Listen over systemer som genererer elektrisk og termisk energi på moderne bedrifter, er listet kombikraftverk. De er kombinert i deres handlingsprinsipp og inkluderer 2 grunnleggende stadier:

1. forbrenning av det originale drivstoffet (gass) og på grunn av denne rotasjonen av gassturbinenheten;
2. oppvarming av vann i spillvarmekjelen med forbrenningsprodukter dannet i det første trinnet med dannelse av vanndamp brukt i en dampturbin som aktiverer en elektrisk generator for dampkraft.

På grunn av rasjonell bruk av varme oppnådd fra drivstoffforbrenning, er det mulig å spare drivstoff, øke effektiviteten til systemet med 10%, øke effektiviteten til utstyret flere ganger og redusere kostnadene med 25%.

Drift av kombianlegg blir mulig gjennom bruk av enten naturgass eller produkter fra oljeindustrien (spesielt diesel) som startdrivstoff. Det kan være flere utstyrskonfigurasjoner, avhengig av kraft og spesifikk bruk. På denne måten kan produsenter kombinere begge turbinene på en enkelt aksel, og fullføre denne kombinasjonen med en to-drevs generator. Fordelen med en slik enhet er at den har 2 driftsmoduser: en enkel gasssyklus og en kombinert.

Til tross for den ganske komplekse enheten, paro gassinstallasjon(PGU) har veldig viktig funksjon, som skiller den fra andre. Vi snakker om et rekordhøyt effektivitetsforhold, som i noen tilfeller utgjør over 60 %.

Fordeler med et kombianlegg

Driftsprinsipp for et kombianlegg har en spesifikk karakter, i motsetning til lignende systemer, bruker den færre ressurser (spesielt vann) for hver energienhet som er oppnådd med dens hjelp. Bransjeeksperter bemerker også at gassstrukturer med kombinert syklus skiller seg ut:

• større grad av miljøvennlighet (reduserte klimagassutslipp);
• kompakte dimensjoner;
• sammenlignende konstruksjonshastighet (mindre enn 1 år);
• mindre drivstoffbehov.

Det er verdt å merke seg at CCGT-produsenter ikke stopper der. Moderne kombinert syklusgenerator utvikler seg mye raskere enn tidligere versjoner av denne teknikken. I dag utvikles det aktivt design som går på fornybare energikilder, biodrivstoff: avfall fra trebearbeidingsindustrien og landbruket.

Typer kombinert syklus gassanlegg

Damp-gasssystemer kan klassifiseres avhengig av deres design og teknologiske egenskaper:

• i henhold til driftsprinsippet: kraftvarme, med forskyvning av regenerering, med en lavtrykksdampgenerator, med en høytrykksdampgenerator, med spillvarmekjeler;
• Ved antall gassturbinenheter skilles systemer med 1, 2, 3 grunnleggende gassturbinenheter;
• etter type forbruksmateriale som brukes: gass, flytende drivstoff, biomasse, etc.;
• I henhold til variasjonen av HRSG- eller spillvarmekjelekretser, skilles enkelt-, dobbelt- og trippelkretsmoduler.

Mange energiingeniører sier også at det er viktig å skille mellom systemer som er forskjellige i prinsippene for drift. Spesielt i dag er det elektrisk dampgenerator , der det er et stadium med mellomliggende overoppheting av damp, og det er modifikasjoner som mangler dette stadiet. I prosessen med å velge en CCGT er det viktig å ta hensyn til disse egenskapene til produktene, da de kan påvirke produktiviteten og effektiviteten til kraftverk som helhet.

Anvendelse av kombinert syklus gassanlegg

Til tross for at de i Vesten lenge har begynt å bruke CCGT-er for å skaffe rimelig strøm, var disse teknologiene i vårt land ikke etterspurt før nylig. Og bare siden 2000-tallet har russisk industribedrifter Det var en jevn interesse for damp-gasssystemer.

I følge statistikk begynte mer enn 30 store kraftenheter basert på bruk av kombinert syklus gassteknologi sin drift i ulike regioner Russland de siste 10 årene. Denne trenden vil bare forsterkes både på kort og lang sikt. langsiktig, siden svært avslørende resultater vises kombinert syklus gassanlegg, drift som ikke er for dyre, og resultatet overgår alltid forventningene.

Kombinerte kraftverk kan brukes til å levere strøm til industribedrifter og hele lokalsamfunn.

På vår nettside kan du finne gassanlegg med kombinert syklus som allerede er testet for kvalitet og kraft i europeiske land. Alle kombigassanlegg som presenteres på stedet er i god stand og sikrer stabil drift for industrien.

€ 6.980.000

6 x Ny - 17,1 MW - HFO / DFO / gassgenerator.
Pris i euro: 6.980.000,- fra fabrikk pr stk
Ved kjøp av alle 6 generatorer kan du forhandle om prisen

Karakter elektrisk effektivitet 47,2%.
Enheten kan operere med både tung fyringsolje (HFO), diesel og gass.

Hva er årsakene til innføringen av CCGT-enheter i Russland, hvorfor er denne avgjørelsen vanskelig, men nødvendig?

Hvorfor begynte de å bygge CCGT-anlegg?

Det desentraliserte markedet for produksjon av elektrisitet og varme tilsier at energiselskapene må øke konkurranseevnen til produktene sine. Hovedviktigheten for dem er å minimere risikoen for investeringer og de reelle resultatene som kan oppnås ved å bruke denne teknologien.

Avskaffelsen av statlig regulering i markedet for elektrisitet og varme, som skal bli et kommersielt produkt, vil føre til økt konkurranse mellom deres produsenter. Derfor er det i fremtiden bare pålitelige og svært lønnsomme kraftverk som vil kunne gi ytterligere kapitalinvesteringer til nye prosjekter.

CCGT utvalgskriterier

Valget av en type CCGT eller en annen avhenger av mange faktorer. En av de mest viktige kriterier i gjennomføringen av prosjektet er dets økonomiske lønnsomhet og sikkerhet.

Analyse av det eksisterende markedet for kraftverk viser et betydelig behov for rimelige, pålitelige og høyeffektive kraftverk. Laget i henhold til dette konseptet modulær design med spesifiserte parametere gjør installasjonen lett å tilpasse til alle lokale forhold og spesifikke kundekrav.

Slike produkter tilfredsstiller mer enn 70 % av kundene. Disse forholdene tilsvarer i stor grad GT- og SG-CHP-anlegg av typen utnyttelse (binær).

Energi blindgate

En analyse av den russiske energisektoren, utført av en rekke akademiske institutter, viser: allerede i dag mister den russiske elkraftindustrien praktisk talt 3-4 GW av sin kapasitet årlig. Som et resultat, innen 2005, vil volumet av utstyr som har brukt opp den fysiske ressursen, ifølge RAO UES i Russland, utgjøre 38% av den totale kapasiteten, og innen 2010 vil dette tallet allerede være 108 millioner kW (46%) .

Hvis hendelser utvikler seg nøyaktig i henhold til dette scenariet, vil de fleste kraftenheter, på grunn av aldring, gå inn i sonen for alvorlig ulykkesrisiko i de kommende årene. Problemet med teknisk omutstyr av alle typer eksisterende kraftverk forverres av det faktum at selv noen av de relativt "unge" kraftenhetene på 500-800 MW har brukt opp levetiden til hovedkomponentene og krever seriøst restaureringsarbeid.

Les også: Hvordan er effektiviteten til gassturbinenheter og effektiviteten til gassturbinenheter med kombinert syklus forskjellig for innenlandske og utenlandske kraftverk?

Gjenoppbygging av kraftverk er enklere og billigere

Å forlenge levetiden til anlegg ved å erstatte store komponenter i hovedutstyret (turbinrotorer, kjeleoppvarmingsflater, damprørledninger), er selvfølgelig mye billigere enn å bygge nye kraftverk.

Det er ofte praktisk og lønnsomt for kraftverk og produksjonsanlegg å erstatte utstyr med noe som ligner på det som demonteres. Dette utnytter imidlertid ikke muligheten til å øke drivstofføkonomien betydelig og reduserer ikke forurensningen miljø, moderne midler brukes ikke automatiserte systemer nytt utstyr, drifts- og reparasjonskostnadene øker.

Lav virkningsgrad av kraftverk

Russland går gradvis inn i det europeiske energimarkedet og vil bli med i WTO, men samtidig har vi i mange år opprettholdt et ekstremt lavt nivå av termisk effektivitet i den elektriske kraftindustrien. Gjennomsnittlig nivå Effektivitetsfaktoren for kraftverk ved drift i kondenseringsmodus er 25 %. Dette betyr at hvis prisen på drivstoff stiger til verdensnivå, vil prisen på elektrisitet i vårt land uunngåelig bli halvannen til to ganger høyere enn verdens, noe som vil påvirke andre varer. Derfor må gjenoppbyggingen av kraftenheter og termiske stasjoner utføres slik at det nye utstyret som er introdusert og individuelle komponenter til kraftverk er på moderne verdensnivå.

Energisektoren velger gassteknologier med kombinert syklus

Nå, til tross for den vanskelige økonomiske situasjonen, har designbyråene til kraftingeniør- og flymotorforskningsinstitutter gjenopptatt utviklingen av nye utstyrssystemer for termiske kraftverk. Spesielt snakker vi om etableringen av kondenserende damp-gass kraftverk med en effektivitet på opptil 54-60%.

Økonomiske vurderinger gjort av ulike innenlandske organisasjoner indikerer en reell mulighet til å redusere kostnadene ved elektrisitetsproduksjon i Russland hvis slike kraftverk bygges.

Selv enkle gassturbiner vil være mer effektive når det gjelder effektivitet

Ved termiske kraftverk er det ikke nødvendig å universelt bruke CCGT-enheter av samme type som PGU-325 og PGU-450. Kretsløsninger kan variere avhengig av spesifikke forhold, spesielt forholdet mellom termisk og elektrisk belastning.

Les også: Valg av syklusen til et kombianlegg og kretsskjemaet til en CCGT-enhet

I det enkleste tilfellet, når man bruker varmen fra avgasser i en gassturbinenhet for varmeforsyning eller produksjon av prosessdamp, vil den elektriske effektiviteten til et termisk kraftverk med moderne gassturbinenheter nå nivået på 35%, som også er betydelig høyere enn de som eksisterer i dag. Om forskjellene mellom effektiviteten til gassturbinanlegg og dampturbinanlegg - les artikkelen Hvordan effektiviteten til gassturbinanlegg og effektiviteten til gassturbinanlegg med kombinert syklus er forskjellig for innenlandske og utenlandske kraftverk

Bruken av gassturbinenheter ved termiske kraftverk kan være svært omfattende. For tiden drives rundt 300 dampturbinenheter i termiske kraftverk med en kapasitet på 50-120 MW av damp fra kjeler som brenner 90 prosent eller mer av naturgass. I prinsippet er alle kandidater for teknisk omutstyr ved bruk av gassturbiner med en enhetskapasitet på 60-150 MW.

Vanskeligheter med implementering av gassturbinenheter og gassturbinenheter med kombinert syklus

Imidlertid går prosessen med industriell implementering av gassturbinenheter og gassturbinenheter med kombinert syklus i vårt land ekstremt sakte. hovedårsaken- investeringsvansker knyttet til behovet for ganske store finansielle investeringer på kortest mulig tid.

En annen begrensende omstendighet er assosiert med det virtuelle fraværet av innenlandske produsenter av gassturbiner med ren energi som er testet i storskaladrift. Ny generasjon gassturbiner kan tas som prototyper av slike gassturbiner.

Binær CCGT uten regenerering

Binære CCGT-enheter har en viss fordel, siden de er de billigste og mest pålitelige i drift. Dampdelen av binære CCGT-enheter er veldig enkel, siden dampregenerering er ulønnsomt og ikke brukes. Temperaturen på overopphetet damp er 20-50 °C lavere enn temperaturen på avgassene i gassturbinenheten. For øyeblikket har den nådd energistandardnivået på 535-565 °C. Det ferske damptrykket er valgt for å sikre akseptabel fuktighet i sluttfasen, hvis driftsforhold og bladstørrelser er omtrent de samme som i høyeffekts dampturbiner.

Påvirkningen av damptrykk på effektiviteten til CCGT-enheter

Selvfølgelig er økonomiske og kostnadsfaktorer tatt i betraktning, siden damptrykk har liten effekt på den termiske effektiviteten til CCGT-enheten. For å redusere temperaturforskjeller mellom gasser og damp-vann medium og på best mulig måte med lavere termodynamiske tap, bruk varmen fra gasser som er uttømt i gassturbinenheten, fordampning av fødevann er organisert ved to eller tre trykknivåer. Damp generert ved lavt trykk blandes på mellompunkter i turbinens strømningsvei. Mellomoveroppheting av dampen utføres også.

Les også: Pålitelighet av gassturbinenheter med kombinert syklus

Påvirkning av røykgasstemperatur på effektiviteten til CCGT-anlegget

Med en økning i temperaturen på gassene ved turbininnløpet og -utløpet øker dampparameterne og effektiviteten til dampdelen av GTU-syklusen, noe som bidrar til en samlet økning i effektiviteten til CCGT.

Valget av spesifikke retninger for å skape, forbedre og storskala produksjon av energimaskiner bør avgjøres under hensyntagen til ikke bare termodynamisk perfeksjon, men også investeringsattraktiviteten til prosjekter. Investeringsattraktiviteten til russiske tekniske og produksjonsprosjekter for potensielle investorer er det viktigste og mest presserende problemet, hvis løsning i stor grad bestemmer gjenopplivingen av den russiske økonomien.

(Besøkt 3 460 ganger, 1 besøk i dag)

Et kombianlegg er en elektrisitetsstasjon som brukes til å produsere elektrisitet. Den skiller seg fra dampkraft- og gassturbinanlegg i sin økte effektivitet.

Kombianlegg produserer elektrisitet og termisk energi. Termisk energi brukes til ekstra strømproduksjon.

Driftsprinsipp og design av et gassanlegg med kombinert syklus (CCP)

Et kombianlegg består av to separate blokker: dampkraft og gassturbin. I en gassturbinenhet roteres turbinen av gassformige produkter fra drivstoffforbrenning.

Kan tjene som drivstoff naturgass, og produkter oljeindustrien(for eksempel fyringsolje, diesel). På samme aksel som turbinen er det en generator, som genererer elektrisk strøm på grunn av rotasjonen av rotoren.

Når de passerer gjennom en gassturbin, avgir forbrenningsprodukter bare en del av energien og ved utgangen fra den, når trykket deres allerede er nær det ytre og arbeidet ikke kan utføres av dem, har de fortsatt høy temperatur. Fra utgangen av gassturbinen kommer forbrenningsprodukter inn i dampkraftverket, spillvarmekjelen, hvor vann og den resulterende vanndampen varmes opp. Temperaturen på forbrenningsproduktene er tilstrekkelig til å bringe dampen til den tilstanden som er nødvendig for bruk i en dampturbin (temperatur røykgasser ca. 500°C lar deg oppnå overopphetet damp ved et trykk på ca. 100 atmosfærer). Dampturbinen driver en andre elektrisk generator.

Det er kombinerte syklusanlegg der damp- og gassturbinene er plassert på samme aksel, i dette tilfellet er bare en generator installert. Også ofte sendes damp fra to blokker av en gassturbin-varmegjenvinningskjele til ett felles dampkraftverk.

Noen ganger lages kombinerte gassanlegg på grunnlag av eksisterende gamle dampkraftverk. I dette tilfellet slippes avgassene fra den nye gassturbinen ut i den eksisterende dampkjelen, som ettermonteres tilsvarende. Effektiviteten til slike anlegg er vanligvis lavere enn for nye kombianlegg designet og bygget fra bunnen av.

I installasjoner med lav effekt er en stempeldampmotor vanligvis mer effektiv enn en radial eller aksial dampturbin med blader, og det er et forslag om å bruke moderne dampmotorer som en del av et kraftverk med kombinert syklus.

Fordeler og ulemper med kombinert syklus gassanlegg (CCGTs)

Kombinerte kraftverk (CCGT) er en relativt ny type kraftverk som opererer på gass, flytende eller fast brensel. Kombinerte syklusanlegg (CCGT) er designet for å produsere maksimal mengde elektrisitet.

Den totale elektriske effektiviteten til et kombianlegg er ~58-64%. Til sammenligning er virkningsgraden til separat drift av dampkraftverk vanligvis i området 33-45% i standard gassturbinanlegg, effektiviteten er ~28-42%.

Fordeler med PSU

• Lav kostnad per enhet installert kapasitet
• Kombinerte anlegg forbruker betydelig mindre vann per enhet generert elektrisitet sammenlignet med dampkraftverk
• Kort byggetid (9-12 måneder)
• Det er ikke behov for konstant tilførsel av drivstoff med jernbane eller sjøtransport
• Kompakte dimensjoner gjør det mulig å bygge direkte hos forbrukeren (fabrikk eller i byen), noe som reduserer kostnadene for kraftledninger og strømtransport. energi
• Mer miljøvennlig sammenlignet med dampturbinanlegg

Ulemper med kombinert syklus gassanlegg

• Lav enhetseffekt på utstyr (160-972 MW per enhet), mens moderne termiske kraftverk har en enhetseffekt på opptil 1200 MW, og kjernekraftverk har en enhetseffekt på opptil 1200-1600 MW.
• Behovet for å filtrere luften som brukes til å brenne drivstoff.
• Restriksjoner på hvilke typer drivstoff som brukes. Som regel brukes naturgass som hoveddrivstoff, og fyringsolje brukes som reservedrivstoff. Bruk av kull som brensel er absolutt utelukket. Dette innebærer behovet for å bygge dyre kommunikasjoner for drivstofftransport - rørledninger.

Markedet venter på en regjeringsbeslutning basert på resultatene fra det første utvalget av prosjekter innenfor rammen av det all-russiske programmet for modernisering av termiske kraftverk og diskuterer endringer i mekanismen, som er planlagt brukt igjen i sommer. Det andre konkurransedyktige kapasitetsvalget for modernisering (COMMod), denne gangen for 2025, er faktisk planlagt gjennomført før 1. september. Mulige justeringer av utvelgelsesreglene, problemer med lokalisering av gassturbiner og spørsmål om distribusjon av frigjorte forbrukermidler, på grunn av hvilke avkastningen av investeringer til generatorer utføres, ble temaene for en sentral diskusjon på det russiske internasjonale energiforumet (RIEF) -2019), som ble holdt i St. Petersburg 25.–28. juni.

Kilde: energyforum.ru

Basert på resultatene fra salveutvalget av termiske kraftverkprosjekter for modernisering med igangkjøring i 2022–2024, ble 45 prosjekter valgt: 30 (totale kapitalkostnader for dem er estimert til 61,6 milliarder rubler) - under det konkurransedyktige utvalget av kapasitet for modernisering (COMMod), ytterligere 15 (63,5 milliarder rubler) - innenfor kvoten til Regjeringskommisjonen for utvikling av elektrisk kraftindustri. Samtidig har det blitt dannet en regional spesialisering i Unified Energy System (UES): 29 gassprosjekter vil bli implementert i sentrum av Russland og Ural (førsteprissone (1 CP)), i Sibir (2 CP) 16 kullprosjekter ble inkludert i den første bølgen av programmet. Totalt, i løpet av programimplementeringsperioden (2022–2031), er det planlagt å oppgradere opptil 41 GW kapasitet, og bruke opptil 1,9 billioner rubler på dette (inkludert 200 milliarder for modernisering i ikke-prissoner). Kilden til avkastning på investeringen for generatorer vil være de såkalte frigjorte midlene - penger som "forblir uavhentede" i energimarkedet når betalinger under det første CSA-programmet (kapasitetsforsyningsavtaler) fullføres. Volumet deres er foreløpig estimert til 3,5 billioner rubler, og å opprettholde den ekstra belastningen på forbrukerne innenfor disse grensene vil gjøre det mulig å oppfylle instruksjonene fra Russlands president Vladimir Putin og forhindre at energiprisene stiger over inflasjonsraten etter 2021.

Tre stier og en "stein ved gaffelen"

Etter det første utvalget, hvor prisene som et resultat av konkurranse sank med 30-40%, diskuterer sektoren aktivt temaet "Hva skal modernisering være - dyrt eller billig?", bemerket hun og åpnet nøkkelen rundt bord"Modernisering av russisk energi. Prognoser for videre utvikling”, Styreleder for representantskapet i Council of Energy Producers, styremedlem i Inter RAO Alexandra Panina.

"For øyeblikket ser det ut til at balansen ennå ikke er funnet," sa Panina, som modererte det runde bordet, tonen for diskusjonen.

Noen markedsaktører har tidligere kritisert resultatene av det første utvalget både for de høye kostnadene for prosjekter innenfor kvoten til regjeringskommisjonen, og for den utilstrekkelige dybden av oppdatering ved implementering av betydelig rimeligere prosjekter som passerte COMMOD. Spesielt ba TGC-2 myndighetene om å justere programmet ved å gi preferanser til termiske kraftverk. Store generatorer er bekymret for utsiktene til å oppgradere dampkraftverk (SPU) til mer effektive gassturbiner med kombinert syklus (CCG), men gassturbinene som er nødvendige for dette er ennå ikke produsert i Russland, og spørsmålet om deres lokalisering har heller ikke vært løst.

Systemoperatør UES (SO UES) presenterte tre scenarier for de neste valgene for modernisering på RIEF. De ble laget på grunnlag av søknader levert av markedsaktører for det første utvalget. "Prognosen vil ikke gå i oppfyllelse, men den har rett til å eksistere," advarte Fyodor Opadchiy, nestleder i styret i SO UES, forumgjestene. Hvis de nåværende parametrene til COMMOD CCGT-er opprettholdes, vil de begynne å bli valgt i 2027 (tre prosjekter er i gang for å konvertere CSP-er til CCGT-er), frem til det tidspunktet vil andelen utvalgte CHPP-er vokse organisk. Totalt, i henhold til dette SO UES-scenariet, vil 59 prosjekter bli valgt for 2025–2027: 34 av dem involverer modernisering av turbinutstyr, 18 - kjeleutstyr, 4 - begge. Samtidig vil spesifikke kapitalkostnader i 2025–2026 beløpe seg til 7,6–9 tusen rubler per 1 kW; i 2027 vil de øke flere ganger, og overstige 24,3 tusen rubler. Til sammenligning: de gjennomsnittlige spesifikke kapitalkostnadene for prosjekter som allerede har bestått COMMOD for 2022 er 5,3 tusen rubler per 1 kW, for 2023 - 7,2 tusen rubler, for 2024 - 8,5 tusen rubler.

Det andre scenariet, presentert av SO UES, innebærer å endre COMMOD-reglene til fordel for CHP. Her spådde regulatoren resultater kun for 2025. Mange prosjekter vil gå gjennom konkurransen - 41, mens spesifikke kapitalkostnader vil øke med 90% (14,4 tusen rubler per 1 kW mot 7,6 tusen i det første scenariet), LCOE - med 17%.

Tilgjengeligheten av verktøy for å regulere den endelige prisen var årsaken til valget av et lite antall termiske kraftverk, forklarte Mr. Opadchy senere. I den nåværende modellen er ikke kapitalutgifter ved seleksjon en avgjørende faktor, det vil si enkeltrenteprisen (LCOE), er i stor grad påvirket av indikatorer som DAM-koeffisienten og kapasitetsutnyttelsesfaktoren, bemerket Mr. Opadchiy; . I tillegg, ved innsending av CHP-søknader, vurderte deltakerne inntektene sine på day-ahead-markedet ekstremt lavt og tok ikke hensyn til økonomiske strømmer fra varmemarkedet, noe som påvirket konkurranseevnen til prosjekter negativt.

"Vi ble kritisert mye for kapasitetsfaktoren, først og fremst av forbrukere, men populære prosjekter ble valgt - den gjennomsnittlige kapasitetsfaktoren var 59% mot 43% i gjennomsnitt for termiske kraftverk i landet," bemerket lederen av Markedsrådet, Maxim Bystrov.

Det tredje scenariet til SO UES innebærer å justere mekanismen i motsatt retning - til fordel for innovative prosjekter, det vil si "fullføringen" av PSU til CCGT. I dette tilfellet, avhengig av nyansene, vil 5–9 prosjekter med en total kapasitet på 3–3,4 GW bli valgt for 2025. Spesifikke kapitalkostnader vil beløpe seg til 37,4–48,5 tusen rubler per 1 kW: i forhold til basisscenarioet vil de øke med 5,5–7,5 ganger, økningen i LCOE vil være 38–63%.

Under diskusjonen ble det også gitt uttrykk for en alternativ måte å oppdatere varmekilder på. Dette kan være mekanismen til et alternativt kjelehus, som nå implementeres i Russland. Ideen blir popularisert av føderale myndigheter: foreløpig var tre dusin kommuner interessert i alt-kjeleanlegget, men energidepartementet har så langt mottatt (og godkjent) søknader fra bare to byer. Problemet er at alle kostnader for å gjennomføre erstatningstiltak i dette tilfellet kompenseres av regionen, noe som skaper hodebry for guvernørene; det er lettere å flytte kostnader til grossistmarkedet ved å modernisere termiske kraftverk gjennom det føderale programmet. Tidligere foreslo Markedsrådet å innføre et ekstra kriterium og velge prosjekter for modernisering kun i de regionene som er klare til å bekrefte en rask overgang til alt-kjele-metoden, sa Bystrov.

"Vår posisjon: prosjekter for gjenoppbygging av termiske kraftverk bør kun gis til de territoriene som tydelig viser et ønske om å skape et separat og rettferdig varmemarked i deres region," sa Bystrov under diskusjonen.

Venter på gassturbiner

Spørsmålet om å øke produksjonseffektiviteten under modernisering avhenger av lokaliseringen av gassturbiner. Hvis situasjonen endrer seg, er det en mulighet for at CCGT-prosjekter vil være kvalifisert for utvelgelse tidligere enn 2027, bemerket Fedor Opadchiy.

"CCGT-prosjekter har en økonomisk sjanse (for å bli valgt for påfølgende KOMMod. - Red.) selv uten å endre den økonomiske modellen - forutsatt at vi har en billig gassturbin," bemerket Fedor Opadchiy.

For tiden jobber sektoren med to mulige scenarier. Den første innebærer utvikling av innenlandske middels- og høyeffekts gassturbiner fra bunnen av. Ministerkabinettet har allerede uttalt at det har til hensikt å bevilge opptil 7 milliarder rubler til prosjektet som medfinansiering. Nærings- og handelsdepartementet har lovet å utlyse en konkurranse om utdelingen av dem i juli. Den potensielle mottakeren av prosjektet er Alexey Mordashovs Power Machines, støttet av departementet for industri og handel. I tillegg undersøker store generatorer alternativer for lokalisering av produksjon i Russland av eksisterende modeller av turbiner fra utenlandske leverandører. Inter RAO fører slike forhandlinger med GE, Gazprom Energoholding med Siemens, REP Holding med Ansaldo, og også (i samarbeid med Gazprom) med BHGE. Nærings- og handelsdepartementet prøver imidlertid å komplisere disse forhandlingene: i mai ble det kjent at Denis Manturovs avdeling foreslår å forplikte GEH og Inter RAO til å øke sine andeler i joint ventures med Siemens og GE fra 50 til 75 % pluss 1 aksje , noe som uunngåelig vil komplisere forhandlinger om lokalisering .

Prognosene til det aktuelle departementet passer inn i det grunnleggende designscenarioet til SO UES: CCGT-prosjekter vil begynne å gjennomgå seleksjon i 2025–2027, mener energidepartementet.

«Vi forventer at flere og flere gassrelaterte kjøretøy vil komme til utvalget... De besto ikke (det første utvalget - Red.) fordi de var dyrere. Men jeg vil si at 2025, 2026, 2027 er nøyaktig datoene da slike prosjekter, uten noen ekstra investeringer, vil bli fullført til en kostnad, sier Andrei Maksimov, visedirektør for utviklingsavdelingen for elektrisk kraftindustri i Energidepartementet. på RIEF (sitert av RIA News").

Samtidig "mener energidepartementet det rimelig" å først bestemme tiltak for å støtte produksjonen av gassturbiner i Russland, og først deretter, om nødvendig, gå tilbake til å diskutere spørsmålet om å skape et "spesielt gap" for CCGT enheter som en del av moderniseringsvalg. "Det er for tidlig å snakke om dette, de (turbiner - red.) er ikke der," forklarte Mr. Maksimov sin tanke.

Denne ideen ble kreativt utviklet av forbrukere: de mener at spørsmålet om lokalisering av valg bør midlertidig suspenderes til en beslutning er tatt, etter deres mening, tillater dette å gjøres.

"Det gir ingen mening å modernisere dampkraftsykluser - effektivitetsveksten er begrenset til 1-2 prosentpoeng La oss ta en pause, forstå hva vi vil ha med gassturbinkonstruksjon, og om et år vil vi gå tilbake til å diskutere modernisering ... Forbrukere trenger effektivitet, sa han på forumet i St. Petersburg, direktør for energiforbrukersamfunnet Vasily Kiselyov.

Ikke-prissoner blir bare dyrere

Under forumet ble det kjent at anleggsutgifter for fire RusHydro-prosjekter på Langt øst(1,3 GW), som allerede har fått godkjenning fra ministerkabinettet, er verdsatt av selskapet til 171 milliarder rubler. Tidligere spådde hydrogeneratoren at kostnadene for å modernisere fem termiske kraftverk i det fjerne østlige føderale distriktet ville være 153 milliarder rubler, og dermed har økningen i planlagte kostnader allerede utgjort 12%. Energidepartementet forventer også å motta søknader fra TGC-2, som også opererer i ikke-prissoner, spesielt i Arkhangelsk-regionen, rapporterte Andrey Maksimov. La oss minne om at totalt 200 milliarder rubler frigjorte midler er tildelt for å oppdatere kapasitet i ikke-prissoner. Energidepartementet skal levere endelig liste over bygge- og moderniseringsprosjekter til regjeringen innen 15. august.

Pristak skinner for Fjernøsten og kvoten til den juridiske kommisjonen

Den største kontroversen i sektoren ble forårsaket av resultatene av utvelgelsen innenfor kvoten til regjeringskommisjonen - kostnadene her er litt høyere (med 1,9 milliarder rubler) enn for prosjektene som ble valgt på KOMMOD, og ​​volumet av modernisert kapasitet er betydelig mindre : 1,78 GW mot 8,61 GW. Regjeringskommisjonen valgte prosjekter basert på fem kriterier: økonomi (effektivt, billig for forbrukerne), deltakelse i varmeproduksjon, øke miljøvennligheten til termiske kraftverk, tilstedeværelsen av innovative løsninger i prosjektet og slitasje på utstyr (tømt ressurs og indeks teknisk tilstand(DET ER)). De dyreste moderniseringsprosjektene i Sibir, inkludert i programmet uten konkurranse, når det gjelder spesifikke kapitalkostnader er sammenlignbare med de dyreste kjernekraftenhetene, Vasily Kiselev var indignert. En av grunnene til dette er at prosjekter i 2 sentrale soner ble inkludert i programmet på grunn av «miljøfaktoren».

“Miljøvennlighetskriteriet (ble introdusert. - Red.) bare for 2 sentrale anlegg, siden det er kullblokker, og i 1 sentralanlegg er det gass. Det er et spørsmål om kriterier og deres vekt under utvelgelsen innenfor kvoten til regjeringskommisjonen, siden de ga resultatet som ble oppnådd,” sa Mr. Maksimov.

Forbrukerne insisterer på å innføre et "pristak" for prosjekter valgt manuelt av regjeringskommisjonen, samt for modernisering i ikke-prissoner.

"Pristak i henhold til kvoten til den juridiske kommisjonen, som forbrukerne snakker om... Her er vi til og med enige med dem, vi må se i denne retningen. Det eneste er sannsynligvis at det ikke er behov for å endre det regjeringskommisjonen allerede har vedtatt: regjeringen har ikke revers," bemerket Maxim Bystrov.

Markedsrådet støtter også en annen endring av mekanismen for valg av prosjekter for modernisering. Regulatoren anser det som mulig å snakke om å øke dybden av modernisering, og gi som obligatoriske tiltak en omfattende utskifting av en turbin eller kjele, og ikke deres deler.

Statens økonomiske komité uttrykte også misnøye med et annet kriterium fra regjeringskommisjonen - ITS. Generatoren anser det som urettferdig at det føderale renoveringsprogrammet inkluderer enheter hvis eiere tidligere brukte mindre på reparasjoner.

– Det har blitt sagt mye om at ITS, innenfor rammen av regjeringsoppdraget, delvis har snudd bildet for oss. Vi gjorde en veldig interessant øvelse for oss selv. Vi tok rapportene til nesten alle store offentlige selskaper og fant en morsom sammenheng: Jo høyere kostnadene det er for å opprettholde kapasiteten i et selskap, jo mer penger bruker selskapet på å opprettholde eksisterende kapasitet, jo høyere er ITS-kostnadene , jo lavere er den tekniske indekstilstanden. Det viser seg at de som underreparerte faktisk mottar preferanser. Er det rett eller galt? Dette er en egen sak, sier Mikhail Bulygin, direktør for arbeid med elektrisitetsmarkedet til Statens geologiske foretak.

«Vi ved Institutt for elektrisk kraftutvikling (Energidepartementet - Red.) var i utgangspunktet imot dette kriteriet (ITS - Red.), som dukket opp i siste øyeblikk. Men kollegene våre støttet oss ikke. Det virker for oss som om det ikke er nødvendig, sa Andrei Maksimov.

Det er imidlertid tvilsomt å gjøre justeringer av mekanismen - regulatorer presser på fristen for neste valg for modernisering med tilbakeføring av oppdaterte prosjekter til markedet i 2025. Aksept av prissøknader er berammet til 29.–30. august.

«Selvfølgelig kan prosedyren forbedres, men det er viktig å huske på at det er kort tid igjen før kåringen for 2025, og hvis vi ønsker endringer, så må vi formulere og gjøre alt nå. Se etter en slags konsensus. Men likevel, tatt i betraktning alle meningene, virker det for meg som om utvalget var ganske balansert - alles interesser ble ivaretatt så mye som mulig," sa lederen av Markedsrådet.

Det er kanskje ikke nok penger til alle

Situasjonen med prisparametrene til moderniseringsprogrammet skaper bekymring blant regulatorer. Under det første utvalget ble totalt 125,1 milliarder rubler delt ut av 1,7 billioner rubler planlagt for fornyelse av termiske kraftverk i prissoner. Dette er betydelig lavere enn regulatorenes prognose på 374 milliarder rubler, men det ble gjort på grunnlag av maksimale priser uten å ta hensyn til effekten av konkurranse. Besparelsene som skapes nå er imidlertid kanskje ikke nok: det er ikke snakk om å spare i lys av presidentens instruksjoner ennå, bemerket markedsrådets leder.

"Markedsrådet" presenterte på forumet en prognose for prisdynamikk for grossistmarkedet for elektrisitet frem til 2035, tatt i betraktning alle hoved- og tilleggsprispremiene. I 1. sentralbank vil prisene generelt holde seg innenfor inflasjonsområdet, en liten overskridelse er mulig i 2027–2033, deretter vil prisene synke. I Sibir er situasjonen mye mer komplisert. I 2 sentrale soner overstiger prisene i prognosen maksnivået betydelig i 2028–2035. I denne forbindelse foreslo Maxim Bystrov å se på resultatene av de kommende konkurranseutvalgene og vurdere utsiktene for å legge til listen av regjeringskommisjonen.

"Hvis det i den første prissonen, til tross for et lite overskudd etter 2026, kan dukke opp ytterligere penger innen 2034-2035, så, tatt i betraktning hvilke dyre prosjekter som ble valgt av riktig kommisjon, er alt veldig dårlig i den andre prissonen. Derfor vil jeg risikere å gi uttrykk for den opprørske tanken om at kanskje ikke regjeringskommisjonene bør fjernes flere prosjekter innenfor rammen av 15 %-kvoten i Sibir, inntil vi forstår hva som vil skje med konkurranseutvalg,” sa lederen av Markedsrådet.

"Markedsrådet" gikk imidlertid ut fra de maksimalt mulige estimerte kostnadene, uten å ta hensyn til faktoren med konkurransedyktige prisreduksjoner, "forsøkte å skremme alle så mye som mulig," "for å gå fra dårlig til god," Maxim Bystrov avklart, og svarte på Alexandra Paninas spørsmål. I den første prissonen brytes ikke inflasjonen gjennom av modernisering; selv fornyelse i Fjernøsten passer inn i prognosen, noe som forårsaker opphetede diskusjoner i energimiljøet, bemerket fru Panina. Årsaken er kostnadene til kjernekraftverk, fornybare energikilder og COM for ny generasjon for testing av eksperimentelle innenlandske CCPPer (KOM NGIO; i Mr. Bystrovs presentasjon ble disse kostnadene betegnet som "Power machines"). Gjennomsnittlige kapitalutgifter for COMMOD utgjorde litt over 7 tusen rubler per 1 kW, ved de siste valgene av vindparker - 64 tusen rubler, solkraftverk - 49 tusen rubler med en betydelig lavere kapasitetsfaktor, prisene for atomkraftverk overstiger 100 tusen rubler, bemerket moderatoren.

Den enhetlige teknologikonkurransen som det mest markedsvennlige alternativet ble gjentatte ganger nevnt under diskusjonen. Maxim Bystrov innrømmet i begynnelsen av diskusjonen at hvis den hadde funnet sted under gjeldende forhold for alle typer produksjon, ville alle volumer gått til termiske kraftverk. Fra et markedssynspunkt er det riktigere om forbrukerne først betaler for billigere kapasiteter, og deretter, etter hvert som de er oppbrukt, dyrere, det vil si først modernisering, og deretter, om nødvendig, fornybare energikilder, sa generaldirektør. Direktør for En+-utvikling Igor Popov , snakker på vegne av både forbrukere og energiprodusenter (En+-beholdningen kontrollerer RUSAL, Eurosibenergo (Irkutskenergo)). Enkeltvalg er den rette historien for forbrukere, men det innebærer et enkelt produkt, sa han. I dette tilfellet er det riktig å overføre kunstige elementer av støtte til andre sektorer, for eksempel for å bidra til å utvikle eksportpotensialet til innenlandske fornybare energikilder gjennom Nærings- og handelsdepartementet, på grunn av hvilke "grønne" leverandører kan spille i energimarkedet generelle regler, uttrykte Mr. Popov igjen en idé som ble delt av mange representanter for energisamfunnet.

"Markedsrådet" er også imot alle ikke-markedsmessige tillegg og går inn for at regjeringen løser problemene sine ved å finne reserver, i stedet for å ta ut penger fra energimarkedet, sa Maxim Bystrov.

Men nøkkelspørsmålet som ble formulert av Panina under diskusjonen er: "Er dyre atomkraftverk og prosjekter for fornybar energi virkelig så viktige, eller kan de regulere problemet med å holde energiprisene innenfor inflasjonsgrensene?" – forble uten et direkte svar.

CCGT-installasjon designet for samtidig å konvertere energien til to arbeidslegemer, damp og gass, til mekanisk energi. [GOST 26691 85] kombinert syklusanlegg En enhet som inkluderer stråling og konvektiv varmeoverflater,... ...

Kombinert anlegg- en enhet som inkluderer stråling og konvektiv varmeflater som genererer og overoppheter damp for drift damp turbin på grunn av forbrenning av organisk brensel og gjenvinning av varmen fra forbrenningsprodukter brukt i en gassturbin i... ... Offisiell terminologi

Kombinert anlegg- GTU 15. Kombinert syklusanlegg En installasjon designet for samtidig å konvertere energien til to arbeidsvæsker, damp og gass, til mekanisk energi Kilde: GOST 26691 85: Termisk kraftteknikk. Begreper og definisjoner originaldokument 3.13 par... Ordbok-referansebok med vilkår for normativ og teknisk dokumentasjon

kombinert syklus gassanlegg med intra-syklus gassifisering av biomasse- (avhengig av gassifiseringsteknologien som brukes, når effektiviteten 36–45%) [A.S. Goldberg. Engelsk-russisk energiordbok. 2006] Emner: energi generelt EN biomasseintegrert gassifiseringsanlegg for kombinert syklus ... Teknisk oversetterveiledning

kombinert gassanlegg med kullgassifisering i syklus- - [A.S. Goldberg. Engelsk-russisk energiordbok. 2006] Emner: energi generelt EN forgassingsanlegg for kombinert syklus ... Teknisk oversetterveiledning

gassanlegg med kombinert syklus med kullgassifisering i syklus (CCP-VGU)- - [A.S. Goldberg. Engelsk-russisk energiordbok. 2006] Emner: energi generelt EN kullgassifiseringskraftverk integrert kullforgassingsanlegg med kombinert syklus ... Teknisk oversetterveiledning

kombinert gassanlegg med gassifisering i syklus av kull ved bruk av luftblåsing- - [A.S. Goldberg. Engelsk-russisk energiordbok. 2006] Emner: energi generelt EN luftblåst integrert kullforgassingsanlegg med kombinert syklus ... Teknisk oversetterveiledning

kombianlegg med gassifisering i syklus av kull ved bruk av oksygenblåsing- - [A.S. Goldberg. Engelsk-russisk energiordbok. 2006] Emner: energi generelt EN oksygenblåst integrert kullforgassingsanlegg med kombinert syklus ... Teknisk oversetterveiledning

kombianlegg med etterforbrenning- - [A.S. Goldberg. Engelsk-russisk energiordbok. 2006] Energitemaer generelt EN kombinert syklusanlegg med tilleggsfyring ... Teknisk oversetterveiledning

kombianlegg med ekstra brenselforbrenning- - [A.S. Goldberg. Engelsk-russisk energiordbok. 2006] Emner: energi generelt EN supplerende fyrt kombianlegg ... Teknisk oversetterveiledning