29 ноября в Москве состоялся круглый стол на тему «Критерии эффективности проектов модернизации ТЭЦ» , на котором эксперты обсудили подходы к выбору таких критериев с учётом опыта реализации программы ДПМ. Организатор мероприятия - . Ведущим круглого стола стал Межевич Валентин Ефимович , член правления ПАО «РОССЕТИ».

Поводом для данного обсуждения стало совещание , проведенное Президентом Российской Федерации Владимиром Владимировичем Путиным 14 ноября 2017 г., в рамках которого было принято решение о реинвестировании средств, высвободившихся после действия программы ДПМ (договор о предоставлении мощности), в глубокую модернизацию тепловой генерации.

С предложениями критериев по отбору проектов строительства и модернизации энергообъектов выступил Дорфман Юрий Валентинович , и.о. первого заместителя генерального директора по технической политике ПАО «ТГК-14». Он представил 8 критериев:

1. Объем энергии, производимой в режиме когенерации. Замена генерирующих мощностей должна быть направлена на увеличение производства энергии в режиме комбинированной выработки.

2. Энергетическая сбалансированность. Модернизация должна быть направлена на достижение энергетической сбалансированности.

3. Экология. В соответствии с данными Росстата за 2016 год города Чита и Улан-Удэ входят в тройку городов с самым загрязненным воздухом в стране. Кроме того, в них функционируют низкоэффективные котельные. При закрытии котельных и подключении объектов теплоснабжения к ТЭЦ удельная эмиссия выбросов снижается в 1,5-2 раза. Выброс бенз(а)пирена при переходе на централизованное теплоснабжение снижается в 3-4 раза на каждую тонну сожженного твердого топлива. С целью снижения негативного воздействия на экологию, требуется модернизация оборудования.

4. Топливная эффективность. ПАО «ТГК-14» имеет одно из самых высоких значений показателя удельного расхода топлива. Снижение удельного расхода топлива является фактором сдерживания роста тарифа на тепловую энергию. Чем выше топливная эффективность, тем предпочтительнее проект.

5. Оставшийся парковый ресурс. Замене должно подвергаться оборудование, парковый ресурс которого исчерпан.

6. Резерв мощности для присоединения потребителей. Отсутствие возможности технологического присоединения новых объектов капитального строительства является сдерживающим фактором развития регионов. Модернизация должна быть направлена в первую очередь на станции, исчерпавшие резерв мощности.

7. Надежность. В первую очередь необходимо осуществить модернизацию высоко изношенных генерирующих мощностей.

8. Наличие первичной инфраструктуры. Наличие первичной инфраструктуры (дымовая труба, внешние инженерные сети, транспортные пути) сокращает затраты на реализацию проекта и уменьшает срок ввода мощности в эксплуатацию.

«Подход к отбору проектов по строительству и модернизации энергообъектов должен учитывать весь комплекс критериев», - закончил выступление Юрий Дорфман.

Ю. Дорфман

Вице-президент НП «Энергоэффективный город» Сергей Сергеевич Белобородов представил в качестве критериев выбора проектов модернизации ТЭС следующие показатели:

Надёжность электро- и теплоснабжения потребителей;

Топливная эффективность (КИТТ);

Экология (улучшение экологической ситуации);

Локализация производства оборудования в Российской Федерации (создание рабочих мест);

Парковый ресурс оборудования;

Стоимость жизненного цикла (отсутствие связи с курсом валют);

Стоимость электрической и тепловой энергии для потребителей.

Катаев Андрей Михайлович , директор по энергетическим рынкам АО «СО ЕЭС» добавил, что главной проблемой является то, что каждый под словом модернизация понимает что-то свое.

«Если стоит вопрос, что такое модернизация, мне кажется, самое важное ответить, какие задачи мы решаем. С точки зрения большой генерации вопрос понятен - не надо закрывать нормальную станцию, выводить все блоки 300 МВт, давайте за 25-50% цены продлим ресурс еще лет на 20. С точки зрения теплоснабжения городов сегодня задача не урегулирована, и уж тем более никто не попытался сформулировать ответы на эти задачи: что мы хотим увидеть через 5-10 лет», - резюмировал он.

По мнению эксперта для недопущения ухода потребителей с ОРЭМ потребность в дополнительных надбавках на модернизацию должна быть абсолютно прозрачна и экономически обоснована.

В случаях если парковый ресурс оборудования истек из-за прибыльной работы на оптовом рынке и требуется его продление для прибыльной работы в дальнейшем или возможно качественное улучшение характеристик оборудования для получения большей прибыли на рынке, то надбавка не требуется.

В случае если парковый ресурс оборудования истек из-за убыточной работы на оптовом рынке по требованию системного оператора и требуется его продление для продолжения убыточной работы на рынке, то надбавка необходима, если оборудование нельзя заместить более эффективным новым строительством или сетевым решением.

Согласно данным СИПР за последние 16 лет (2000-2016) в России было выведено из эксплуатации 18 ГВт устаревших генерирующих мощностей, т.е. средний объем вывода примерно 1,1 ГВт в год:

• данные выводы происходили в разных экономических сценариях (до начала реформы РАО ЕЭС, в ее процессе, в ходе программы ДПМ);
• мероприятия, связанные с данными выводами, не требовали специальных инвестиционных надбавок в тарифы;
• вывод данных объектов генерации не стал причиной социальных взрывов или проблем с электро- и теплоснабжением.

По мнению представителя ПАО «Фортум» при сохранении тренда последних 16 лет на горизонте до 2035 года можно будет вывести до 20 ГВт устаревших мощностей без создания значимых проблем для энергосистемы и экономики страны в целом.

Рис. Источник ПАО «Фортум».

Косяков Сергей Алексеевич , представитель ООО «Невская Энергетика», для корректного анализа проектов модернизации (реконструкции) ТЭЦ предложил использовать критерий: «удельная выработка суммарной теплофикационной электрической мощности, отнесенная к суммарно отпущенной тепловой мощности» . Такой критерий позволяет оценивать «интегральную тепловую эффективность» всей системы (схемы) теплоснабжения. Ключевым условием сопоставления вариантов модернизации (реконструкции) ТЭЦ, по мнению эксперта, является одинаковая электрическая мощность, поэтому для альтернативных вариантов (с недовыработкой электрической мощности) в затратах должны быть учтены затраты на «замещающую» мощность, вырабатываемую на КЭС (ГРЭС) системы. Это определяет состав приведенных затрат для сопоставления и выбора варианта модернизации.

С. Косяков

Валерий Федорович Очков , профессор НИУ «МЭИ», считает, что в крупном городе, тем более в мегаполисе, где есть избыток электроэнергии, поступающей из других регионов, ТЭЦ могут сохраниться и развиться за счет производства не только тепла и электроэнергии, но и дополнительных продуктов и услуг.

К этим продуктам и услугам можно отнести:

• холод (тригенерация);
• информацию (создание на территории ТЭЦ крупных облачных хранилищ информации в тренде развития цифровой экономики);
• зарядку электромобилей (генерация на ТЭЦ низковольтного постоянного тока на генераторах с паровым приводом);
• подготовку городской и питьевой воды;
• утилизацию сточных вод;
• выработку биогаза, а также перевод в тепло и электричество энергии других нетрадиционных источников (солнечная энергия, тепло недр, энергия ветра); выработку минеральных удобрений, строительных и иных материалов;
• утилизацию снега в городе;
• утилизацию бытового мусора;
• регенерацию противогололедных реагентов;
• очистку воздуха городских магистралей через теплотрассы;
• утилизацию избыточного давления газопроводов (турбодетандерные установки);

По мнению профессора, ТЭЦ также должны более активно внедрять современные технологии энергосбережения и энергоэффективности, базирующиеся на:

• аккумуляторах тепла и холода;
• тепловых насосах;
• источниках низкопотенциального тепла (реки, озера, канализационные стоки, подземные пласты и др.);

«ТЭЦ должны не противопоставлять себя современным локальным системам тепло-, электро- и хладоснабжения бытовых и промышленных потребителей, а интегрироваться в данный современный тренд», - добавил эксперт.

После выступлений состоялся обмен мнениями присутствующих экспертов.

В. Очков

Подводя итоги заседания, Валентин Межевич предложил президенту НП «Энергоэффективный город» Виктору Семенову собрать и объединить все предложения участников дискуссии, а также «продолжать проводить подобные мероприятия, пока не будет выработано что-то, что удовлетворит экспертное сообщество в качестве предложений для органов госрегулирования».

После мероприятия президент НП «Энергоэффективный город» Семенов Виктор Германович дал комментарий для портала ЭнергоСовет.Ru.

«При отборе проектов модернизации должен быть учтен общесистемный эффект. Возьмем конкретный случай, ТЭЦ-2 в Улан-Удэ. Заместитель директора АО «Системный оператор ЕЭС» Андрей Катаев правильно сказал: с точки зрения потребления электроэнергии станция не нужна. По мнению вице-президента НП «ЭГ» Сергея Белобородова с точки зрения надёжности теплоснабжения - нужна. При этом станция расположена так, что, если отключается электроэнергия, идут гидроудары в сетях, и поэтому вода сливается. Происходит это потому, что ТЭЦ-2 расположена на холме, из соображений соблюдения экологических требований. Эти факторы взаимно влияют друг на друга. Как в этой ситуации оценить проект по нескольким показателям? Просто оценить можно, сравнивать - нельзя.

Конкурс проектов модернизации подразумевает выбор. Выбор на основании стоимости предполагает, что мы по каким-то финансовым показателям должны сравнивать и выбирать то, что дешевле. Но если мы будем выбирать то, что дешевле, получится, что мы будем делать энергетические блоки или турбины, которые дешевле всего отремонтировать. При этом они могут оказаться не нужны. Т.е. мощность мы восстановим, но это будет та мощность, которая не задействована. Если мы вводим при отборе коэффициент, который будет учитывать, как сегодня турбина загружена, то это опять-таки не показатель. Турбины после модернизации могут быть загружены совершенно по-другому.

Выход из ситуации, безусловно, есть. Это общесистемный (народно-хозяйственный) эффект, он должен быть измеряем, причём, в рублях. Т.е. должна быть разработана некая методика оценки последствий модернизации конкретной ТЭЦ.

Предстоит оценить, сколько стоят выбросы; оценить надёжность; посмотреть, сколько стоят другие замещающие мероприятия, которые обеспечат такую же надёжность. Необходимо просчитать снижение затрат на строительство новых электрических сетей - какие конкретные электрические сети не надо будет строить, сколько они стоят. В отношении предотвращения аварий: сколько возможно и каких аварий, оценка стоимости последствий. Оценить затраты на сетевую инфраструктуру при подключении новых потребителей.

Всё должно быть приведено к одному всего показателю - к величине эффектов. Тогда конкурс может быть проведён не на минимизацию, а, наоборот, на максимальный эффект. Мы вкладываем 1 рубль, и оцениваем, сколько эффектов имеем на этот рубль на выходе.

Такой подход всех бы устроил. Существуют разрозненные методики для оценки отдельных эффектов. Опыт комплексного решения, учитывая разноплановые эффекты, имеется у .

Новая программа модернизации тепловой энергетики (ДПМ-2) вызвала довольно острую дискуссию между генерацией, потребителями, Министерством энергетики, отраслевыми сообществами и экспертами. Предыстория: парк тепловых станций устарел, а на нем держится 60% российской генерации. Средний возраст российской ТЭС - тридцать пять лет, а из 244 ГВт установленной мощности 129 ГВт (то есть больше половины) в ближайшие пятнадцать лет выработают ресурс.

При этом в стране очевидные проблемы профицита мощностей, которые давят на цену электроэнергии и искажают рыночные принципы функционирования отрасли. Но цена на электричество для российской промышлености сопоставима с уровнем цен в Китае, США и некоторых европейских странах. И возможностей для маневра за счет роста цен у отечественной энергетики не так много.

Как получилось, что профицит не нивелирует проблем с выводом устаревших мощностей? Дело в том, что ситуация с мощностями по стране неоднородна. В некоторых регионах острых проблем с тепловой генерацией нет, а где-то, наоборот, вопрос модернизации стоит очень остро - например, в Центрально федеральном округе, где относительно мягкий климат не позволяет ТЭЦ работать столь же эффективно, как станциям на Урале. В ЦФО накоплен огромный инфраструктурный износ. Главный оператор теплогенерирующих мощностей в Центральной России - компания «Квадра». Новая программа модернизации ТЭЦ в сложившихся условиях регулирования рынка ей крайне необходима. Продолжая обсуждение ДПМ-2 на страницах «Эксперта», генеральный директор ПАО «Квадра» Семен Сазонов рассказал, почему у программы ДПМ-2 нет альтернатив.

- Самая актуальная тема в теплоэнергетике - одобренная президентом РФ программа Минэнерго по модернизации энергетики в части тепловой генерации, которую называют ДПМ-2. Насколько для «Квадры» важно участие в этой программе и определились ли в компании с потенциальными объектами модернизации?

- Безусловно, мы планируем принять участие в реализации программы ДПМ-2. Мы активно ведем предпроектную работу, готовим обоснование, а также предложения по базовым принципам механизма отбора проектов для модернизации. Вообще, первым позитивным моментом в российской теплоэнергетике в прошлом году стало определение целевой модели рынка тепловой энергии, которая вводит понятие альтернативной котельной и закрепляет новый подход к тарифообразованию в отрасли. Второй и главный момент - как раз программа ДПМ-2.

- Почему?

Эта программа - единственно возможный оптимальный источник модернизации изношенных мощностей в отечественной теплоэнергетике. Во многих регионах присутствия мы реализуем масштабные программы модернизации тепловых сетей. Следующий этап развития - программа модернизации действующих генерирующих мощностей, которую предлагает реализовать Министерство энергетики России. Результатом будет снижение износа и повышение надежности генерирующих активов, а также повышение экономичности производства. Кроме того, реализация программы приведет к мультипликативному эффекту в смежных отрасля

тема: (309 материалов)

В настоящее время работает депутатская комиссия, занимающаяся вопросом модернизации ТЭЦ Бишкека на средства китайского кредита. Судя по тому, как долго она рассматривает подробности соглашения с "Эксимбанком" Китая и принятия объекта в эксплуатацию, отчет комиссии хотят похоронить. сайт решил вспомнить главных лиц, участвующих в подготовке соглашения, и тех, при ком открывали модернизированную часть теплоэлектроцентрали.

Соглашение между Китаем и Кыргызстаном

16 июля 2013 года ОАО "Электрические станции" и китайская компания ТВЕА заключили кредитное соглашение на реализацию проекта "Модернизация ТЭЦ Бишкека" на сумму $386 млн . По информации ТВЕА, проект модернизации осуществлен в рамках межправительственного соглашения.

Для этого власти Кыргызстана одобрили кредит от "Эксимбанка" Китая в размере $386 млн. С учетом процентов до 2033 года наша страна должна вернуть $480 млн. С 14 мая 2014 года Кыргызстан выплачивает только проценты. Период погашения основной суммы кредита начинается с 21 апреля 2025 года.

Кроме того, ТВЕА предоставила ОАО "Электрические станции" грант на общую сумму $20,3 млн : $3 млн потратили на подготовку ТЭЦ для строительства Кара-Кечинской ТЭС, $9 млн – на покупку двух автотрансформаторов и их монтаж, $1 млн - на закупку кабельной продукции, $3 млн - на обучение персонала ТЭЦ Бишкека, примерно $1 млн заложили на обслуживание линии электропередачи "Датка-Кемин", на $200 тыс. купили мебель для административного здания ТЭЦ. Например, купили 200 стульев по $130 за штуку. $100 тыс. потратили на оргтехнику. $1 млн ТВЕА обещала потратить на спецтехнику, которую предоставит стране после модернизации ТЭЦ.

За $2 млн китайская сторона обязалась построить школу в новостройке "Калыс-Ордо". Ее открыли в 2017 году, так как трижды менялись подрядчики. Но позже Генпрокуратура возбудила дело из-за хищений при ее строительстве.

Отметим, ТВЕА сама покупала оборудование в Китае и сама выбирала субподрядчиков для проекта. В контракте говорится, что подрядчик не обязан предоставлять подробную расшифровку ценового перечня. Что касается гранта, то, по данным Госкомитета промышленности, энергетики и недропользования, ТВЕА сама решала, на что потратить грант, и определяла стоимость покупок условно. Детальных документов о том, как тратились грантовые деньги, нет.

На такие условия соглашения подписались кыргызстанские чиновники.

"Кыргызская сторона заключила договор с таким условием: мы берем на себя $386 млн долга, а вы нам строите два котла. Как вы строите, как вы покупаете - к сожалению, это условие мы не контролировали. Так заложено в договоре", - кратко объяснил суть соглашения Исхак Масалиев, член депутатской комиссии по модернизации ТЭЦ.

До аварии на ТЭЦ, случившейся в январе 2018 года, на территории, которая не модернизировалась, подробности кредитного соглашения не обсуждались. Было не комильфо после одного из выступлений президента.

"Когда кто-то говорит, что не надо было кредит брать на "Датка-Кемин" или ТЭЦ Бишкека, я скажу: или это недоумки, или люди, выполняющие чье-то поручение. Если бы у нас не было "Датка-Кемин", если бы мы не сделали реконструкцию ТЭЦ, если бы у нас не хватало электроэнергии, какой инвестор сюда придет?" – .

Из-за чего скандал?

Детонатором послужила авария на ТЭЦ в январе 2018 года, когда примерно неделю бишкекчане мерзли в квартирах. Несмотря на то что авария произошла на территории старой ТЭЦ, встал вопрос: почему не справилась новая? Тогда же начали поднимать вопрос о том, была ли коррупция при заключении соглашения и во время модернизации и кто к ней причастен.

1. Условия соглашения

Кредит предоставили на условиях, что TBEA делает все сама. Таким образом, Кыргызстан не мог принимать участия в выборе оборудования, подрядчиков и пр. Кыргызстан только платит кредит. Об этом сейчас говорят чиновники и энергетики. При этом обслуживание кредита отнюдь не дешевое. То есть недавно построенную часть ТЭЦ, возможно, нужно будет заново модернизировать до того, как страна вернет кредит.

2. Стоимость модернизации

Общественность и депутаты докопались до того, что нашли некоторые финансовые документы. Многие вещи при модернизации закупали по крайне завышенным ценам. Всплыли данные, что плоскогубцы стоили $600, вулканизатор - $9 500, видеокамеры наблюдения - $14,5 тыс. за штуку.

Директор ТЭЦ Омуркул Нурлан уулу после увольнения разоткровенничался. По его мнению, - $250-260 млн, а не $386 млн, которые на нее в итоге потратили.

Учитывая, что все стали изучать проекты TBEA в других странах, тоже напрашивается вопрос: почему так дорого строили у нас? А ведь чем больше цена, тем сложнее выплачивать кредит.

3. Технические характеристики

Условия соглашения обсуждались в 2013 году. Тогда российский завод "Сибэнергомаш", чьи котлы стоят на ТЭЦ Бишкека, раскритиковал проект модернизации. И перечислил, .

Плюс сейчас изучается следующий вопрос: почему цех химводоподводки к новым агрегатам начнут строить только в этом году, ведь старый химцех был рассчитан только на старое оборудование, а к нему подключили и старое, и новое. Именно там произошла авария. Изначально химцеха вообще не было в проекте. ТВЕА, основываясь на переданные данные от ТЭЦ, приняла решение о том, что нет необходимости строительства цеха для новых блоков. Но только в середине 2017 года, когда уже надо было перерезать красную ленту, Нацэнергохолдинг и "Электрические станции" буквально заставили китайцев построить в счет утвержденного бюджета. Тогда директором компании только назначили Узака Кадырбаева.

В итоге депутаты создали свою комиссию по изучению вопроса модернизации. Также правительство создало межведомственную комиссию. А ГКНБ завел уголовное дело.

Кто имел отношение к заключению соглашения?

Жанторо Сатыбалдиев, премьер-министр 2012-2014 годов

Сатыбалдиев ответственность возложил на Министерство энергетики и ОАО "Электрические станции".

Распоряжение премьер-министра Жанторо Сатыбалдиева о начале переговоров с китайской компанией по условиям проведения модернизации и финансирования проекта подписано 8 июля 2013 года. Сатыбалдиев поручил Министерству энергетики и промышленности и Министерству финансов вместе с TBEA и Экспортно-импортным банком Китая проработать проект кредитного соглашения на получение финансирования от последнего.

Глава правительства также утвердил отдельную межведомственную комиссию по проведению переговоров. От Кыргызстана в нее вошли министр энергетики и промышленности Осмонбек Артыкбаев , три депутата парламента от комитетов по бюджету и финансам, по топливно-энергетическому комплексу и недропользованию и по международным делам, заместители министров энергетики и промышленности, финансов, экономики, зампредседателя Фонда госимущества, представитель Наблюдательного совета по инициативе прозрачности ТЭК, гендиректор ОАО "Электрические станции" Салайдин Авазов и директор ТЭЦ Бишкека Андрей Воропаев .

На заседании депутатской комиссии Жанторо Сатыбалдиев заявил, что в техническую часть модернизации ТЭЦ и соглашения с TBEA не вмешивался. Так как всецело посвятил себя решению проблем с "Кумтором". Экс-премьер, доверившийся тогда руководителям энергосектора, сказал: "Специалисты сказали, что все нужные вещи указали в техническом задании. Салайдин Авазов (директор "Электрических станций" в 2013 году) сказал, что все указано. Я доверяю этому человеку".

Он заверил, что документы по модернизации ТЭЦ подготовили Министерство энергетики и ОАО "Электрические станции".

Осмонбек Артыкбаев, министр энергетики в 2013-2014 годах

Артыкбаев ответственность возложил на ОАО "Электрические станции".

Бывший министр, а ныне действующий депутат Жогорку Кенеша от фракции СДПК Осмонбек Артыкбаев по поводу заключения соглашения рассказал, что переговоры о модернизации ТЭЦ с китайским "Эксимбанком" и ТВЕА вело ОАО "Электрические станции".

Айбек Калиев, заместитель министра энергетики в 2013 году

Возложил ответственность на министра Артыкбаева и "Электрические станции".

Калиев был заместителем Артыкбаева, участвовал в различных совещаниях на правительственном уровне, посвященных модернизации ТЭЦ.

Салайдин Авазов, гендиректор ОАО "Электрические станции"

Кого считает ответственным, неизвестно. На заседания депутатской комиссии он не является.

Авазов, возглавлявший энергокомпанию на момент заключения соглашения, уже летом 2014 года предусмотрительно ушел на другую должность. Он стал мэром Джалал-Абада.

Андрей Воропаев, Омуркул уулу Нурлан

Руководство ТЭЦ Бишкека (Андрей Воропаев, потом Омуркул уулу Нурлан) также утверждает, что все документы, в том числе финансовые, были в "Электрических станциях", чьим подразделением ТЭЦ является.

Кто курировал ход модернизации?

Правительство

С 2013 по 2017 год сменилось несколько премьер-министров. На смену Жанторо Сатыбалдиеву в апреле 2014 года пришел Джоомарт Оторбаев , проработавший до апреля 2015-го.

С 3 апреля 2014-го по 5 ноября 2015 года вице-премьер-министр КР по экономике и инвестициям Валерий Диль , работающий в правительстве, курировал вопрос модернизации ТЭЦ. Именно ему отчитывались энергетики и чиновники Минэнерго.

Темир Сариев , работавший на посту премьер-министра с мая 2015-го по апрель 2016 года, на депутатской комиссии в 2018 году : "По контракту между ТВЕА и правительством КР изначально планировалось установить два новых агрегата. Мощность увеличена на 300 МВт. Станция отвечает экологическим нормам, используется местный уголь. Оба новых агрегата используют местные угли. Вообще авария никак не связана с модернизацией. Это вопрос подготовки к зиме".

При Сариеве вице-премьером был Олег Панкратов . Вникал ли он в ход модернизации, неизвестно, но комментарии в СМИ по этому поводу были.

После Сариева в апреле 2016 года главой правительства стал Сооронбай Жээнбеков , вице-премьером остался Олег Панкратов. Именно при Жээнбекове модернизацию ТЭЦ окончательно завершили.

Осмонбек Артыкбаев возглавлял Министерство энергетики до ноября 2014 года. Потом министром стал Кубанычбек Турдубаев .

Айбек Калиев был заместителем этих двух министров до ноября 2015 года, потом ненадолго стал замминистра экономики. В январе 2016 года , который создали, расформировав Минэнерго (часть функций отошла Госкомитету промышленности, энергетики и недропользования).

В июне 2016 года Дуйшенбек Зилалиев в правительстве Сооронбая Жээнбекова председателем Государственного комитета промышленности, энергетики и недропользования, которому отошла часть функций Минэнерго. К тому времени бюджет модернизации был утвержден. Он подал в отставку в декабре 2017 года в связи с заведением уголовного дела.

"Электрические станции"

На смену Саладдину Авазову в 2014 году пришел Абдылда Исраилов . Он проработал на должности несколько месяцев – с июня по ноябрь. В декабре гендиректором "Электрических станций" стал Таалайбек Толубаев , он проработал на должности вплоть до окончания модернизации ТЭЦ.

Его первым заместителем был Бердибек Боркоев , которого 3 марта 2018 года арестовали по делу о модернизации ТЭЦ. Но на момент задержания он эту должность не занимал.

Счетная палата

Председателем Счетной палаты была Эльмира Ибраимова .

Во время аудита в 2015 году Счетная палата обнаружила, что правительство не проводило тендер на модернизацию ТЭЦ. Но после аварии власти заявили, что по закону могли не проводить его при реконструкции такого объекта. Проект одобрили без серьезного обоснования стоимости и детальной сметы, решили в Счетной палате.

Кто принимал модернизированную ТЭЦ?

Официальная церемония открытия прошла 30 августа 2017 года с участием президента Алмазбека Атамбаева , руководства энергокомпаний и представителей китайского посольства и компании TBEA.

Однако рабочая группа, в которую входила масса чиновников и энергетиков, подготовила акт еще в июне 2017 года .

Об этом : "80% причин аварии связаны с человеческим фактором, а 20% - с износом оборудования, авария никак не может быть связана с модернизированной частью ТЭЦ. Все условия контрактного соглашения по проекту были выполнены. Проектирование строительства прошло строгий контроль и экспертизу соответствующих органов Кыргызской Республики".

Кто эти соответствующие органы?

Тогда главой "Электрических станций" был Таалайбек Толубаев . В июле, после завершения строительства на ТЭЦ, гендиректором стал Узак Кыдырбаев . Именно он проходит по уголовному делу.

Главой Нацэнергохолдинга был Айбек Калиев , уволенный премьер-министром 10 апреля в связи с неэффективной работой по устранению и предотвращению аварии на ТЭЦ.

Среди членов рабочей комиссии, которые принимали модернизированную ТЭЦ, были:

Председатель комиссии - главный инженер ТЭЦ Нургазы Курманбеков.

Заместитель председателя комиссии - заместитель директора ТЭЦ А. Айтикеев.

Члены комиссии от ТЭЦ Бишкека

Воропаев А. В. - заместитель главного инженера по электрооборудованию, бывший директор ТЭЦ;

Календарев Ю. П. - заместитель главного инженера по эксплуатации;

Шлопак А. А. - заместитель главного инженера по ремонту.

Начальники структурных подразделений ТЭЦ: Гавриленко Е. В., Аманалиев Э. Дж., Нусупбаев Э. С., Чуйко А. Н., Иконников П. Е., Руденко Б. Н., Жаныбаева Д. О., Великанов Е. В., Рогачев А. В., Алиев К. Б., Васильева Е. А.

Представители главного управления по модернизации проекта: исполнительный директор Темирлан Бримкулов, начальник Айталиев Ч. А.

Представители ОАО "Электрические станции": замдиректора ДЭиР Абдыкадыров А. Э., ведущий инженер Жунусов Р. Т., начальники отделов и управлений Безруков М. Ф., Абдулхаиров С. С., Шабралиев К. Б., Лифинцева О. В., Тургунбаев А. А., Жуманов М. Ж., Саламов У. С., Аманов С. М., Когай Э. М., Татыбеков Б. А.

К.т.н. П.А. Березинец, зав. лаборатории парогазовых установок, ОАО «ВТИ», г. Москва

Газотурбинные надстройки отопительных котельных

Появление на отечественном рынке энергетических газотурбинных установок (ГТУ) малой и средней мощности с неплохими экономическими показателями (КПД, габаритные размеры, стоимость) дает возможность реализовать комбинированную выработку тепла и электроэнергии в отопительных и промышленных теплоисточниках, использующих газообразное топливо.

При реконструкции отопительных котельных с использованием газотурбинных надстроек возникают следующие проблемы:

Вывод генерируемой электроэнергии (без этого об использовании ГТУ не может быть и речи);

Изыскание площади для размещения ГТУ (при отсутствии свободных площадей или неприемлемости других технических решений для размещения ГТУ использование их также невозможно);

Ограничение потребления природного газа (если разрешено потребление природного газа в количестве, достаточном только для обеспечения максимальной или более низкой тепловой нагрузки, то диапазон покрываемой ГТУ нагрузки сужается);

Необходимость повышения давления природного газа для ГТУ.

Модернизация отопительных котельных может выполняться двумя способами.

1. Посредством установки модулей ГТУ-ГПСВ (ГПСВ - газовый подогреватель сетевой воды) и интегрированием их в тепловую схему котельной. Фактически это расширение котельной, т.к. располагаемая тепловая мощность при этом увеличивается. Режим эксплуатации существующей части котельной в этом случае изменится из базового на пиковый. Выбор суммарной мощности модулей должен осуществляться при оптимальном коэффициенте теплофикации.

2. Посредством надстройки действующих водогрейных котлов газотурбинными установками. При этом способе необходимо согласование характеристик ГТУ и котлов. Это касается в первую очередь расхода выхлопных газов ГТУ, рас-

хода газов через водогрейные котлы и производительности дымососов. Возможны три схемы сопряжения ГТУ и водогрейного котла (рис. 1).

Первая - сбросная сбалансированная схема (рис. 1а), при которой весь расход выхлопных газов направляется в горелки водогрейного котла. Дополнительное топливо в водогрейном котле сжигается за счет воздуха, имеющегося в выхлопных газах ГТУ. При недостатке в них воздуха может быть использован дутьевой вентилятор. При отключении ГТУ сохраняется возможность работы котла на дутьевых вентиляторах. Перевод котла из комбинированного режима (с ГТУ) в автономный (с дутьевыми вентиляторами) наиболее просто осуществляется при остановленных ГТУ и котле переключением плотных газовых клапанов или заглушек.

Вторая - сбросная несбалансированная схема, когда расход выхлопных газов ГТУ превышает допустимый расход газов через котел.

За ГТУ можно установить ГПСВ, в котором выхлопные газы охлаждаются до температуры уходящих газов водогрейного котла. Необходимое для сжигания топлива количество газов направляется в горелки котла, а остальная часть выбрасывается в дымовую трубу. Сетевая вода нагревается в ГПСВ и водогрейном котле (рис. 1б). Тепловая нагрузка регулируется изменением расхода топлива в горелки водогрейного котла и необходимого для его сжигания расхода газов после ГПСВ.

В третьей схеме избыточная часть расхода выхлопных газов после ГТУ сбрасывается в ГПСВ, включенный параллельно водогрейному котлу (рис. 1в). Регулирование тепловой нагрузки осуществляется изменением расхода топлива в котле.

Для реализации последних двух схем необходимы дополнительные затраты на сооружение ГПСВ. Если не требуется увеличение тепловой мощности котельной, то в первую очередь должна рассматриваться сбалансированная схема.

Для иллюстрации использования ГТУ рассмотрим типичную районную отопительную котельную, оснащенную двумя котлами КВГМ-100, среднемесячная тепловая нагрузка которых в течение года представлена на рис. 2. График продолжительности действия тепловых нагрузок котельной и соответствующий ему график мощности ГТУ показан на рис. 3.

Котельная имеет возможность расширения за счет имеющихся свободных площадей и демонтажа неиспользуемого оборудования. На территории котельной есть место для размещения электротехнического оборудования, обеспечивающего передачу электроэнергии в энергосистему. Лимит потребления природного газа используется на 50%, т.к. расширение котельной остановлено из-за снижения темпов жилищного строительства. Избыточное давление природного газа, поступающего на территорию котельной, составляет 0,15 МПа, т.е. для работы ГТУ требуется установка дожимных компрессоров. Таким образом, котельная полностью удовлетворяет перечисленным условиям размещения в ней ГТУ. Показатели работы котельной, выполненной по сбалансированной схеме с использованием ГТУ различной мощности, представлены в табл. 1. В расчетах были приняты следующие температурные графики тепловой сети: зимний - 70/150 ОС, летний - 35/70 ОС.

При стоимости установленной газотурбинной мощности 600 долл. США/кВт фактический срок погашения 100% кредита (12 млн долл. США) на установку первой ГТУ составит 4 года. Однако для привлечения инвесторов следует ориентироваться на фактический срок погашения кредита до 2 лет, что также возможно, но при условии, если стоимость установленной мощности составляет менее 400 долл. США/кВт.

Таким образом, если в отопительной котельной имеются необходимые условия, то установка ГТУ с использованием сбалансированной или несбалансированной сбросной схемы может обеспечить существенный экономический эффект.

Газотурбинные и парогазовые ТЭЦ

Опыт разработки ГТУ-ТЭЦ показывает, что, не уступая паросиловым ТЭЦ по технико-экономическим показателям, ГТУ-ТЭЦ значительно дешевле по капитальным затратам, проще по устройству и эксплуатации.

Россия обладает значительным опытом освоения ГТУ-ТЭЦ. Первая такая установка была сооружена в 1971 г. для теплоснабжения г. Якутска. На этой ТЭЦ в настоящее время эксплуатируются четыре ГТУ типа ГТЭ-35 и две типа ГТЭ-45 производства ОАО «Турбоатом». Тепло выхлопных газов утилизируется в газовых подогревателях сетевой воды. Суммарная электрическая мощность станции составляет 230 МВт, максимальная тепловая нагрузка, отпускаемая электростанцией, превышает 300 Гкал/ч.

Главная проблема при использовании ГТУ-ТЭЦ - определение оптимальной доли газотурбинной мощности в отпускаемой тепловой мощности и числа часов ее использования. Если ГТУ-ТЭЦ работает на потребителя с постоянной круглосуточной тепловой нагрузкой, то максимальная выгода владельцу обеспечивается в том случае, если все тепло отпускается от газотурбинных установок. Если же в течение года тепловая нагрузка изменяется значительно, ГТУ будет использоваться существенно меньшее число часов, что в свою очередь будет повышать себестоимость электроэнергии.

Основную роль при решении этой задачи играют технико-экономические показатели ГТУ и ее мощность. Совершенно очевидно, что если КПД ГТУ в автономном режиме сравним с КПД паросиловой ТЭЦ в конденсационном режиме, то преимущество ГТУ-ТЭЦ неоспоримо в любом случае.

Электрический КПД современных ГТУ составляет 34-37%. Он близок или даже выше КПД паротурбинных установок ТЭЦ докритического давления, работающих в конденсационном режиме. Выработка тепла не снижает этого КПД в отличие от паротурбинных установок, где электрическая мощность и КПД вследствие отборов пара на теплофикацию (особенно промышленных, при высоком давлении) значительно уменьшаются.

Для увеличения выработки тепла в периоды максимальных нагрузок могут использоваться основные котлы-утилизаторы ГТУ, которые для этого оснащаются горелками для сжигания дополнительного топлива. Дополнительное сжигание топлива, однако, так же как и уменьшение тепловой нагрузки (недоиспользование тепла отработавших в ГТУ газов), снижает эффективность ГТУ-ТЭЦ. Даже с учетом этого ГТУ наиболее привлекательны для промышленных ТЭЦ со значительной долей стабильной паровой нагрузкой, хотя экономически ГТУ-ТЭЦ могут быть выгодными и при резко переменном графике тепловой и электрической нагрузки.

Наиболее эффективным вариантом модернизации ТЭЦ является использование бинарных парогазовых установок. При такой схеме каждая ГТУ работает на свой котел-утилизатор, в котором генерируется и перегревается пар, поступающий, например, в общий коллектор и из него в имеющиеся паровые турбины.

Схема котла для ПГУ-ТЭЦ может быть упрощена путем замены контуров низкого и среднего давления газоводяным подогревателем сетевой воды. Выработка тепла в этом случае осуществляется за счет отборов пара из паровой турбины и в газоводяном подогревателе.

Сравнительная эффективность газотурбинных и парогазовых ТЭЦ с ГТУ средней мощности (70 МВт), используемых для покрытия одной и той же заданной тепловой нагрузки, характеризуется данными, приведенными в табл. 2. Расчеты выполнялись с учетом срока использования -40 лет, при мировых ценах на топливо, оборудование, электроэнергию и тепло. Результаты свидетельствуют, что все варианты ТЭЦ при разумных тарифах и ценах на топливо эффективны. Наилучшие финансово-экономические показатели имеют ГТУ-ТЭЦ и ПГУ-ТЭЦ с турбинами типа Т.

Газотурбинные установки с котлам-утилизаторами лучше всего располагать в новом главном корпусе на площадке действующей ТЭЦ. В этом случае старые котлы и часть паровых турбин могут сохраняться в резерве для покрытия пиковых нагрузок или использоваться при перерывах в газоснабжении (т.к. в котлах в качестве резервного топлива может использоваться мазут).

На многих ТЭЦ возможна пристройка блока ГТУ - котел-утилизатор со стороны временного торца главного корпуса, ввод его в действие и подключение к паровому коллектору, создание резерва паровой мощности и последующая поочередная замена энергетических котлов и паровых турбин на ГТУ и котлы-утилизаторы.

Различные варианты использования ГТУ и ПГУ на ТЭЦ могут получить широкое распространение. На ТЭЦ мощностью более 200 МВт (эл.), в топливном балансе которых природный газ занимает 90% или более, эксплуатируется около 300 паровых турбин мощностью 60-110 МВт. Часть из них можно и целесообразно заменить газовыми. При этом наибольшая выгода может быть получена, если такая замена будет осуществлена с увеличением электрической мощности ТЭЦ (при постоянной тепловой нагрузке оптимально увеличение мощности в 2-2,5 раза).

Заключение

Трудности, возникающие при техническом перевооружении котельных и ТЭЦ с использованием газотурбинных и парогазовых технологий, в основном связаны: со стесненностью площадок, необходимостью вывода увеличенной мощности и обеспечения надежной круглогодичной подачи природного газа (или резервирования дизельным топливом), минимизацией капитальных вложений.

На ТЭЦ возможны газотурбинные надстройки различных типов. При сравнительно небольшой единичной паропроизводительности котлов старых ТЭЦ для этой цели можно использовать ГТУ мощностью 15-30 МВт с расходами газов 65-100 кг/с. Надстройки увеличивают выработку электроэнергии на тепловом потреблении. Их эффективность по финансово-экономическим показателям необходимо оценивать в каждом конкретном случае.

Выгода от внедрения газотурбинных и парогазовых технологий для технического перевооружения ТЭЦ будет максимальной в том случае, если будут использованы газовые турбины отечественного производства.

При благоприятном решении организационно-технических и хозяйственных вопросов, связанных с внедрением ГТУ в энергетику, их использование позволит в 1,5-2 раза снизить издержки на производство электроэнергии и тепла.

Новосибирский завод "Элсиб" — одно из крупнейших энергомашиностроительных предприятий за Уралом. На его генераторах работают 33% ТЭЦ и 30% ГЭС России. О том, что ждет предприятие от грядущей модернизации тепловых электростанций и планах на будущее в интервью корреспондентам РИА Новости Дмитрию Михалеву и Ларисе Макеевой рассказал гендиректор завода Дмитрий Безмельницын.

— Дмитрий Аркадьевич, как "Элсиб" оценивает предварительные итоги 2017 года?

— Все наши заказчики готовятся к процессу модернизации энергетики. Они стремятся все свои инвестиционные потребности, что разумно, скомпоновать в рамках новой программы модернизации энергомощностей (ДПМ-2).

Рыночная ситуация достаточно напряженная: количество заказов ограничено, игроков на рынке не убавилось. Более того, идет мощная экспансия со стороны зарубежных производителей, таких как Siemens и General Electric, которые тоже ощущают дефицит загрузки.

С учетом реалий, которые сложились на рынке и в экономике, считаю, что результаты 2017 года можно назвать нормальными. Предприятие функционирует, осваивает новую продукцию, не прекращает реализацию инвестпрограммы.

— По итогам 2017 года есть прирост выручки?

— По выручке мы остались на уровне 2016 года — около 2,4 миллиарда рублей. И 2018 год мы тоже планируем на аналогичном уровне. Этот объем позволяет нам оставаться в плюсе, нормально вести хозяйственную и инвестиционную деятельность. В 2019 году мы ожидаем рост выручки до 3 миллиардов рублей, а в 2020 году планируем выйти на выручку в 5 миллиардов рублей.

— Какова ситуация по объему портфеля заказов?

— Думаю, что в этом году начнется рост. Уже сейчас есть проекты, которые с большой долей вероятности будут реализованы. В этом году мы можем выйти на показатель по контрактации в 3,5-4 миллиарда рублей. Эти цифры как раз и обеспечат рост выручки предприятия в 2019-м и дальнейших годах. В 2017 году мы законтрактовали проектов на 2,575 миллиарда рублей. На сегодняшний день в этом году законтрактовано проектов на 1,545 миллиарда.

— Какие основные риски на сегодняшний день существуют для предприятия?

Риск один — промышленности нужна загрузка. Даже меры господдержки в виде софинансирования каких-то затрат… Это хорошо, но их же нужно возвращать, даже если процентная ставка или часть затрат субсидируется. А из чего вернуть, если ты не работаешь? Но мы находимся, может быть, даже в чуть более выигрышной ситуации по сравнению с другими отраслями. Потому что, во-первых, энергетика такая отрасль, в которой остановка инвестиций и ремонта чревата тяжелыми последствиями. Во-вторых, энергокомпании-заказчики, в большей степени, финансово устойчивы. Третье, и это озвучено на уровне президента и правительства, готовятся документы для грядущей программы модернизации энергомощностей.

— Как вы оцениваете перспективы загрузки "Элсиба" новыми заказами в рамках разрабатываемой сейчас масштабной программы модернизации тепловой генерации?

— В рамках этой программы планируется обновить 40 ГВт мощностей, причем речь идет о городских ТЭЦ, где эксплуатируется большое количество наших машин — в основном генераторы мощностью 60 МВт и 100 МВт. То есть, если мы за все время существования изготовили 870 турбогенераторов, то здесь речь идет о том, что нужно за 10 лет изготовить не одну сотню машин. Понятно, что не все они попадут к нам в производство, тем не менее, это будет серьезный объем. А кроме этого еще будут проекты не в рамках договоров предоставления мощности.

— Способны ли российские производители полностью покрыть потребности новой программы?

— Климатические условия нашей страны и низкие температуры позволили наработать опыт и компетенции в сфере проектирования и изготовления теплофиксационных турбин — на территории России вырабатывается большая часть теплоэнергии мира. Соответственно, отечественные энергомашиностроители считаются одними из самых передовых в этом сегменте.

Относительно нашего завода — мы готовы на 100%. Абсолютно. Ничего не утрачено. Поэтому я просто уверен, что энергомашиностроительный комплекс страны блестяще справится с решением этой задачи и очень сильно поднимется на этой программе.

— В свете обсуждения перспектив производства газовых турбин на территории РФ есть ли интерес к проектам производства ключевых элементов газотурбинных установок?

— Эта продукция требует специфичного станочного парка. Здесь нужен специализированный турбинный завод, для того чтобы полноценно и эффективно осваивать изготовление таких компонентов. То есть это не наша сфера.

— Какие меры со стороны правительства, на ваш взгляд, сегодня уместно предпринять для поддержки отечественных производителей энергооборудования?

— На ближайшие 10-15 лет рынок России будет являться самым крупным рынком энергомашиностроения в мире. Потому что в мировом масштабе рынок уже насыщен оборудованием и, чтобы зайти на второй круг, надо ждать 30 лет, когда оно износится. А мы уже как раз подошли к этому.

Все крупные компании, в том числе Siemens, GE и многие другие имеют в своем арсенале паровые турбины и генераторы для них. Сейчас они имеют очень большие проблемы с загрузкой. В этой ситуации только правительство может сказать, что "нам надо поддержать своих". Мы очень надеемся на это. Наш энергомашиностроительный комплекс вполне конкурентный. Единственное, правительство не должно допустить стороннего давления на отечественные заводы. Это будет лучшей поддержкой.

— Как реализуются проекты по поставкам двигателей на АЭС, которые строит "Росатом" в России и за рубежом?

— Сейчас мы реализуем проекты по изготовлению двигателя для индийской станции "Куданкулам", создаются третий и четвертый блоки. В ближайшее время начнутся конкурсы по АЭС "Аккую" (Турция), "Руппур" (Бангладеш), "Бушер-2" (Иран), "Ханхикиви" (Финляндия), "Пакш" (Венгрия). Поскольку все эти двигатели будут разыгрываться на конкурсной основе, мы одни из возможных производителей. Считаю, что мы очень серьезно поборемся за эти заказы. Там будут и тяжелые машины мощностью 7100 кВт и большое количество других машин. В этом году и в целом в перспективе 3-5 лет будут очень большие объемы заказов по атомной технике.

— В 2019 году завод должен поставить индийской АЭС "Куданкулам" двигатели нового типа. Выполнение этого контракта увеличит шансы на получение новых?

— Это очень серьезные машины. Они должны обладать высокой надежностью, продукция требует серьезных инженерных решений и технологических возможностей по изготовлению элементов и узлов. Справившись с такой работой, мы доказываем свою дееспособность и имеем возможность участвовать в проектах, о которых мы говорили ранее. А дальше, если ты справляешься с самой сложной машиной, то тебя будут привлекать и на другие. Понятно, что есть конкуренция по цене, но если говорить об АЭС, то главный упор будет на качество, так как последствия могут быть необратимыми. Здесь нужно действовать наверняка.

— Какие возможности для себя "Элсиб" видит в области распределенной энергетики?

— Мы видим их, прежде всего, в части освоения выпуска генераторов меньших мощностей для комплектования турбин, которые работают в распределенной энергетике. Это мощности 6,8,12,16 МВт как для паровых, так и для газовых машин.

В некоторых регионах тарифы на электроэнергию достаточно высокие, некомфортные для многих промышленных потребителей, которые имеют свою генерацию. Поэтому спрос на генераторы малой мощности будет иметь место.

Мы уже этим занимаемся, выполнили поставку машины мощностью 6 МВт на Южную станцию Рубцовска для паровой турбины. Этот проект, хоть и не относится к распределенной энергетике, стал для нас первым опытом изготовления генератора такой малой мощности. Сейчас у нас в производстве с выпуском в этом году находится генератор мощностью 12 МВт. Мы планируем расширять номенклатуру и линейку генераторов для распределенной энергетики.

— То есть предприятие планирует развитие по всем направлениям?

— А почему нет? Ведь, на данный момент, сохранен коллектив завода, материальная часть, осваивается новая продукция. Мы готовы к реализации масштабной программы модернизации энергомощностей. Мое мнение, что "Элсиб" ждет блестящее будущее. Причем развитие будет комплексным.