По заявлениям Системного оператора и Ростеха была запущена в промышленную эксплуатацию первая газовая турбина большой мощности, произведенная в России с советских времен.

ГТД-110М начала поставку мощности на оптовый рынок, сообщают Системный оператор и Ростех.
Турбина произведена “дочкой” Ростеха, Объединенной двигателестроительной корпорацией (ОДК), и введена (пусть и с переносом сроков) на третьем блоке ТЭС “Ударная” по механизму конкурентного отбора мощности нового генерирующего оборудования (КОМ НГО).

Особая сложность в производстве газовых турбин – температуры в камере сгорания более 1000 градусов Цельсия. Это требует сложного устройства форсунок (для снижения температурных NOx-ов) и систем охлаждения как камеры сгорания и патрубков, так и лопаток турбины, для уменьшения тепловых нагрузок и снижения выбросов оксидов азота.

Помимо ОДК разработкой газовых турбин для большой энергетики занимается АО «Силовые машины».

Примечательно, что Системный оператор публиковал новость о начале поставки мощности на ОРЭМ уже 4 октября, однако в тот же день её удалил.

1) Новость о старте выдачи мощности на оптовом рынке, СО
2) Ростех ввел в эксплуатацию ТЭС «Ударная» на Кубани / Ростех.Медиа.
3) Ростех ввел в эксплуатацию ТЭС «Ударная» на Кубани / ТГ Ростеха
4) Перенос сроков, Нефтегаз.ру

Автор: Кирилл Овчинников
Редактор: Илья Брус

Читайте Стройку в телеграм: знайте свой предмет

Радостные новости! Ростех (кажется) наконец запустил газовую турбину на ТЭС Ударной!

Уверенность в этом на этот раз уже какая-то есть, так как и СО и Ростех новость подтвердили и удалений не последовало. А предыдущая новость была, видимо, фальстартом.

Овчинников – подписаться

Достаточно неплохое объяснение, зачем нужно разделение на рынок электроэнергии и мощности, но уже применительно к сетевым компаниям.

Если очень вкратце, то обычно конечная стоимость за продукт у тебя должна отбивать все виды затрат: начальные вложения, постоянные затраты (обслуживание, зарплату и прочее, на что ты потратишься вне зависимости от того, какие будут продажи) и себестоимость самого товара.

И в случае если плату за товар производить по одноставочной цене (т.е. когда все издержки в одном товаре), то возможна следующая ситуация: потребитель запросит себе пропускную способность на 200 МВт, а потреблять 150 МВт (цифры взяты с потолка). Он же не платит за каждый МВт каждый месяц установленную сумму, можно взять с запасом, чего жадничать. А постоянные издержки производитель будет нести за 200 МВт зарезервированной мощности.

А так производитель как бы говорит: я готов поставлять электроэнергию, но каждый месяц за возможность ее купить ты будешь платить столько-то. В итоге цена как бы разбивается на две части, что способствует и более ответственному подходу к заявлению потребной мощности и более полной загрузке, меньшему простою (мотивация экономить несколько снижается, когда ты уже часть заплатил вперед и назад эти деньги не вернешь)

Вот сейчас и для сетевиков такое же сделать думают, что, на мой взгляд, хорошо.

Овчинников – подписаться

БЕРИ ИЛИ УХОДИ

Вчерашняя новость от Минэнерго по инициативе изменения базы расчетов для промышленных потребителей на заявленную при технологическом присоединении максимальную мощность всколыхнул энергетическое сообщество. Вот только так ли плоха данная инициатива и с чем же связан негатив?
Ну, во-первых, давайте аккуратно разберемся в том, какую услугу оказывает сеть. Сейчас у потребителя существует два договора с сетевой компанией: один договор на технологическое присоединение для подключения потребителя к сети, а другой договор - договор на передачу электроэнергии, который в большинстве случаев зависит от объема переданных квт*ч. При этом, для реализации первого договора, сетевая компания не несет никаких расходов (ну, или они пренебрежительно малы), а производит инвестиции в свои активы для присоединения потребителя, взимая с него деньги на техприс, которые, по факту, являются чистой прибылью сетевой компании. В части реализации договора на передачу сетевая компания уже несет в основном постоянные затраты, за исключением потерь энергии, которые привязаны к объектам полезного отпуска. Если более детально рассмотреть структуру постоянных затрат, то основную часть будут занимать ФОТ, ремонты и амортизация, которые никак не зависят от объема передачи и если мы говорим про честность, то почему зарплата сетевика должна быть привязана к показателю на который он не может влиять? Почему объем ремонтов и расчистка просек увязана с квт*ч полезного отпуска потребителя? Если потребители хотят и требуют «надежного и бесперебойного», то за все нужно платить. И перевод зависимости договора на передачу в зависимость от присоединенной мощности как раз и решает эту задачу, оставляя лишь переменный «хвостик» в объеме потерь.
Но, позвольте, теперь это уже другая услуга получается. А давайте уже назовем вещи своими именами - это уже не договор на передачу, а договор на предоставление услуг по доступу к сети. Сеть отвязывается от зависимости «здоровья» клиента, которое влияет на объем квт*ч и предоставляет лишь услугу доступа к «трубе для прокачки». При этом, возникают несколько вопросов при изменении подхода к оказанию такого рода услуг. Во-первых, как может теперь сосуществовать договор на технологическое присоединение, если в договоре на предоставление услуг по доступу к сети учитывается амортизация, которая может и должна являться источником финансирования для присоединения данного потребителя в полном объеме (безусловно, с включением процентов по инвесткредиту)? Почему не все клиенты, которые имеют доступ к сетевым услугам не оплачивают данную инфраструктуру? Разве генерирующие компании, которым безусловно строится схема выдачи мощности не пользуются услугами сети? Разве их подключение должен оплачивать потребитель в сетевой услуге, а не в стоимости производства квт*ч? Может быть тогда и уход части генераторов на прямые договоры в рознице будет видеться логичным? Возможно, в таком случае и поиск инвесторов для снижения дефицита электроэнергии и мощности будет переведен на другой уровень.
Но, если возвращаться к основной теме, то основной претензией потребителей к изменениям в отношении сетей всегда связано с претензиями в отношении обоснованности включаемых в НВВ сетевого тарифа затрат. Ведь частные самолеты и гигантские плазмы не добавляют клиентоориентированности. При этом, отсутствие ответственности за перерывы энергоснабжения, при данных тратах не добавляет очков в глазах потребителей. И с этим нужно что-то делать, а, ещё лучше, «резать, не дожидаясь перетонита»…
При этом, данная инициатива Минэнерго по переводу на мощность возможно подтолкнет с решению многих других вопросов, начиная с категорийности потребителей и заканчивая оптимизации подключения мощности с развитием вторичного рынка её перепродажи… Но самое главное необходимо делать следующие шаги: сказав «А», не останавливаясь на достигнутом, начать произносить остальные буквы алфавита…

Некоммерческая вставка

У меня недавно (19 ноября) был день рождения. И мой старый друг-реставратор, с которым мы ещё в детстве в художке познакомились, подарил необычный подарок: кожаный ремень ручной работы (т.е. сам делает).

Мне он очень понравился. Чтобы снять размер целую спецоперацию устроили, в итоге решив сделать дырок побольше, чтобы и худеть и толстеть можно было куда захочется.

Последнее время его как-то пробило на изделия из кожи, я порекомендовал ему канал создать, чтобы было где его работы посмотреть (наш ответ финке-НКВД). Ну и, к моему удовольствию, канал появился. Так что, если вы думаете кому-то что-то присмотреть/подарить или себе прикупить (ну и не имеете ничего против натуральной кожи), подписывайтесь.

Овчинников – подписаться

Сколько должно стоить теплоснабжение 

3 декабря у меня в Политехе в рамках Недели науки прошла научная конференция. Меня тоже пригласили в ней поучаствовать. У меня был неопубликованный материал по разделению расхода топлива между теплом и электроэнергией на ТЭЦ (если вы живёте в городе в одной из стран СНГ, скорее всего батареи у вас запитаны именно оттуда), для корректировки тарифов на теплоснабжение, и я решил согласиться. Ну а здесь я кратко перескажу, что предложил.

На обычных теплоэлектростанциях, которые поставляют только электричество, чтобы превратить отработавший на турбине пар обратно в воду и заново использовать в цикле, от него отводят тепловую энергию в конденсаторе (а теплоэлектростанции называются конденсационными, КЭС). На газовых турбинах дымовые газы и вовсе сбрасываются в атмосферу, несмотря на то, что температура их ещё высока. Процесс сброса теплоты в окружающую среду – самая существенная часть потерь энергии. Можно сказать, что мы платим за возможность преобразовать тепловую хаотическую энергию в направленную механическую, а затем электрическую, налог силам энтропии в размере до 50-60% процентов. 

Чтобы минимизировать потери используются разные методики. Один из способов – направлять эту теплоту на нагрев воды для теплоснабжения. Т.е. пар нагревается в котле, отрабатывает на турбине чуть меньше, чем мог бы и с температурой достаточной для нагрева воды, направляется в подогреватель. В нем тепло передается сетевой воде, которая по трубам доставляется в наши батареи.
Дымовыми газами с ГТУ также можно греть воду.

Так мы избегаем “налога” и полезно используем больше запасенной в химических связях энергии. Топлива на производство х электроэнергии и у тепла будет потрачено больше, чем если бы мы производили только электроэнергию, но меньше, чем при производстве электроэнергии на КЭС и тепла в обычном водогрейном котле. 

Но здесь появляется дилемма: поскольку расход топлива общий, не ясно, как распределить его между теплом и электроэнергией. И если бы это были обычные товары, это бы не было проблемой: продаешь по тем ценам, которые складываются на рынке, пока они тебя устраивают, когда они тебя не устраивают, не продаешь. Но тепло – часть жизнеобеспечения городов и рынок с ограниченной конкуренцией. Чаще всего жилые массивы ограничены в выборе поставщика: к кому есть подключение, у того и будешь закупать тепло. В крайнем случае придётся строить свою котельную (на данной возможности базируется договорное регулирование по “методике альткотельной”, когда предельная величина тарифа ограничивается тарифом постройки новой котельной, а все что ниже оставляется на усмотрение потребителей и поставщика).

По этой причине ценообразование на рынке тепла регулируется, назначаются “тарифы”. Они расчитываются исходя из издержек, которые понёс поставщик, необходимой валовой выручки (НВВ) чтобы их “отбить”. Но как разделить общие издержки, чтобы и потребителя не обидеть и станцию не обанкротить?

Ещё на первом курсе, читая старую книгу Б.В. Сазанова из дедушкиной библиотеки "Тепловые электрические станции" мне запомнилась фраза “на текущий момент научно-обоснованного метода разделения топлива нет”. С тех пор мало что изменилось, прямо общепринятого и общепризнанного подхода нет. Основные используемые в России методы (тепловой, пропорциональный и физический методы, прочитать о них можно в Приказе Минэнерго N952) относят выгоду в топливе либо на тепло, либо на электроэнергию, либо пытаются найти золотую середину перебрасывая статьи расхода (например, потери от транспорта теплоты).

Если эту золотую середину не найти, убыток понесут либо потребители, либо генераторы. Завышенный расход топлива на тепло приводит к повышению тарифов даже выше, чем если бы тепло производилась на котельной. А заниженный приведёт к убыточности станции.

Моё предложение состоит во внедрении так называемого метода раздельной рентабельности. Его суть в следующем: выручка с тепла и с электроэнергии как минимум должна выводить станцию в ноль.

ТЭЦ имеет обязательство по поставке тепла, поэтому будет работать как минимум на электрической мощности достаточной, чтобы отпустить требуемое количество Гигакалорий. И то, сколько за эту электроэнергию станция получит выручки, зависит от сложившейся на рынке электроэнергии цены РСВ (рынок там относительно конкурентный, есть контроль ФАС, так что цену можно считать честной).

Другое дело, что цена в каждый час своя. Какую взять, среднюю за день или минимальную? На мой взгляд – какое-то промежуточное значение между ними, поскольку при минимальной цене большую часть выгоды от совместного производства получит генератор, а при средней станция сработает в ноль и вообще никакой мотивации в теплофикации незаметно. А если взять, например, среднее из двух значений, то все в плюсе.

Подход можно комбинировать с методикой альткотельной, чтобы в случае если цена на тепло с ТЭЦ будет выше или равно цене с котельной, расчётная цена РСВ сдвигалась в пользу потребителя. А такие ситуации, на мой взгляд, отнюдь не исключены, учитывая изношенность оборудования теплоэлектростанций.

Есть и вопросы на которые я пока не дал ответ.

Один из них: а как это превратить в тариф? Ну, по крайней мере, в топливную его составляющую. Тут я вижу два возможных подхода:
Рассчитать ретроспективно по предыдущему году или периоду (лето/зима) расход топлива и использовать его в тарифе
Указывать в договоре соотношение между средней и минимальной ценой РСВ и рассчитывать цену на тепло “в прямом эфире” (т.е. вариант уже ближе к рыночному ценообразованию с регулированием)

Кроме того, надо как-то учесть разницу расхода топлива на разных режимах. Турбины ТЭЦ не всегда работают на полную мощность, чаще они выдают то количество энергии, при выработке которой обеспечен отпуск нужного количества тепла, а повышают мощность если цена на рынке повышает доход. Эффективность оборудования разная на разной мощности. Чаще всего, оптимальный режим работы турбины на номинальной мощности. И может случится так, что повышение мощности так сильно увеличивает КПД, что в пересчете на электроэнергию расход даже снизится (не смотря на появление конденсационной выработки). Особенно высока вероятность такого парадокса летом, когда теплофикационная выработка очень низкая.
Но тут также можно сторговаться. Либо по среднему, либо по минимальному, либо в промежутке.

Не менее важен вопрос разделения постоянных (на обслуживание, на заработную плату и т.д.) и капитальных издержек. И если по первым можно провести похожий на РСВ фокус с КОМ, то с капитальными затратами все сложнее: инвестиции на рынок привлекаются по таким механизмам как КОМ и КОМ НГО в полу-ручном режиме и назвать это ценообразование, на мой взгляд, честным можно с только очень большой натяжкой.

Но это уже совсем другой разговор, к которому я обязательно вернусь, когда подготовлю публикацию (или несколько публикаций) на соответствующую тему. 

Как статья проиндексируется, закину на неё ссылку сюда. А пока кидаю презентацию и картинку принципа теплофикации. 

Овчинников – подписаться

Презентация по докладу по разделению топливной составляющей ТЭЦ между теплом и электроэнергией

Овчинников – подписаться

История праздника «День энергетика»

Впервые профессиональный праздник День энергетика был установлен в Советском Союзе Указом Президиума Верховного Совета СССР от 23 мая 1966 года в память о дне принятия плана Государственной электрификации России (ГОЭЛРО) на VIII Всероссийском съезде Советовв 1920 году.
Позднее, Указом Президиума Верховного Совета СССР № 3018-Х от 1 октября 1980 года «О праздничных и памятных днях», в редакции Указа Президиума Верховного Совета СССР № 9724-XI от 1 ноября 1988 года «О внесении изменений в законодательство СССР о праздничных и памятных днях», День энергетика в Советском Союзе официально стал отмечаться в третье воскресенье декабря. Данный Указ вызвал массовое непонимание и игнорирование среди энергетиков, в подавляющем большинстве своём продолжавших отмечать свой праздник именно 22 декабря.
C 2015 года Постановлением Правительства Российской Федерации № 1396 от 21 декабря 2015 года «О Дне энергетика» этому профессиональному празднику в Россиивозвращена дата 22 декабря.

В справке к постановлению уточняется:
«В целях восстановления исторически обоснованной даты празднования Дня энергетика и по просьбе Общероссийского отраслевого объединения работодателей электроэнергетики и общественного объединения „Всероссийский электропрофсоюз“ подписанным постановлением установлена дата профессионального праздника — 22 декабря».
— Правительство Российской Федерации

Таким образом, в 2015 году российские энергетики отметили свой профессиональный праздник дважды — 20-го (третье воскресенье декабря) и 22 декабря.

Не забываем, что энергетика России присутствует в каждом уголке нашей страны, поэтому праздник 🥂 длится намного дольше 24 часов, потому что когда 15 часов в Москве в Петропавловске-Камчатском - полночь 🕛