданы цифровые реестры объектов, узлов и оборудования, обеспечивающие унификацию данных, типизацию активов и их привязку к нормативам и ремонтным циклам. Следующим этапом станет переход от бумажных журналов дефектов к цифровым реестрам, что позволит повысить качество контроля и оперативность принятия решений. Ожидаемый эффект: сокращение сроков мониторинга готовности к отопительному сезону до 90 дней; снижение риска аварийности в отопительный сезон на 25%.

Кроме того, в текущем году в опытную эксплуатацию введен цифровой сервис подачи и рассмотрения заявок на утверждение предельных тарифов станций. Он полностью исключает бумажный документооборот, повышает прозрачность и управляемость процесса, а также сокращает сроки и операционные издержки. На данном этапе сервис охватывает 63 субъекта, 83 объекта генерации и более 1 600 обработанных документов.

Ключевые результаты внедрения: сокращение количества бизнес-процессов в регламентах согласования в два раза; снижение административной нагрузки на заявителей на 56%. Вместе с тем, Министерство продолжит дальнейшее расширение внедрения автоматизированных систем учета электроэнергии.

11.11.2025 Коммерсант

Проекты модернизации старых ТЭС снова столкнулись с низким интересом со стороны рынка. На залповом отборе газовых турбин на 2029–2031 годы при предложении 5 ГВт отобрано всего 1 ГВт, по стандартной программе модернизации ТЭС — 1,72 ГВт из 2 ГВт. Причиной слабой конкуренции могут быть не устроившие инвесторов ценовые параметры, финансовые проблемы генерирующих компаний и низкая цена конкурентного отбора мощности (КОМ), не обеспечивающая приток инвестиций, считают аналитики.

Генерирующие компании обновят 2,72 ГВт мощностей ТЭС к 2029–2031 годам по итогам двух отборов — проектов модернизации парогазовых (ПГУ) и паросиловых установок. Результаты опубликовал «Системный оператор» (диспетчер энергосистемы). Высокой конкуренции на конкурсах не сложилось, на залповом отборе газовых турбин инвесторы отобрали лишь 20% квоты.

На стандартном отборе проектов модернизации паросиловых установок на 2029 год отобрано 14 проектов общей мощностью 1,72 ГВт, квота составила 2 ГВт. «Мосэнерго» (входит в «Газпром энергохолдинг») модернизирует энергоблок на 259 МВт на ТЭЦ-23, «Кузбассэнерго» (входит в Сибирскую генерирующую компанию; СГК) — на Рефтинской ГРЭС, после чего его мощность вырастет до 315 МВт. Другие проекты реализуют «Т Плюс», Башкирская генерирующая компания (подконтрольна «Интер РАО»), СГК, «Форвард Энерго», ТГК-16, ТГК-1, ТГК-11, структуры «Росатома» и En+.

Коэффициент эффективности — показатель, по которому конкурировали проекты, характеризует уровень одноставочной цены на электроэнергию — составил от 4340,46 до 14 004,61.

Отобранные проекты модернизации ТЭС инвесторы смогут окупить за счет надбавки на оптовом энергорынке, которую оплачивают промышленные потребители.

Хотя квота для возведения новых парогазовых установок на 2029–2031 годы составила 5 ГВт, было отобрано всего десять проектов общей мощностью 1 ГВт. «РИР Энерго» (подконтрольно «Росатому») к 2029 году обновит два энергоблока на Белгородской ТЭЦ, а к 2030 и 2031 годам завершит модернизацию турбин на ТЭЦ «Луч». «Татэнерго» в 2029 году модернизирует Набережночелнинскую ТЭЦ, к 2030 году — энергоблоки на Казанской ТЭЦ-1 и ТЭЦ-2. Башкирская генерирующая компания реализует проекты на Уфимской ТЭЦ-4 и Приуфимской ТЭЦ к 2030 и 2031 годам. На Нижнекамской ТЭЦ (подконтрольна «Татнефти») модернизацию завершат в 2030 году. Коэффициент эффективности проектов составил от 8401,45 до 41 042,14.

Отбор проектов модернизации ТЭС в этом году переносили дважды. Правительство должно было успеть изменить ценовые параметры для конкурса, на последнем из которых по старым требованиям было отобрано лишь около половины квоты. Так, капитальные затраты на модернизацию энергоблоков теперь в среднем вырастут в два-три раза (см. “Ъ” от 1 октября).

При этом представители генерирующих компаний уже обращали внимание на то, что удельные затраты на модернизацию ПГУ не позволяют окупить проекты. Глава «Юнипро» Василий Никонов в рамках презентации на Российской энергетической неделе отметил некорректную оценку объема необходимых мероприятий по надстройке генерирующего объекта газовой турбиной. С просьбой увеличить квоту до 6,6 ГВт для проектов на отечественных газовых турбинах весной в Минэнерго обращался и «Совет производителей энергии» (см. “Ъ” от 23 апреля).

В «Совете производителей энергии» сообщили, что итоги отбора ПГУ показали дефицит инвестиционного ресурса на модернизацию энергосистемы и потенциальный дефицит газовых турбин.

Там рассчитывают, что к следующему отбору задача привлечения инвестиций в электроэнергетику и создания отраслевого заказа на оборудование получит системное решение на государственном уровне.

Директор Центра исследований в электроэнергетике НИУ ВШЭ Сергей Сасим отмечает, что ранее мощность поданных проектов модернизации в первой ценовой зоне превышала квоту в 2,3 раза, во второй ценовой зоне — в 2,5 раза. Актуальные проекты модернизации на фоне сложившихся технических ограничений и роста стоимости капитала часто экономически неэффективны при текущих ценовых параметрах конкурса, указывает аналитик.

«Генерирующие компании ожидают увеличения цены КОММод до уровня, гарантирующего окупаемость инвестиций»,— полагает господин Сасим. Слабый интерес генераторов, по его словам, может быть обусловлен и низким уровнем цены КОМ, которая не отражает их фактических затрат и не содержит инвестиционного потенциала. Для исправления этой ситуации, кроме дополнительной настройки параметров КОММод, как считает аналитик, нужно проанализировать обоснованность уровня цены КОМ.

11.11.2025 ТГК-14

ПАО «ТГК-14» продолжает модернизацию и вкладывается в подключение новых потребителей

На Улан-Удэнской ТЭЦ-2 закончен монтаж двух подогревателей сетевой воды марки ПСВ-510-1,0-2,25-ЦКТИ отечественного изготовителя ООО «Энерготех-Эжектор» (г. Екатеринбург) в рамках реализации инвестиционной программы.

Это позволило увеличить располагаемую тепловую мощность станции на 80 Гкал/ч. А также приведет к сокращению затрат на ремонт и обслуживание.

Успешно проведены пуско-наладочные работы и гидравлические испытания.

Установили 2 охладителя конденсата, 4 конденсатных насоса для отвода конденсата греющего пара от подогревателей, новую арматуру и шкаф РТЗО (шкаф управление электроприводной арматурой), заменили трубные системы подогревателей.

Реализация этого проекта обеспечивает подключение к теплоснабжению новых потребителей.

Трубные системы подогревателей выполнены со специальными пароотбойными щитами с целью снижения коррозии с паровой стороны и устранения попадания свободной углекислоты в тракт питательной воды.

Новая конструкция обеспечивает повышенные тепловой эффективности на 20-40 % по сравнению с серийными и увеличивает температуру сетевой воды на выходе, что сокращает издержки при эксплуатации и его последующем нагреве.

Автоматизация системы управления и контроля за техническими параметрами сетевой воды реализованы на современном микроконтроллерном оборудовании и программном обеспечении отечественного производства от АО «НВТ-Системы».

Новшество также позволяет сократить температуру уходящей паровоздушной смеси за счет применения смешивающего воздухоохладителя (экономия тепла греющего пара).

Продолжаем программу модернизации!

11.11.2025 Коммерсант

В предварительный перечень проектов модернизации тепловых электростанций на 2029 год и проектов с установкой газовых турбин на 2029–2031 годы попали две станции в Казани и одна в Нижнекамске. Соответствующий документ опубликовал Системный оператор единой энергетической системы (СО ЕЭС).

Всего в список вошли 14 проектов общей мощностью 1724 МВт, а также 10 объектов модернизации с установкой или заменой газовых турбин мощностью 1003 МВт. Среди них — Нижнекамская ТЭЦ, Казанская ТЭЦ-1 и ТЭЦ-2.

На Нижнекамской ТЭЦ (ТГК-16) предусмотрена комплексная замена паровой турбины, ротора генератора и барабана котлоагрегата. Работы начнутся в декабре 2029 года и займут около 11 месяцев.

На Казанской ТЭЦ-1 и ТЭЦ-2 (Татэнерго) запланирован перевод станций с паросилового на парогазовый цикл с установкой новой газовой турбины, автоматизированных систем управления и диагностических комплексов, строительство новых корпусов для размещения турбинного оборудования и инженерных систем. Также предусмотрена замена генератора. Заявленный месяц начала поставки мощности — декабрь 2030 года.

Окончательный график модернизации будет направлен в Минэнерго России и опубликован до 28 ноября 2025 года.

11.11.2025 Переток

«Системный оператор» использовал весь нормативный срок, отведённый на подведение итогов отборов проектов модернизации ТЭС: закончив приём ценовых заявок на КОММод-2029 и КОММод-ПГУ с вводами в 2029–2031 годах 31 октября, регулятор опубликовал предварительный перечень победителей лишь 10 ноября. Результат базового отбора генераторы находят скорее позитивным: конкурс позволит обновить 1,7 ГВт при квоте в 2 ГВт. На отборе проектов с использованием отечественных газовых турбин выбрано лишь 20% доступного объёма – 1 ГВт из 5 ГВт. Это свидетельствует о дефиците инвестресурса в отрасли, отметили в «Совете производителей энергии» и выразили надежду, что «к следующему отбору задача привлечения инвестиций в электроэнергетику и создания отраслевого заказа на оборудование получит системное решение на государственном уровне».

Источник: «Силовые машины»

«Системный оператор» 10 ноября опубликовал предварительный перечень проектов, победивших в конкурсах модернизации ТЭС на 2029 год (КОММод-2029) и модернизации ТЭС с установкой газовых турбин (КОММод-ПГУ) на 2029–2031 годы.

КОММод-ПГУ

По итогам КОММод-ПГУ отобрано 10 проектов суммарной мощностью 1 003 МВт, хотя квота на 2029–2031 годы составляла 5 ГВт.

«Итоги отбора ПГУ открыто показали дефицит инвестиционного ресурса на модернизацию энергосистемы и потенциальный дефицит газовых турбин. Как известно, для ряда участников энергорынка сейчас достаточно сложный период в привлечении инвестиций на необходимые энергосистеме проекты. Рассчитываем, что к следующему отбору задача привлечения инвестиций в электроэнергетику и создания отраслевого заказа на оборудование получит системное решение на государственном уровне, что позволит увеличить количество проектов в конкурсе, их конкуренцию и объём отобранной генерирующей мощности», – прокомментировали озвученные регулятором результаты в «Совете производителей энергии» (СПЭ).

В середине октября, выступая на сессии РЭН-2025, гендиректор «Юнипро» Василий Никонов посетовал на недостаточность предельных капзатрат КОММод-ПГУ. В его презентации говорилось, что в действующих правилах «отсутствуют стимулы для реализации проектов модернизации на базе ГТУ по причине их неокупаемости для инвесторов в существующих экономических условиях».

Согласно итогам прошедшего отбора ПГУ-проектов, «РИР Энерго» на двух ТЭЦ в Белгородской области в 2029–2031 годах введёт четыре блока по 25 МВт, после обновления мощность каждого из них снизится на 5 МВт. «Татэнерго» к декабрю 2029 года запустит газовый блок на 236 МВт на Набережночелнинской ТЭЦ, ещё через год – два блока на 61 МВт и 65 МВт на Казанских ТЭЦ-1 и ТЭЦ-2. Также к декабрю 2030 года Нижнекамская ТЭЦ (принадлежит «Татнефти») введёт блок на 195 МВт, а входящая в «Интер РАО» Башкирская генерирующая компания (БГК) запустит на Уфимской ТЭЦ-4 газотурбинную установку на 221 МВт. К декабрю 2031 года БГК введёт 125 МВт на Приуфимской ТЭЦ.

На Набережночелнинскую ТЭЦ «Татэнерго» неоднократно пыталось перенести проект модернизации Заинской ГРЭС – и там, и там предлагалось установить ПГУ, но на Заинской ГРЭС речь шла о 850 МВт, а на Набережночелнинской ТЭЦ – о 236 МВт. В итоге правительство приняло решение освободить «Татэнерго» от обязательств по модернизации ГРЭС без переноса проекта.

Проект модернизации Нижнекамской ТЭЦ «Татнефти» в 2019 году был включён в программу модернизации старых ТЭС вне общего конкурса – через квоту правительственной комиссии. Модернизированный блок должен был начать поставку мощности в декабре 2024 года, но ввод перенесли на три года, а в итоге от проекта отказались. Он был исключён из программы модернизации распоряжением правительства РФ от 13 февраля 2025 года.

Проект также предполагал установку отечественной газовой турбины, причём это был первый коммерческий образец ГТЭ-170 «Силовых машин». В начале 2024 года татарстанское издание «Реальное время» сообщило о переносе проекта установки турбины. Как передавал «Коммерсант», в материалах к заседанию правительственной комиссии отказ от модернизации Нижнекамской ТЭЦ объяснялся удорожанием оборудования и строительно-монтажных работ более чем на 50%. Стоимость проекта также дополнительно возросла на 40% из-за переноса срока ввода на три года и необходимости привлечения заёмного капитала по ставкам, превышающим 25% годовых, что «делает проект заведомо убыточным и нереализуемым».

КОММод-2029

На КОММод-2029 при квоте в 2 ГВт отобрано 1 724 МВт (из 19 заявленных проектов суммарной мощностью 2 434 МВт). Это 14 проектов «Мосэнерго», «Интер РАО», ТГК-16, «Т Плюс», «Форвард Энерго», ТГК-1, СГК, En+ Group и двух структур «Росатома» – РИР и ППГХО. В первой ценовой зоне ОРЭМ (европейская часть РФ и Урал) отобрано девять проектов на 1 219 МВт, во второй (Сибирь) – пять проектов на 505 МВт.

82% объёмов мощности проектов в КОММод-2029 (13 генерирующих объектов на 1 409 МВт) предусматривают модернизацию оборудования ТЭЦ. 12 проектов на 1 384 МВт включают комплексную замену турбины, два проекта мощностью 340 МВт – комплексную замену котлоагрегата.

Из 14 отобранных электростанций четыре уже проходили в КОММод с проектами обновления, но компании отказались от их реализации на фоне значительного удорожания проектов и/или задержки поставки оборудования. Так, Самарская ТЭЦ и Ижевская ТЭЦ-2 «Т Плюс», участие которых в нынешнем КОММод компания анонсировала, прошли почти с такими же проектами, что были отменены. Автозаводская ТЭЦ En+ и Новосибирская ТЭЦ-3 СГК вновь вошли в программу модернизации, обновив параметры своих проектов.

«Тот факт, что отбор проектов модернизации состоялся, свидетельствует об обновлении энергоблоков мощностью более 2,7 ГВт полностью российским оборудованием, а значит – об укреплении надёжности энергоснабжения российских потребителей, – отметили в ассоциации генкомпаний. – СПЭ со своей стороны анализировал необходимость проведения отбора проектов ПСУ на 2029 год, активно участвовал в работе по изменению его условий с целью актуализации экономических и технических параметров. В итоге из квоты 2 ГВт отобраны проекты мощностью более 1,7 ГВт».

11.11.2025 Переток

«Системный оператор» (СО) предлагает скорректировать параметры отбора проектов модернизации ТЭС с использованием отечественных газовых турбин (КОММод-ПГУ) и провести дополнительный конкурс, заявили в регуляторе 11 ноября.

«По мнению СО, целесообразно провести дополнительный отбор, актуализировав параметры и условия его проведения», – заявили в СО.

10 ноября были подведены итоги залпового отбора ГТУ-проектов: при квоте в 5 ГВт с вводами в 2029–2031 годах было отобрано лишь десять проектов суммарной мощностью 1 ГВт.

«Итоги отбора ПГУ открыто показали дефицит инвестиционного ресурса на модернизацию энергосистемы и потенциальный дефицит газовых турбин. Как известно, для ряда участников энергорынка сейчас достаточно сложный период в привлечении инвестиций на необходимые энергосистеме проекты. Рассчитываем, что к следующему отбору задача привлечения инвестиций в электроэнергетику и создания отраслевого заказа на оборудование получит системное решение на государственном уровне, что позволит увеличить количество проектов в конкурсе, их конкуренцию и объём отобранной генерирующей мощности», – прокомментировали результаты конкурса в «Совете производителей энергии».

В середине октября, выступая на сессии РЭН-2025, гендиректор «Юнипро» Василий Никонов посетовал на недостаточность предельных капзатрат КОММод-ПГУ. В его презентации говорилось, что в действующих правилах «отсутствуют стимулы для реализации проектов модернизации на базе ГТУ по причине их неокупаемости для инвесторов в существующих экономических условиях».