Тэц в россии: ВСЯ ЭНЕРГЕТИКА РОССИИ / ЭС-3 Центральная ТЭЦ — ZAVODFOTO.RU

Старейшая в России, или Как работает электростанция на Раушской набережной

Деревянная дверь под полукруглым козырьком на Раушской набережной, дом 10 ведёт почти в музей. Только попасть в него не так просто. За тяжёлой лакированной дверью прозрачная кабина, которую самому не открыть. Чем-то она похожа на телепорт в другое измерение, да и на деле оказывается машиной времени. Она будто переносит в XIX век: вот и каменная лестница 1897 года с витыми перилами, и высокие потолки, и кирпичные стены метровой толщины, какие в наши дни не делают.

Это Государственная электрическая станция № 1 имени П.Г. Смидовича — филиал ПАО «Мосэнерго», старейшая действующая электростанция России. В этом году памятник промышленной архитектуры отметит 120-летие. Со дня запуска в 1897 году оборудование ГЭС-1 сменили на современное, а мощность многократно выросла. «На сегодняшний день электрическая мощность составляет 76 мегаватт и тепловая — почти 700 гигакалорий в час. Станция снабжает электроэнергией и теплом Центральный административный округ Москвы», — рассказывает главный инженер ГЭС-1 Алексей Шувалов. ГЭС-1 обеспечивает теплом свыше четырёх тысяч зданий, в числе которых около тысячи — жилые дома, порядка 100 поликлиник и больниц, более 80 детских образовательных учреждений (школы и детские сады), а также здания органов государственной власти.

Щит управления

Потёртые ступени лестницы XIX столетия ведут в святая святых — к главному щиту управления ГЭС-1. На нём расположены приборы и ключи управления всеми распределительными устройствами станции. Здесь несут круглосуточное дежурство сотрудники ГЭС-1, отвечающие за её надёжную работу. Среди них и начальник смены станции, которого в шутку называют ночным директором.

Приборы показывают частоту сети, напряжение и нагрузку трансформаторов, параметры генераторов турбин, параметры воды, которая уходит в городские сети.

Задача сотрудников на щите управления — следить за состоянием главной электрической схемы и надёжной работой оборудования, чтобы всё было исправно. Если что-то пошло не так, загорятся сигнальные табло, указывающие на оборудование, в котором произошёл сбой.

Ар-деко, царские ворота и калужские турбины

Машинных залов на станции два. Они пережили несколько реконструкций, последнюю — в 2007 году. «Она выполнена с использованием современных материалов, но в соответствии с историческим обликом станции», — говорит Алексей Шувалов. А вот клёпаные складные ворота между машинным залом и котельным отделением — те самые, царских времён.

Вдоль одной из стен тянется зелёный балкончик в духе ар-деко, на другой — часы с завитками, на третьей — стилизованные под старину фонари. Они рабочие, но сейчас не горят, да это и не нужно. Солнечный свет льётся через стеклянный потолок и огромные арочные окна, которые выходят на Раушскую набережную. Отсюда видно, как строится парк «Зарядье»: растёт парящий мост, накрывается стеклянным куполом-теплицей филармония, появляются первые деревья.

В зале, как и за окном, кипит работа — здесь проводится капитальный ремонт одной из турбин. Она разобрана, вокруг сложены детали, под потолком по рельсам ходит подъёмный кран. Здесь жарко и очень шумно. Даже немного завидуешь работникам: они-то, проводящие в зале целый день, пользуются берушами. «До конца ремонта — 13 дней», — написано на отрывном стикере.

Всего на станции установлено шесть турбин, все они изготовлены на Калужском турбинном заводе. Самой «старой» из них 23 года. А вот в котельном отделении есть техника и постарше.

Котлы как на «Титанике»

Котельное отделение внешне выглядит не так привлекательно, зато у него историческая изюминка: здесь соседствуют самый новый котёл, установленный в 2012 году, и два самых старых. «Есть у нас ещё два котла “Бабкок — Вилькокс”, английских. В общем, такие же, как на “Титанике” стояли», — говорит главный инженер. С 1931 года их, конечно, ремонтировали, и они до сих пор работают исправно и надёжно. Менять эти котлы в ближайшем будущем всё же планируют, как, в принципе, всю устаревшую технику.

Здесь тоже есть свой щит управления, который показывает параметры работы энергетических котлов. Такой щит нужен для старых котлов, а новыми управляют операторы — машинисты котлов — с помощью компьютеров.

Круговорот пара

«Забрали воду, очистили, подали в котёл, нагрели, получили пар, пар — в турбину. Турбина является приводом генератора, генератор вырабатывает электроэнергию. Отработанный пар — в бойлер, греть воду. Всё», — вкратце объясняет Алексей Шувалов работу системы.

А если подробнее? В паровые котлы поступают воздух и природный газ, который, сгорая, выделяет тепло. Оно по трубам передаётся воде. Её забирают из Москвы-реки, потому-то станция и построена на берегу. Вода, необходимая для технологического процесса, проходит химическую подготовку — очищается от вредных примесей, чтобы избежать коррозии металла.

При нагревании вода преобразуется в пар, который поступает в турбину. Его энергия заставляет вращаться ротор, и это вращение создаёт электромагнитные поля на обмотках статора. Так вырабатывается электроэнергия.

Вода для отопления и горячего водоснабжения греется в специальном подогревателе и по трубопроводам идёт потребителям. Отдав тепло, она возвращается обратно. Получается замкнутый цикл.

Лучше оборудование — меньше выбросов

Чтобы уменьшить загрязнение воздуха, дымовые газы рециркулируют. «У нас идёт ежегодное снижение выбросов за счёт оптимизации тепловых режимов и модернизации оборудования», — объясняет Алексей Шувалов. Например, заменили два котла — выбросов стало в пять раз меньше. И это притом что мощность новых в полтора раза выше. Более современное оборудование стараются использовать более интенсивно — вот и оптимизация теплового режима. В результате выбросы станции гораздо ниже предельно допустимых норм. Да и сам природный газ, на котором работает ГЭС-1, — наиболее чистый вид топлива.

А что с водой? «Мы берём воду из Москвы-реки для охлаждения конденсаторов, очищаем её от механических примесей и сливаем ниже по течению — но уже чистую, прошедшую всю необходимую обработку», — говорит главный инженер. А чтобы в водоподготовительную установку не попадала рыба, на береговой насосной станции, обеспечивающей водой ГЭС-1, установлено специальное рыбозащитное устройство.

Музей московской энергосистемы

Электростанцию между Раушской набережной и Садовнической улицей заложили в июне 1896 года. По одной из версий, её проект разработали архитектор Н.П. Басин и инженер А.И. Колосов. Другая гласит, что проект составлен фирмой «Сименс и Гальске» в Шарлоттенбурге, а Н.П. Басин придумал, как будет выглядеть фасад станции.

К 1 ноября 1896-го собрали заявки от абонентов будущей станции. Подключить должны были 23 435 лампочек. ГЭС, получившую имя Раушская, запустили 28 ноября 1897 года. Её система водоснабжения стала грандиозной: в час подавалось до 30 тысяч тонн воды. Это было вдвое больше, чем во всех московских водопроводах.

В 1907-м на ГЭС достроили новый машинный зал и котельную, территория станции выросла, а кабельная сеть охватила окраины Москвы и проникла в фабричные районы. В следующем году Раушская станция пережила одно из самых сильных наводнений в истории города. Залило все залы, обмотка генераторов была подмочена, а в аккумуляторном помещении взорвался пол и хлынул такой поток воды, что насосы не справились. На Пасху Москва была погружена во мрак, на второй день праздника осветили Тверскую улицу и три театра, а через неделю вся станция заработала. После этого построили новую насосную станцию, а о стихийном бедствии и сегодня напоминает табличка уровня весенних вод 1908 года на стене у входа на ГЭС-1.

Сильное наводнение помешало работе станции, а вот во время войны она не останавливалась ни разу. Над работающим оборудованием устанавливали металлические укрытия, трубы закрывали фанерой, маскировали их под деревья. Отводной канал превратился в улицу.

278 работников станции ушли на фронт, 16 — в народное ополчение, двое воевали в партизанских отрядах. 48 человек пали смертью храбрых. Их имена высечены на мемориальной табличке во внутреннем дворике ГЭС-1, где сохранилось и изображение профиля Ленина с подписью «Мы придём к победе коммунистического труда».

Эти же фамилии есть и в импровизированной экспозиции, посвящённой истории ГЭС-1. «В этом году нашей станции исполняется 120 лет. Здесь сотрудники собрали небольшую выставку из экспонатов и документов, которые удалось найти в архивах», — говорит Алексей Шувалов. В небольшой комнате собраны фотографии, воспоминания, документы, в том числе приглашения на открытие станции и меню праздничного обеда, а также элемент декоративного оформления торца крыши, лампы, потенциометр постоянного тока 1960-х годов и другие экспонаты.

Первая во всём

ГЭС-1 во многом опережала другие электростанции. В 1899 году отсюда проложили кабель для питания первой московской трамвайной линии. В 1926-м здесь создали первый в СССР центральный диспетчерский пункт, в 1933-м ввели в эксплуатацию первую отечественную теплофикационную трубу мощностью 12 мегаватт, а в 1946-м ГЭС первой в стране стала использовать газ в качестве топлива. В 2001 году на станции ввели первую в отечественной энергетике полностью автоматизированную водоподготовительную установку, которая увеличивает срок службы основного оборудования.

Вот только первой электростанцией Москвы ГЭС-1 не была. С 1888-го на Большой Дмитровке работала центральная электростанция постоянного тока «Георгиевская». Сейчас её здание занимает выставочный зал «Новый Манеж». Такое же будущее ждёт и бывшую ГЭС-2, где откроют центр современного искусства.

Компания «Мосэнерго», в структуре которой работает ГЭС-1, в этом году также готовится к открытию новой музейной экспозиции. В этом году «Мосэнерго» и вся столичная энергосистема отмечают 130-летие со дня образования. К этой памятной дате на ТЭЦ-20, расположенной на юго-западе столицы, планируется открытие музея Мосэнерго и энергетики Москвы, в котором будут собраны архивные документы, старые и новые интерактивные макеты станций, оборудование технологической цепочки производства электроэнергии и тепла.

Архивные фото предоставлены музеем истории Мосэнерго

Список тепловых электростанций России — Ruбрикатор

Список тепловых электростанций России (жирным шрифтом выделены ГРЭС):
Шаблон:TOCright

А

• Абаканская ТЭЦ (г. Абакан, ТГК-13)
• Автовская ТЭЦ (г. Санкт-Петербург, ТГК-1)
• Автозаводская ТЭЦ (г. Нижний Новгород, ЕвроСибЭнерго)
• Адлерская ТЭС (г. Сочи, ОГК-2)
• Алексеевская ТЭЦ-3 (Чамзинский район, Мордовия, ТГК-6)
• Алексинская ТЭЦ (г. Алексин, Тульская область, Квадра)
• Амурская ТЭЦ (г. Амурск, Хабаровский край, ДГК)
• Анадырская ТЭЦ (г. Анадырь, Чукотский автономный округ, Магаданэнерго)
• Апатитская ТЭЦ (г. Апатиты, Мурманская область, ТГК-1)
• Аргаяшская ТЭЦ (г. Озерск, Челябинская область, ТГК-10)
• Аркагалинская ГРЭС (п. Мяунджа, Магаданская область, Магаданэнерго)
• Армавирская ТЭЦ (г. Армавир, Краснодарский край, Кубаньэнерго)
• Артемовская ТЭЦ (г. Артем, Приморский край, ДГК)
• Артемовская ТЭЦ (г. Артёмовский, Свердловская область, ТГК-9)
• Архангельская ТЭЦ (г. Архангельск, ТГК-2)
• Астрахань

Б

• Байкальская ТЭЦ (г. Байкальск, Иркутская область, ЕвроСибЭнерго)
• Балаковская ТЭЦ (г. Балаково, Саратовская область, ТГК-7)
• Барабинская ГРЭС (г. Куйбышев, Новосибирская область, Сибирьэнерго)
• Барнаул
• Безымянская ТЭЦ (г. Самара, ТГК-7)
• Белгород
• Беловская ГРЭС (г. Белово, Кемеровская область, ТГК-12)
• Березники, Пермский край
• Берёзовская ГРЭС (г. Шарыпово, Красноярский край, ОГК-4)
• Бийская ТЭЦ (г. Бийск, Алтайский край, Сибирьэнерго)
• Биробиджанская ТЭЦ (г. Биробиджан, ДГК)
• Благовещенская ТЭЦ (г. Благовещенск, ДГК)
• Богословская ТЭЦ (г. Краснотурьинск, Свердловская область, ТГК-9)
• Боровичская ТЭЦ (г. Боровичи, Новгородская область, планируемая)
• Брянская ГРЭС (п. Белые Берега, Брянская область, ГУП «Брянсккоммунэнерго»)

В

• Валаамская ДЭС, (о. Валаам, Республика Карелия)
• Василеостровская ТЭЦ (г.Санкт-Петербург, ТГК-1)
• Верхнетагильская ГРЭС (г. Верхний Тагил, Свердловская область, ОГК-1)
• Владивосток
• Владимир
• Волгоград
• Волгодонск, Ростовская область
• Волжский, Волгоградская область
• Волжского автозавода ТЭЦ (г. Тольятти, Самарская область, ТГК-7)
• Вологодская ТЭЦ (г. Вологда, ТГК-2)
• Мини-ТЭЦ «Белый Ручей» (п. Депо, Вытегорский район Вологодская область,ТГК-2)
• Воркута, Республика Коми
• Воронеж
• Выборгская ТЭЦ (г. Санкт-Петербург, ТГК-1)
• Вышневолоцкая ТЭЦ (г. Вышний Волочек, Тверская область, ТГК-2)

Г

Д

Е

З

И

• Ивановская ГРЭС (г. Комсомольск, Ивановская область, ОАО «ИНТЕР РАО ЕЭС»)
• Иваново
• Игумновская ТЭЦ (г. Дзержинск, Нижегородская область, ТГК-6)
• Ижевск
• Интинская ТЭЦ (г. Инта, Республика Коми, ТГК-9)
• Ириклинская ГРЭС (п. Энергетик, Новоорский район, Оренбургская область, ОГК-1)
• Иркутская ТЭЦ-6 (г. Братск, Иркутская область, Иркутскэнерго)
• Иркутская ТЭЦ-9 (г. Ангарск, Иркутская область, Иркутскэнерго)
• Иркутская ТЭЦ-10 (г. Ангарск, Иркутская область, Иркутскэнерго)
• Иркутская ТЭЦ-11 (г. Усолье-Сибирское, Иркутская область, Иркутскэнерго)

Й

К

• Казань
• Калининград
• Калужская ТЭЦ (г. Калуга, Квадра)
• Каменская ТЭЦ (г. Каменск-Шахтинский, Ростовская область, Лукойл-Ростовэнерго)
• Камышинская ТЭЦ (г. Камышин, Волгоградская область, Лукойл-Волгоградэнерго)
• Канская ТЭЦ (г. Канск, Красноярский край, ТГК-13)
• Каргалинская ТЭЦ (п. Холодные Ключи, Оренбургский район, Оренбургская область, ТГК-7)
• Кармановская ГРЭС (п. Энергетик, Республика Башкортостан, Башкирэнерго)
• Каспийская ТЭЦ (г. Каспийск, Дагестан, Дагестанэнерго)
• Качканарская ТЭЦ (г. Качканар, Свердловская область, ТГК-9)
• Каширская ГРЭС (г. Кашира, Московская область, ОГК-1)
• Кемерово
• Кизеловская ГРЭС (г. Губаха, Пермский край, ТГК-9)
• Киров
• Кирово-Чепецк, Кировская область
• Киришская ГРЭС (г. Кириши, Ленинградская область, ОГК-2)
• Кисловодская ТЭЦ (г. Кисловодск, Ставропольский край, Лукойл-Ставропольэнерго)
• Клинцовская ТЭЦ (г. Клинцы, Брянская область, Квадра)
• Комсомольск-на-Амуре, Хабаровский край
• Конаковская ГРЭС (г. Конаково, Тверская область, ОГК-5)
• Кострома
• Костромская ГРЭС (г. Волгореченск, Костромская область, ОГК-3)
• Котласская ТЭЦ (г. Котлас, Архангельская область)
• Котовская ТЭЦ (г. Котовск, Тамбовская область, Квадра)
• Красногорская ТЭЦ (г. Каменск-Уральский, Свердловская область, ТГК-9)
• Краснодар
• Краснокаменская ТЭЦ (г. Краснокаменск, Забайкальский край)
• Красноярск
• Красноярская ТЭЦ-4 (г. Сосновоборск, Красноярский край, ТГК-13)
• Красноярская ГРЭС-2 (г. Зеленогорск, Красноярский край, ОГК-2)
• Кувшиновская ТЭЦ
• Кузнецкая ТЭЦ (г. Кузнецк, Пензенская область, ТГК-6)
• Кумертауская ТЭЦ (Башкирэнерго)
• Курган
• Курск
• Кызыльская ТЭЦ (г. Кызыл, ТГК-13)

Л

М

• Магаданская ТЭЦ (Магаданэнерго)
• Магнитогорская ТЭЦ (г. Магнитогорск, Челябинская область, ММК)
• Майская ГРЭС (ДГК)
• Марийского целлюлозно-бумажного комбината ТЭЦ (г. Волжск, Марий Эл)
• Махачкалинская ТЭЦ (Дагестан, Дагестанэнерго)
• Медногорская ТЭЦ
• Минусинская ТЭЦ (г. Минусинск, Красноярский край, ТГК-13)
• Михайловская ТЭЦ (г. Михайловка, Волгоградская область, ОАО)
• Мичуринская ГТУ-ТЭЦ
• Мосэнерго (Москва и Московская область, ТГК-3)
• Магаданская ТЭЦ (Магаданэнерго)
• Международная ТЭС (г. Москва, Ситиэнерго)
• Мурманская ТЭЦ (г.Мурманск, ТГК-1)

Н

• Набережночелнинская ТЭЦ (г.Набережные Челны, Татэнерго)
• Назаровская ГРЭС (г. Назарово, Красноярский край, ТГК-13)
• Невинномысская ГРЭС (г. Невинномысск, Ставропольский край, ОГК-5)
• Нерюнгринская ГРЭС (пгт. Серебряный Бор, Якутия, ДГК)
• Нижневартовская ГРЭС (пгт. Излучинск, Нижневартовский район, Ханты-Мансийский автономный округ, ОГК-1)
• Нижегородская ГРЭС (г. Балахна, Нижегородская область, ТГК-6)
• Нижнекамская ТЭЦ-1 (ОАО «ТГК-16»)
• Нижнекамская ТЭЦ-2 (ООО «Нижнекамская ТЭЦ» (Татнефть))
• Нижнетуринская ГРЭС (Свердловская область, ТГК-9)
• Николаевская ТЭЦ (г. Николаевск-на-Амуре, Хабаровский край, ДГК)
• Новгородская ТЭЦ (г. Великий Новгород, ТГК-2)
• Новогорьковская ТЭЦ (г. Кстово, Нижегородская область, ТГК-6)
• Новокузнецк, Кемеровская область
• Новокуйбышевск, Самарская область
• Новомосковская ГРЭС (г. Новомосковск, Тульская область, Квадра)
• Новороссийская ГРЭС
• Новосвердловская ТЭЦ
• Новосибирск
• Новочебоксарская ТЭЦ-3 (ТГК-5)
• Новочеркасская ГРЭС (г. Новочеркасск, Ростовская область, ОГК-2)
• Ново-Зиминская ТЭЦ (г. Саянск, Иркутская область, Иркутскэнерго)
• Ново-Иркутская ТЭЦ (г. Иркутск, Иркутскэнерго)
• Ново-Салаватская ТЭЦ (г. Салават, Башкортостан, «Газпром нефтехим Салават»)
• Ново-Стерлитамакская ТЭЦ (Башкирэнерго)
• Ново-Рязанская ТЭЦ (ТОО «Ново-Рязанская ТЭЦ»)
• Норильск
• Ноябрьская ПГУ ТЭС
• Няганская ГРЭС (г. Нягань, ТГК-10)

О

П

Р

С

Т

• Тамбовская ТЭЦ (г. Тамбов, Квадра)
• Тверь
• Тимлюйская ТЭЦ (п. Каменск, Кабанский район, Бурятия, ТГК-14)
• Тобольская ТЭЦ (г. Тобольск, Тюменская область, ТГК-10)
• Тольяттинская ТЭЦ (г. Тольятти, Самарская область, ТГК-7)
• Томск
• Томь-Усинская ГРЭС (г. Мыски, Кемеровская область, ТГК-12)
• Троицкая ГРЭС (г. Троицк, Челябинская область, ОГК-2)
• Тульская ТЭЦ (г. Тула, Квадра)
• Тургоякская ТЭЦ (г. Миасс, Челябинская область, ММЗ)
• Тюмень
• ТЭЦ-12 (г. Черемхово, Иркутская область, Иркутскэнерго)
• ТЭЦ-16 (г. Железногорск-Илимский, Иркутская область, Иркутскэнерго)

У

Российская электроэнергетика — Русский эксперт

Российская электроэнергетика — важнейшая отрасль российской экономики, предоставляющая населению и предприятиям страны услуги по снабжению электроэнергией, а также обеспечивающая продажу и обмен электроэнергии с сопредельными государствами.

В 2017 году Россия побила рекорд РСФСР по производству электроэнергии. Так, в прошлом году было произведено 1,091 трлн КВт⋅ч электроэнергии, что на 0,8 % больше, чем в рекордном 1990 году.[1]

Российские генерирующие компании

Росэнергоатом

Балаковская АЭС, 2008

Подробнее см. Российская атомная энергетика.

ОАО «Концерн Росэнергоатом» управляет всеми российскими атомными электростанциями. На начало 2020 года в России действуют 10 атомных электростанций суммарной мощностью 30250 мегаватт. В генерации задействованы 36 атомных энергоблоков различных типов. Ведётся строительство 2 АЭС и 4 энергоблоков по новейшим проектам. Разделение атомных электростанций на строящиеся и построеные достаточно условно, так как на многих электростанциях построеных в СССР, строятся новые современные энергоблоки, как новые, так и на замену выводящихся из эксплуатации.

ОАО «РусГидро»

Открытое акционерное общество «Федеральная гидрогенерирующая компания — РусГидро» является основным оператором гидроэлектростанций страны.

Гидроэлектростанции ОАО «РусГидро»:

ОАО «ТГК-1»

ОАО «ТГК-1» является ведущим производителем электрической и тепловой энергии в Северо-Западном регионе России, а также второй в стране территориальной генерирующей компанией по величине установленной электрической мощности. Объединяет 54 электростанции (40 ГЭС и 14 ТЭЦ) в четырех субъектах РФ: Санкт-Петербурге, Республике Карелия, Ленинградской и Мурманской областях. 19 из них расположены за Полярным кругом. Суммарная мощность генерации всех электростанций составляет 7000 мегаватт. 3000 мегаватт приходится на гидрогенерацию.

ОАО «Интер РАО»

ОАО «Мосэнерго»

Компания Открытое акционерное общество энергетики и электрификации «Мосэнерго», также известная как Территориальная генерирующая компания № 3 или ТГК-3, обеспечивает снабжение электричеством Москвы и Московского региона. Действует под различными названиями с 1887 года.

Электростанции и теплоэлектроцентрали Мосэнерго[2]:

• Центральная электростанция «Георгиевская» — закрыта в 1899 году в связи с переходом энергосистемы на переменный ток, ныне в здании расположен выставочный комплекс «Новый Манеж».
• ГЭС-1 им. П. Г. Смидовича (изначально Центральная электрическая станция «Общества электрического освещения 1886 г.»)
• ГЭС-2 (изначально 1-я Центральная трамвайная электростанция, затем ГЭС-2 «Трамвайная») — с 1 июня 1956 года вошла в состав ГЭС-1.
• ГРЭС-3 им. Р. Э. Классона
• Шатурская ГРЭС (Шатурская МГЭС-4 имени В. И. Ленина) — передана в ОГК-4, ныне в ОАО «Э.ОН Россия».
• Каширская ГРЭС (Каширская МГЭС-5, позднее Каширская ГРЭС имени Г. М. Кржижановского) — передана в ОГК-1, ныне в ОАО «Интер РАО».
• Орехово-Зуевская ТЭЦ-6 — вошла в качестве филиала в состав ГРЭС-3.
• Краснопресненская ТЭЦ-7 — с 1970 года филиал ТЭЦ-12.
• ТЭЦ-8 («ТЭЖЭ»)
• ТЭЦ-9
• Новомосковская ГРЭС (Сталиногорская ГРЭС-10) — с 1959 года в составе ОАО «Тулэнерго».
• ТЭЦ-11 (изначально «Сталинская», ныне «им. М. Я. Уфаева»)
• ТЭЦ-12 («Фрунзенская»)
• ГЭС-13 (Угличская ГЭС) — с 1956 года передана каскаду Верхневолжских ГЭС, ныне в ОАО «РусГидро».
• ГЭС-14 (Рыбинская ГЭС) — с 1956 года передана каскаду Верхневолжских ГЭС, ныне в ОАО «РусГидро».
• ГЭС-15 (Алексинская ТЭЦ) — с 1959 года передана «Тулэнерго», ныне в ОАО «Квадра».
• ТЭЦ-16 («Ленинградская»)
• ТЭЦ-17 («Ступинская»)
• ГРЭС-18 (Щекинская ГРЭС) — с 1959 года передана ОАО «Тулэнерго».
• ГРЭС-19 (Черепетская ГРЭС, ныне Черепетская ГРЭС им. Д. Г. Жимерина) — с 1959 года передана ОАО «Тулэнерго».
• ТЭЦ-20 («Калужская»)
• ТЭЦ-21
• ТЭЦ-22
• ТЭЦ-23 («Измайловская»)
• ТЭЦ-25 («Очаковская»)
• ТЭЦ-26 («Южная»)
• ТЭЦ-27 («Северная»)
• ТЭЦ-28 — опытно-промышленная МГД-генераторная электростанция, в настоящий момент включена в состав ТЭЦ-21.

Крупные электростанции и теплоэлектроцентрали независимых производителей электроэнергии в регионе:

ОАО «Э.ОН Россия»

ОАО «ОГК-2»

Открытое акционерное общество «Вторая генерирующая компания оптового рынка электроэнергии»

• Адлерская ТЭС
• Грозненская ТЭС
• Киришская ГРЭС
• Красноярская ГРЭС-2
• Новочеркасская ГРЭС
• Псковская ГРЭС
• Рязанская ГРЭС
• Серовская ГРЭС
• Ставропольская ГРЭС
• Сургутская ГРЭС-1
• Троицкая ГРЭС
• Череповецкая ГРЭС

ОАО «Квадра»

• Алексинская ТЭЦ (бывшая ГЭС-15 Мосэнерго).
• Воронежская ТЭЦ-1 (Воронежская ГРЭС, ВоГРЭС).

См. также

Ссылки

Список тепловых электростанций России — Википедия. Что такое Список тепловых электростанций России

Будущее ТЭЦ в России

И. А. Башмаков, Исполнительный директор Центра по эффективному использованию энергии

ТЭЦ в российском балансе тепловой энергии

Различные источники не одинаково оценивают размер российского рынка тепловой энергии и его структуру. Одни включают в расчет только ТЭЦ и крупные котельные (свыше 20 Гкал/ч), а мелкие котельные рассматривают как конечных потребителей топлива, другие же источники учитывают производство тепла малыми котельными. Оценки автора масштабов, структуры и основных индикаторов российского рынка тепла представлены в табл. 1 и 2. Включение малых источников важно по причине растущей их конкурентоспособности по отношению к ТЭЦ и крупным котельным. Индикаторы обеих таблиц говорят сами за себя.

В России имеется 485 ТЭЦ. Их доля в производстве тепла составляет 30%. По сравнению с более мелкими системами они имеют меньший удельный вес потерь в сетях — меньший, но не маленький. Потери оцениваются порядка 19%.

РАО «ЕЭС России» принадлежат 242 ТЭЦ, остальные находятся в собственности промышленных предприятий, муниципалитетов или коммерческих компаний. Условиями эффективной работы ТЭЦ являются: полная загрузка мощностей, близкое расположение
потребителей
и высокая плотность тепловых нагрузок. ТЭЦ проектировались для крупных промышленных и плотных бытовых тепловых нагрузок, они производят электроэнергию как побочный продукт.

Из-за экономической рецессии часть промышленной нагрузки была потеряна. В 1995-2001 гг. потребление тепловой энергии в промышленности упало на 36%. Но даже в 2000-2001 гг. промышленность все еще потребляла около половины тепла, вырабатываемого на ТЭЦ. Однако, доля зданий в суммарном балансе конечного потребления тепла повысилась до 50%. Промышленность стала только вторым по значимости потребителем тепловой энергии.

Ценовая политика зажала ТЭЦ в «тисках конкуренции»

Несбалансированная и негибкая ценовая политика на тепло от ТЭЦ привела к дальнейшему «зачеркиванию» ТЭЦ на картине баланса тепла. Спрос на тепло от ТЭЦ оказался зажатым в «тиски конкуренции» между снижающимся спросом (конкуренция со стороны энергосбережения и прочих энергоносителей (в основном газа и электроэнергии) привела к тому, что в 1990-2001 гг. спрос упал на 600 млн Гкал) и растущим производством тепла от автономных и индивидуальных источников, и малых современных промышленных ТЭЦ (конкуренция со стороны предложения обеспечила увеличение производства тепла на этих источниках, по меньшей мере, на 52 млн Гкал). В итоге производство тепла на ТЭЦ упало на 35% (см. рис. 1).

Цены устанавливались без учета того, насколько удален и насколько велик потребитель тепла, каковы реальные потери в тепловых сетях и стоимость транспорта тепла, без какой-либо сезонной гибкости. Коме того, перекрестные субсидии в пользу бытовых потребителей приводили к тому, что крупные промышленные потребители, находящиеся через дорогу от ТЭЦ, платили больше, чем очень удаленные от ТЭЦ мелкие бытовые потребители (см. рис. 1).

Доминировали представления о том, что потребление тепла не эластично к цене, и что нет вариантов
альтернативного
теплоснабжения; о том, что «естественная монополия» — подарок, данный навеки; о том, что продукция ТЭЦ может быть легко замещена на рынке электроэнергии, но не на рынке тепла. Однако, как только улучшилось финансовое состояние промышленных компаний и по мере роста оснащенности потребителей приборами тепловой энергии, снижение спроса и рост альтернативного предложения «сжали» рынок тепла ТЭЦ (см. рис. 2). Многие финансово устойчивые потребители уже отключились от ТЭЦ.

Тепловая нагрузка продолжала падать под дополнительным давлением роста издержек. Издержки производства как тепла, так и электроэнергии на ТЭЦ начали свое «восхождение». В.Г. Семенов осуществил первую попытку объяснить этот механизм на основе анализа графика Гинтера [5].

Чтобы проиллюстрировать действие этого механизма во времени, была построена простая модель ТЭЦ и рынка тепла. Зона гибкости тарифной политики определяется следующими решающими параметрами:

—   
доля расходов ТЭЦ, отнесенных на производство тепла;

—   
эластичность спроса на тепловую энергию;

—      
эластичность альтернативного предложения тепловой энергии;

—      
доля постоянных расходов в суммарных затратах ТЭЦ;

—      
доля потерь в тепловых сетях;

—      
расходы на транспорт и распределение тепловой энергии.

На первый взгляд, первый фактор является наиболее важным. Он действительно важен (см. рис. 3 и 4). Чем больше затрат отнесено на тепло, тем выше цены на него, тем скорее снижается спрос и растет альтернативное производство, тем быстрее ТЭЦ теряет рынок.

В условиях иллюстративного примера есть порог

—          30%
затрат, отнесенных на тепло, — при превышении которого пружина эскалации расходов работает очень быстро, и ТЭЦ «выжимается» с рынка менее чем за 10 лет. То есть не так много времени требуется, чтобы опустошить ее рыночную нишу. Но форма этого множества кривых зависит не только от этой пропорции, но и от 5 прочих факторов, перечисленных выше.

Когда эластичности спроса и альтернативного
предложения
по ценам равны нулю, то «тиски конкуренции» не работают. В модели использовались статистически проверенные значения эластичностей: спроса по цене — 0,2 и эластичности альтернативного спроса по цене — 0,2. Чем выше их абсолютные значения, тем быстрее ТЭЦ теряет рыночную нишу.

Высокие цены на тепло от ТЭЦ сделали экономически выгодными инвестиции в мероприятия, направленные на снижение теплопотребления и замещение тепла другими энергоносителями, а также производство тепла на независимых источниках.

Поскольку спрос снижается, значительная доля постоянных затрат в себестоимости тепла на ТЭЦспособствует повышению цен на электроэнергию и тепло. Поэтому, чем больше эта доля, тем быстрее ТЭЦ «выходит из игры».

На рис. 5 показано влияние фактора потерь тепла в предположении, что 30% производственных затрат на ТЭЦ приходятся на долю выработки тепла, и что цена на тепло подразумевает тепло, доставленное потребителю. Очевидно, что когда реальные потери в тепловых сетях повышаются с 10 до 15%, пороговая величина распределения затрат снижается с 30% до 20%. Анализ выборки из 200 систем централизованного теплоснабжения показал, что в 70% таких систем (в основном сравнительно небольших) потери в тепловых сетях составили от 20 до 70%.

Потери тепла при обслуживании жилых и общественных зданий выше, чем при обслуживании крупных промышленных потребителей. Поэтому повышение удельного веса зданий в общем числе потребителей привело к росту доли тепловых потерь. Сегодня эти потери оплачиваются преимущественно потребителями, но их доля будет сокращаться по мере оснащения потребителей приборами учета. В результате они будут оплачивать только нормативные потери (около 10%), а сверхнормативные не будут оплачиваться вовсе, если цена будет устанавливаться на выработанное, а не на полезно доставленное потребителю тепло.

Затраты на передачу и распределение тепла также являются важными детерминантами скорости, с какой «пружинный механизм» запускает рост тарифов на тепло. Скудость финансовых ресурсов, вложенных в модернизацию систем транспорта тепла, за последние 10 лет, и значительные расходы на обслуживание отслуживших свое трубопроводов привели к существенному росту затрат на транспорт тепла. Во многих системах теплоснабжения они превышают 50% всех расходов.

Если ценовые эластичности спроса на тепло и производства тепла на независимых источниках значительны, и если доли постоянных затрат в себестоимости выработки тепла на ТЭЦ и в транспорте, и распределении тепла достаточно велики, а также достаточно велики потери, то стремление сохранить свою нишу на рынке электроэнергии путем отнесения большей части затрат на выработку тепла ведет к сокращению ниши не только на рынке тепла и сокращению выработки тепла, но и сокращению выработки электроэнергии и эскалации тарифов на электроэнергию. При этом, чем ниже изначальные тарифы на электроэнергию (за счет относительного удорожания тепла), тем быстрее они взмывают вверх (см. рис. 6).

Таким образом, рассмотренный механизм имеет очень важные и нетривиальные временные характеристики. Производители электроэнергии и тепла, а также регулирующие органы, не смогли их проанализировать и сбалансировать краткосрочное и долгосрочное видение эволюции рынка. Краткосрочные
соображения
затмили долгосрочную перспективу потери рыночной ниши ТЭЦ. В этих условиях, чем больше затрат ТЭЦ было отнесено на выработку тепла, тем быстрее росли тарифы на тепло от ТЭЦ и — что удивительно — тем быстрее дорожала и становилась
неконкурентоспособной
электроэнергия, вырабатываемая ТЭЦ. Таким образом, краткосрочные соображения максимизации прибыли являлись скрытой движущей силой «выдавливания» ТЭЦ с рынков производства тепла и электроэнергии и вывода их из игры. В результате, в настоящее время в России крупные ТЭЦ, принадлежащие энергоснабжающим предприятиям, загружены лишь на 40% проектной мощности [6]. Реформирование энергетики и жилищная реформа еще больше сгущают тучи над ТЭЦ, еще быстрее «сжимая» рынок. На рынке все меньше находится места дорогой электроэнергии и теплу, вырабатываемым ТЭЦ.

Процесс установления тарифов стал более централизованным и более инерционным. Принято решение о том, что вопросы установления тарифов на электроэнергию от любых источников, а также на тепло от ТЭЦ, поставляемое на оптовый рынок, переходят из ведения РЭК под юрисдикцию ФЭК (это положение противоречит действующему законодательству). Кроме того, период, на который устанавливаются тарифы, теперь составляет один год, а не один квартал, как раньше. ФЭК прямо устанавливает все цены на выработанную электроэнергию и косвенно — цены на тепло от ТЭЦ. Цены на тепло от ТЭЦ, работающих на оптовом рынке, будут устанавливаться также ФЭК. Если они окажутся высокими, то в целях сохранения конкурентоспособности электроэнергии ТЭЦ будут продолжать терять рынок тепла. Если они будут низкими, ТЭЦ не смогут конкурировать на рынке электроэнергии. Если тариф на электроэнергию от ТЭЦ будет устанавливаться ФЭК, это автоматически косвенно определяет тариф на тепло: РЭК ничего не останется, кроме как вычитать требуемую сумму от продажи электроэнергии из доходов ТЭЦ и относить оставшиеся затраты на выработку тепла.

Эти положения означают, что возможности усиления конкуренции на рынках тепла и возможности установления цен на электроэнергию и тепло от ТЭЦ на основе анализа экономической ситуации, сложившейся на местных рынках электроэнергии и тепла, утрачены.

Идут продолжительные дискуссии относительно того, как правильно устанавливать цены на тепло и электроэнергию от ТЭЦ. Недальновидная политика установления тарифов на тепло «выдавливает» тепло от ТЭЦ с рынка (высокие цены приводят к снижению спроса и росту предложения от независимых производителей) и снижает конкурентоспособность ТЭЦ как на рынке тепла, так и на рынке электроэнергии. Многие российские эксперты предлагали подходы, связанные с гибким распределением затрат между выработкой тепла и электроэнергии, для максимизации общей экономической и энергетической эффективности ТЭЦ [7]. Распределение затрат должно зависеть от времени года, климатических условий и множества других факторов. Оно должно принимать во внимание ситуацию на местных рынках тепла и электроэнергии, которая не может полностью контролироваться из центра.

Реформа электроэнергетики и будущее крупных ТЭЦ

Будущее крупных ТЭЦ в большой степени зависит от курса проводимой реформы электроэнергетики и соответствующего уровня тарифов на электроэнергию. Если они достаточно высокие, то электроэнергия от ТЭЦ может быть дороже, а тепло — дешевле для сохранения рыночной ниши.

Региональные АО-Энерго, которым принадлежат крупные ТЭЦ, на сегодняшний день занимают лишь 7% оптового рынка электроэнергии, а их мощности загружены только на 50%. Атомная энергия преобладает на этом рынке (41 %) при загрузке атомных электростанций на 70%. В то же время, гидроэлектростанции (22% рынка) недогружены. Таким образом, при внедрении реальной конкуренции загрузка гидростанций возрастет, а оптовые цены упадут. Цены на электроэнергию от ТЭЦ будут замыкающими. Это противоречит спросу на тепло во время отопительного периода. Электроэнергия, вырабатываемая на ТЭЦ по конденсационному циклу, не конкурентоспособна. Поэтому ТЭЦ должны производить электроэнергию только по комбинированному циклу, чтобы иметь гарантированный рынок сбыта, по крайней мере, во время всего отопительного периода. Необходимо обязать электросетевые компании хотя бы в течение некоторого переходного периода закупать заданный объем электроэнергии от ТЭЦ во время отопительного сезона. Такое решение действовало до 2003 г. в Дании. Альтернативой этому решению может стать дотирование выработки электроэнергии на ТЭЦ, чтобы сделать ее конкурентоспособной на оптовом рынке. Такая схема начнет работать с 2004 г. в Дании [8] и уже несколько лет работает в Германии. Электроэнергия от ТЭЦ в Германии дотируется в зависимости от года пуска ТЭЦ в размере 1,53-2,56 евроцентов за 1 кВтч. К 2010 г. Эта поддержка снизится до 0,56-1,94 евроцентов за 1 кВтч [9].

РАО «ЕЭС России» рассматривает три возможных сценария для своих ТЭЦ [10]:

— Создание акционерных предприятий тепловых сетей с участием муниципалитетов. Эта модель требует повышения эффективности действующих ТЭЦ, развития систем передачи тепла, увеличения объема вырабатываемого на ТЭЦ тепла, модернизации передающего и распределительного
оборудования
и более гибкой ценовой политики и биллинговой системы. Для этой модели отобрано 195 ТЭЦ, принадлежащих РАО «ЕЭС России».

—      
Выделение 47 более мелких ТЭЦ в теплоснабжающие предприятия, которые будут работать вместе с муниципальными источниками в сфере теплоснабжения.

—      
Вывод из эксплуатации 15 неэффективных ТЭЦ и замена их другими источниками тепла.

Жилищная реформа и будущее ТЭЦ

Концептуально (и все более и более в практическом плане) жилищная реформа также основана на внедрении механизмов конкуренции. Крупный бизнес рассматривает внутренний рынок тепла, оборот которого достигает 28 млрд долл. США, как привлекательную сферу деятельности. Конкуренция растет. Правительство объявило о поддержке децентрализации теплоснабжения. Надежность теплоснабжения стала серьезным политическим фактором.

Таким образом, конкуренция в большей степени уже присутствует в сфере теплоснабжения: поддержка индивидуальной выработки тепла, децентрализация и диверсификация теплоснабжения. Это приводит к росту альтернативного теплоснабжения, что сужает возможности установления гибких цен на тепло. С другой стороны, жилищная реформа дает стимулы к установке счетчиков и регуляторов расхода тепла, к улучшению состояния ограждающих конструкций зданий. Таким образом, она ведет к повышению эластичности спроса по цене.

Еще один аспект реформы — балансирование покупательной способности и тарифов на тепло. Проблемы установления тарифов тесно увязаны с муниципальным и семейным планированием. Когда цена «зашкаливает» за пределы покупательной способности, проблема неплатежей обостряется. Недавние исследования, проведенные автором, показали, что дисциплина платежей снижается, когда пройден 6%-ый порог доли затрат на жилищно-коммунальные услуги в доходах населения.

Фактические данные для городов, где резко повышались тарифы, а также расчеты на модели МРОЖКУ для Норильска и Воркуты и городов Ханты-Мансийского автономного округа показали, что в каждом городе в каждый момент существует абсолютный максимум готовности и способности граждан расходовать деньги на оплату жилищно-коммунальных услуг (ЖКУ). Возможности его изменения ограничены
преимущественно
ростом доходов. Активные меры по повышению платежной дисциплины помогают существенно повысить уровень собираемости платежей. При прочих равных условиях, благодаря только этому фактору платежная дисциплина может повыситься на 8-10%. Однако, действенность этих мер сходит на нет, как только доля оплаты за ЖКУ превышает 10-14% от дохода (см. рис. 5). За этим порогом эффект даже самых «жестких мер» пропадает. Этот порог отражает предельную способность и готовность малообеспеченных семей платить за ЖКУ. Ему соответствует неприемлемо низкая платежная дисциплина — 70-80%.

Средняя готовность и способность населения платить за ЖКУ равна 5-6% от всех доходов населения (см. рис. 7). Именно в этой точке кривая зависимости пересекает уровень платежной дисциплины 95%. Уровень в 100% практически недостижим ни в

одной стране. На уровне, не превышающем 6% от дохода, платят за ЖКУ и обеспеченные слои российского населения даже при полном покрытии ими затрат на ЖКУ. Это — жесткая и устойчивая пропорция в структуре потребительских расходов и не только в России. Только при такой доле удается при «жестких мерах» к задолжникам удержать платежную дисциплину на уровне 95%. Если желаемый уровень дисциплины ниже, скажем, 90%, то порогом будет значение 8% расходов на ЖКУ от доходов населения.

Из этого анализа следует очень важная и простая практическая рекомендация: повышать тарифы на ЖКУ можно только до момента, когда платежи за ЖКУ не превысят 5-6% от среднего дохода населения и (или) 10-14%от БПМ. Этот порог один и тот же в России, странах Европейского Союза и в США. В некоторых странах он варьирует от 4 до 10%. Таким образом, покупательная способность устанавливает предел цены, и этот предел является одним из важнейших факторов, обуславливающих ценовую эластичность.

Учитывая долю тепловой энергии в расходах на ЖКУ, для тепловой энергии порог составляет 2-3% от среднего дохода.

Дисциплина платежей из муниципального бюджета также является производной от изменения тарифов на тепло. Когда тариф значительно превышает покупательную способность муниципального бюджета, но поставки нельзя прервать, а потребление нельзя регулировать, дополнительный рост цен приводит к росту задолженности. Долг поставщиков тепла перед кредиторами составляет 4,2 млрд долл. США, причем, 70% этого долга были порождены низкой платежной дисциплиной бюджета.

Высокие затраты и низкая платежная дисциплина подрывают физическую надежность систем теплоснабжения. Отсутствие ресурсов для поддержания
инфраструктуры,
в свою очередь, приводит к растущим расходам бюджета на устранение последствий аварий. Рост потерь и затраты на устранение аварий приводят к еще большему росту издержек на теплоснабжение и подрывают финансовую стабильность поставщиков тепла. Их плачевное финансовое состояние не позволяет им обращаться в финансовые институты за кредитами и не способствует тому, чтобы частный сектор стремился выйти на этот рынок.

Радужные перспективы мелких ТЭЦ

Для мелких ТЭЦ, недавно построенных и оснащенных газовыми турбинами, или модернизированных с установкой газовых турбин, и работающих либо на промышленных предприятиях, либо в муниципальном секторе, перспективы значительно более благоприятные. В Дании, например, они дают уже 50% всей электроэнергии, вырабатываемой на ТЭЦ, и 18% всей вырабатываемой электроэнергии. Даже небольшие котлы (мощностью до 3 Гкал/ч) могут быть эффективно оснащены газовыми турбинами. И такая работа активно разворачивается и в России. По некоторым оценкам, только такие установки могут повысить выработку электроэнергии на 150 млрд кВтч. Это позволило бы удовлетворить весь дополнительный спрос на электроэнергию в Европейской части России [11]. Эксперты-электроэнергетики рассматривают также возможность замены существующего
оборудования
на крупных ТЭЦ на небольшие установки с газовыми турбинами или на небольшие установки комбинированного цикла (мощностью до 25 МВт) в качестве решения существующих проблем, связанных с ТЭЦ [12, 13]. Сейчас этот подход уже реализуется (в Архангельске в 2002 г. такая ТЭЦ мощностью 18 МВт была запущена в эксплуатацию —прим. авт.).

Поддержка ТЭЦ в России

Для улучшения перспектив ТЭЦ в России необходимо принять ряд мер. ТЭЦ должны вырабатывать электроэнергию только по комбинированному циклу. У всей произведенной таким образом электроэнергии должен быть гарантированный рынок, по крайней мере, на протяжении отопительного периода. Необходимо обязать энергосистемы, по крайней мере, в течение некоторого переходного периода покупать электроэнергию у ТЭЦ во время отопительного периода. Альтернативой такому подходу может быть дотирование выработки электроэнергии, производимой на ТЭЦ, чтобы она была конкурентоспособной на оптовом рынке. В настоящее время в тариф на электроэнергию на оптовом рынке заложен инвестиционный компонент, из которого финансируется строительство атомных электростанций. Аналогичный компонент можно заложить для поддержки производства электроэнергии на ТЭЦ.

Необходимо провести оценку эластичности спроса на тепловую энергию по цене, а также оценку эластичности производства электроэнергии на других источниках по цене.

Тарифы на тепло и электроэнергию должны устанавливаться на основе следующих принципов:

—      
ценовая политика должна ориентироваться на долгосрочную перспективу, необходимо определить пороговые значения тарифов на тепло, превышение которых спускает пружину роста тарифов на тепло и электроэнергию, что сужает рыночную нишу для крупных ТЭЦ;

—      
тарифы на передачу и распределение тепла должны включать затраты на обслуживание теплосетей, а также потери в системах передачи и распределения;

—      
перекрестное субсидирование необходимо отменить, принимая во внимание изменение покупательной способности населения и других потребителей;

—      
расчет тарифов необходимо вести на полезно отпущенное тепло с учетом реальных потерь тепла;

—      
при распределении производственных затрат между электроэнергией и теплом необходимо руководствоваться соображениями конкуренции, как на рынке тепла, так и на рынке электроэнергии;

—      
в больших системах необходимо определить зоны теплоснабжения и внедрить зональные тарифы, чтобы близко расположенные крупные потребители оставались в централизованной системе. Еще одно соображение очень важно для будущего крупных ТЭЦ в России. Значительное снижение потерь тепла, постоянных затрат на производство тепла и электроэнергии, а также затрат в системах передачи и распределения тепла могут сделать будущее крупных ТЭЦ в России гораздо благоприятнее. Необходимо консервировать и выводить из эксплуатации излишние мощности ТЭЦ и строить новые небольшие ТЭЦ и установки комбинированного цикла для удовлетворения потенциального роста спроса.

ЛИТЕРАТУРА

1.  
I.
Bashmakov. Energy Subsidies in Russia: The Case ofDistrict Heating. ENERGY
SUBSIDIES: designing and implementing reforms. OECD. 2003.

2.  
Л. Чернышов. Страна готовится к зиме. «Энергосбережение». №5, 2001.

3.  
В. Семенов, С. Михайлов. «Новости теплоснабжения».№ 4, 2000.

4.  
А. Некрасов, С. Воронина. Экономические проблемы теплоснабжения в России. «Вестник ФЭК России», № 1-3, 2001.

5.  
В. Г. Семенов. Возможности ТЭЦ работать на рынке электроэнергии. «Новости теплоснабжения», № 12, 2002;

6.  
Г. Кутовой. Интервью. «Новости теплоснабжения»,№ 12, 2002, с. 44.

7.  
И. Леонов. «Новости теплоснабжения», № 7, 2003, с. 5.

8.  
Т. Hummar. The
Interactiion between the EU CHP Directiveand the new Danish regulation. CTI
Capacity BuildingSeminar for CCE/FSU Countries. Climate Technology andEnergy
Efficiency — Challenges and Chances for ClimateTechnology. September 20-24, 2003. Tutzing,
Germany.

9.  
J.
Langrebe. CHP as an important element of a sustainableenergy use in Germany.
CTI Capacity Building Seminar forCCE/FSU Countries. Climate Technology and
EnergyEfficiency — Challenges and Chances for ClimateTechnology. September 20-24, 2003. Tutzing,
Germany.

10.А. Ливинский. «Новости теплоснабжения», № 7,2003, с. 11.

11.Ю. Синяк. Новая концепция теплоснабжения. «Новости теплоснабжения», № 5, 2003, с. 3-5.

12.Ю. Ковылянский. «Новости теплоснабжения», № 7,2003, с. 36.

13.В. Ильянов. «Новости теплоснабжения». № 7, 2003, с. 31.

В России идет строительство 16-ти крупных электростанций

В предыдущей публикации я сделал обзор запущенных в 2018 году электростанций. А теперь посмотрим какие же еще электростанции строятся в России на данный момент. Всего я насчитал 16 крупных объектов мощностью свыше 100МВт. Среди них энергоблоки трех АЭС, одна плавучая АЭС (за сложность и инновационность идет в зачет), две ГЭС. Остальные электростанции тепловые.

1. Нововоронежская АЭС-2

На энергоблоке № 2 Нововоронежской АЭС-2 стартовал последний крупный этап пуско-наладочных работ перед физпуском — горячая обкатка реакторной установки.Она должна подтвердить работоспособность основного и вспомогательного оборудования и систем реакторной установки уже в проектных режимах на рабочих параметрах.2. Усть Среднеканская ГЭС

Строительство Усть-Среднеканской ГЭС — один из крупнейших инвестиционных проектов ПАО «РусГидро». Первые два гидроагрегата станции общей мощностью 168 МВт были введены в эксплуатацию в 2013 году. После пуска третьего гидроагрегата, мощность ГЭС достигнет 310,5 МВт.
Сейчас идет строительство основной плотины, первые два гидроагрегата пущены по временной схеме и имеют временные рабочие колеса, способные работать только при пониженных напорах, создаваемых временной плотиной. Третий агрегат с экспериментально-штатным колесом может работать как при неполных напорах, так и при напоре, который обеспечит полностью достроенная плотина.

3. Зарамагская ГЭС-1

Строительство Зарамагской ГЭС-1 на реке Ардон — крупнейший инвестиционный проект на территории Северной Осетии. Мощность станции — 346 МВт, выработка составит 842 млн кВт·ч в год. Станция является самым крупной стройкой в Северо-Кавказском регионе.
Уникальность Зарамагской ГЭС-1 заключается не только в самом большом среди ГЭС России напоре — 609 м, но и в самом протяженном деривационном тоннеле, аналогов которому в стране нет. Длина тоннеля — 14 254 м.
В настоящее время строительство Зарамагской ГЭС-1 ведется в интенсивном режиме. Завершаются бетонные работы по обратному своду в деривационном тоннеле, на бассейне суточного регулирования возводятся последние три секции ограждающих стен и финальное покрытие днища. Близится к концу проходка тоннеля противоаварийного водосброса, завершено возведение быстротока и носка трамплина.
В здании ГЭС смонтированы и испытаны повышенным давлением в 114 атмосфер распределители гидротурбин, завершен монтаж верхних кожухов и вспомогательных трубопроводов турбин, ведется их бетонирование. На монтажной площадке начата сборка ротора первого гидрогенератора, завозятся элементы статора. На базу хранения доставлены генераторные выключатели, силовые трансформаторы, оборудование распределительного устройства (КРУЭ-330 кВ).

4. Курская АЭС-2

Концерн «Росэнергоатом» (входит в электроэнергетический дивизион Росатома) 29 апреля уложил первые кубометры бетона в фундаментную плиту реакторного здания энергоблока № 1 на площадке Курской АЭС-2, тем самым дав старт основным строительным работам по сооружению энергоблока.5. ПЭБ «Академик Ломоносов» 

Главный этап пусковых операций — комплексные испытания ядерной энергетической установки ПЭБ — успешно стартовал 25 ноября и продлится до весны 2019 года. Основная задача данной технологической операции — убедиться, что плавучий энергоблок полностью готов к промышленной эксплуатации. Осенью 2019 года плавучий энергоблок будет отбуксирован в порт г. Певека (Чукотский автономный округ), где в составе плавучей атомной теплоэлектростанции (ПАТЭС) заменит выбывающие мощности Билибинской АЭС и Чаунской ТЭЦ.

6. Приморская ТЭС

Угольная ТЭС строительство которой заканчивается в Калининградской области.
Строительство угольной станции ведется в Светловском городском округе. Приморская ТЭС включает в себя три паросиловых установок единичной мощностью генерирующего оборудования 65 МВт. Реализация проекта позволит диверсифицировать топливный баланс калининградской энергосистемы.
Планируемое завершение проекта — III квартал 2020 года.

7. Сакская ТЭЦ

Первая очередь новой Сакской ТЭЦ компании «КрымТЭЦ» введена в опытную эксплуатацию и поставляет электроэнергию в крымскую энергосистему. В работе попеременно находятся все четыре ГТА-25 общей мощностью 90 МВт.
На полную мощность — 120 МВт, новая ТЭЦ выйдет после завершения строительства второй очереди.8. Советская гавань ТЭЦ 

Новая ТЭЦ в г. Советская Гавань мощностью 120 МВт имеет особое, стратегическое значение для создающегося здесь Свободного порта.
Строительство ТЭЦ началось в 2014 г. и должно было завершиться в 2017 г. Однако в силу ряда внешних объективных причин ввод в эксплуатацию ТЭЦ в установленный срок оказался невозможным.
На сегодняшний день специалисты подрядной организации ведут монтаж котлоагрегатов № 2 и 3, продолжают работы по сооружению системы топливоподачи, а также возведению фундаментов и монтажу железобетонных конструкций зданий станции. Возведены фундаменты для котлоагрегатов № 1-3, электрофильтров, турбоагрегатов № 1 и 2, завершен и монтаж оборудования вентиляторной градирни.
Пуск станции намечен на декабрь 2019 года.Топливо: каменный уголь

9. Таврическая (Симферопольская) ТЭС — 2-й энергоблок

Запущен первый энергоблок мощностью 235 МВт, идет сооружение второго энергоблока аналогичной мощности.

10. Балаклавская (Севастопольская) ТЭС — 2-й энергоблок

Запущен первый энергоблок мощностью 235 МВт, идет сооружение второго энергоблока аналогичной мощности.

11. Прегольская ТЭС — 4-й энергоблок

Строительство Прегольской ТЭС мощностью 454 МВт, состоящей из четырёх парогазовых блоков, ведётся с июля 2016 года в Калининградской области. Запущены первые 3 энергоблока мощностью в 113,2 МВт. каждый, идет подготовка к запуску чертвертого энергоблока

12. Грозненская ТЭЦ — 2-й энергоблок

«Газпром энергохолдинг» запустил первый энергоблок мощностью 180 МВт строящейся Грозненской ТЭС в Чечне.
В ходе второго этапа будет построен и введен в эксплуатацию аналогичный по характеристикам и оборудованию энергоблок № 2. Общая установленная электрическая мощность станции достигнет проектного значения — порядка 360 МВт.

13. Ленинградская АЭС-2, 2,3,4-й энергоблоки

На площадке второго энергоблока ВВЭР-1200 Ленинградской АЭС-2 на месяц раньше срока закончено возведение оболочки башенной испарительной градирни № 3.
9 октября 2018 года специалисты подрядной организации забетонировали последний, 107-ой ярус гидротехнического сооружения.

14. Сахалинская ГРЭС-2

Новая станция строится для замещения выбывающих мощностей Сахалинской ГРЭС и увеличения общей мощности островной изолированной энергосистемы Сахалина.
Сейчас строительство новой электростанции вошло в заключительную фазу. Строительно-монтажные работы выполнены на 80%, монтаж технологического оборудования — на 70%. На стройплощадке задействованы около двух тысяч специалистов.

15. Воронежская ТЭЦ-1

Проект предусматривает строительство на Воронежской ТЭЦ-1 ПГУ мощностью 223 МВт с четырьмя газотурбинными установками LM6000 PD Sprint фирмы General Electric мощностью 45,295 МВт, двумя паротурбинными установками ПТ-25/34-3,4/1,3, четырьмя котлами-утилизаторами ПК-95 ОАО «Подольский машиностроительный завод».

16. Алексинская ТЭЦ

Проект предусматривает строительство на Алексинской ТЭЦ ПГУ мощностью 115 МВт с двумя газотурбинными установками SGT-800 фирмы Siemens Industrial Turbomachinery AB мощностью 45 МВт, паровой турбогенераторной установкой SST-400 фирмы Siemens, s.r.o., odstepny zavod Industrial Turbomachinery Siemens мощностью 38,5 МВт, двумя котлами-утилизаторами ПК-83 ОАО «Подольский машиностроительный завод», тремя дожимными компрессорными станциями и блоком очистки газа фирмы Eltacon.

К тому же строится ряд малых ГЭС мощностью до 25МВт 
1. Верхнебалкарская МГЭС мощность ГЭС — 10 МВт,
2. Барсучковская МГЭС мощностью 5,13 МВт
3. Усть-Джегутинская МГЭС мощностью 5,6 МВт
4. Белопорожские МГЭС мощностью 2×24,9 МВ

Всего (если учитывать по одному энергоблоку каждой АЭС) в строительстве около 6 ГВт мощностей.

источник

Chf Импортеры России | Российские импортеры ЧФ

Хотите экспортировать ЧФ в Россию? Ищете импортеров chf из России? Нужны проверенные покупатели в России? Не волнуйся! Вы попали в нужное место, так как мы предоставляем самые точные данные об импорте в Россию вместе с подлинным российским списком импортеров chf, чтобы вы могли эффективно удовлетворить потребности своего бизнеса.

Образец №1 — Российский импортер ЧФ

Дата

01.09.2017 12:00:00

Название импортера

Ltd.»ТУНГАЛОЙ РУС»

Адрес импортера

115432, г. Москва, пр-т АНДРОПОВА, д. 18, корп.7, ЭТ.11, оф.3

Наименование экспортера

***

Название экспортера EN

***

Адрес экспортера

***

Название производителя

TUNGALOY CORPORATION

Код ТН ВЭД

8466103800

Описание продукта

Держатель инструмента для МНОГОФУНКЦИОНАЛЬНЫХ СТАНКОВ по металлу, тяжелая промышленность, не для военных целей.ЛЕЗВИЕ, инструмент, TUNGALOY CORPORATION TUNGALOY CTER2020-3T20 1 TUNGALOY CORPORATION TUNGALOY CHFVR2020 1 TUNGAL

Товарный знак

***

Кол-во

1,06

Блок

***

Масса брутто

***

Вес нетто

1.06

Статистическая ценность

153,53

Invoice_Value

***

Таможня_Стоимость

8988.21

Итого_Таможенная_Стоимость

Н / Д

Страна происхождения

КОРЕЯ РЕСПУБЛИКА

Страна назначения

РОССИЯ

Таможенное_значение_Код_ валюты

Н / Д

Goods_delivery_point_EN

***

Образец №2 — Российский импортер ЧФ

Дата

01.09.2017 12:00:00

Наименование импортера

АО «ИНТЕГРАЛ-ВЕСТ»

Адрес импортера

214031, Смоленская область, г. Смоленск, ул.Бабушкина, д. 7, офис 7

Наименование экспортера

***

Название экспортера EN

***

Адрес экспортера

***

Название производителя

VISHAY

Код ТН ВЭД

8532220000

Описание продукта

Конденсаторы постоянной емкости АЛЮМИНИЕВЫЕ ЭЛЕКТРОЛИТИЧЕСКИЕ: алюминиевые конденсаторы 3300 мкФ, 20%, 35 В, РАДИАЛЬНЫЕ, БЕСПРОВОДНАЯ ВЕРСИЯ, емкость — 3300CHF, ДОПУСК — + 20% от номинального напряжения — 35 В, ДИАПАЗОН РАБОЧЕЙ ТЕМПЕРАТУРЫ — -55 ° C ~ 125 Â ,

Товарный знак

***

Кол-во

0,08

Блок

***

Масса брутто

***

Вес нетто

0.08

Статистическая ценность

47,23

Invoice_Value

***

Таможня_Стоимость

2764,95

Итого_Таможенная_Стоимость

Н / Д

Страна происхождения

КИТАЙ

Страна назначения

РОССИЯ

Таможенное_значение_Код_ валюты

Н / Д

Goods_delivery_point_EN

***

Образец №3 — Российский импортер ЧФ

Дата

02.09.2017 12:00:00

Наименование импортера

«СП РЕМАК»

Адрес импортера

197082, 1140, г. Санкт-Петербург, ул.МЕБЕЛЬ, 1, оф. 45

Наименование экспортера

***

Название экспортера EN

***

Адрес экспортера

***

Название производителя

«REMAK AS»

Код ТН ВЭД

8415830000

Описание продукта

НАСТРОЙКА КОНДИЦИОНЕРА СЕРИИ «VENTO» «REMAK AS», REMAK, системы охлаждения-нагрева при частично взорванной конденсации ИЗМЕНЕНИЯ ВЛАЖНОСТИ ВОЗДУХА, КОД КЛАССИФИКАЦИИ: 486200 ФИЛЬТР, прямой испаритель CHF, без хладагентов С SI

Товарный знак

***

Кол-во

112,07

Блок

***

Масса брутто

***

Вес нетто

112.07

Статистическая ценность

1456,45

Invoice_Value

***

Таможня_Стоимость

84555.25

Итого_Таможенная_Стоимость

Н / Д

Страна происхождения

***

Страна назначения

РОССИЯ

Таможенное_значение_Код_ валюты

Н / Д

Goods_delivery_point_EN

***

Образец №4 — Российский импортер ЧФ

Дата

02.09.2017 12:00:00

Наименование импортера

«СП РЕМАК»

Адрес импортера

197082, 1140, г. Санкт-Петербург, ул.МЕБЕЛЬ, 1, оф. 45

Наименование экспортера

***

Название экспортера EN

***

Адрес экспортера

***

Название производителя

«REMAK AS»

Код ТН ВЭД

8415830000

Описание продукта

НАСТРОЙКА КОНДИЦИОНЕРА СЕРИИ «VENTO» «REMAK AS», REMAK, системы охлаждения-нагрева при частично взорванной конденсации ИЗМЕНЕНИЯ ВЛАЖНОСТИ ВОЗДУХА, КОД КЛАССИФИКАЦИИ: 486200 ФИЛЬТР, прямой испаритель CHF, без хладагентов С SI

Товарный знак

***

Кол-во

264,79

Блок

***

Масса брутто

***

Вес нетто

264.79

Статистическая ценность

2973,01

Invoice_Value

***

Таможня_Стоимость

172600,43

Итого_Таможенная_Стоимость

Н / Д

Страна происхождения

***

Страна назначения

РОССИЯ

Таможенное_значение_Код_ валюты

Н / Д

Goods_delivery_point_EN

***

Россия Торговые данные экспорта ЧП в Россию

Название грузоотправителя

2017-09-05

Российский рубль — национальная валюта России

Валюта России — рубль (также денежная единица Российской Федерации — российский рубль (рубль). Рубль также был национальной валютой в СССР и Российской Империи. Код в стандарте ISO 4217 — RUB, цифровой — 643. Один рубль состоит из 100 копеек.

Рубль — старейшая национальная валюта в мире после британского фунта стерлингов.Денежные единицы других стран неоднократно меняли названия. В России рубль используется с 13 века.

Российский рубль — происхождение и текущее состояние

Существует множество версий происхождения слова «рубль». По мнению большинства из них, оно произошло от русского глагола «рубить» (резать / рубить). В ранней русской истории это был кусок отрубленного от серебряного слитка, называемый гривной. Позже этот термин стал официальным названием российской валюты.

Сегодня в обращении можно встретить следующие банкноты: 10 рублей (почти вышедшие из обращения и редкие), 50 рублей, 100 рублей, 500 рублей, 1000 рублей, 5000 рублей. Также есть монеты: 10 копеек, 50 копеек, 1 рубль, 5 рублей, 10 рублей. Осенью 2017 года будут введены в обращение новые банкноты номиналом 200 и 2000 рублей.

Российский рубль — Банкноты

10 рублей

50 рублей

100 рублей

500 рублей

1000 рублей

5000 рублей

Вопросы наших посетителей

Кент спрашивает: У меня есть 100 000 рублей 2000 года, сколько он стоит?

Ответ эксперта:

У вас наверняка банкнота в 100000 рублей Республики Беларусь, а не России.В 2000 году в России таких банкнот не выпускалось. Коллекционная стоимость составляет около 20-40 долларов США.

Юля спрашивает: Старые 10000 рублей 1993 года еще принимаются или чего-нибудь стоят?

Ответ эксперта:

Эта банкнота давно вышла из обращения. Его коллекционная стоимость в среднем составляет 20-30 долларов США. Так что вы можете просто сохранить его как приятный сувенир.

Анна спрашивает: У меня купюра 100 рублей 1997 года выпуска, но порядковый номер довольно интересный — 1752000.Как мы знаем, 1752 год был годом, когда Россия, как предполагается, приняла григорианский календарь в качестве одной из последних стран. Кроме того, в Британской Империи это был единственный год с 355 днями, поскольку 3-13 сентября были пропущены, когда Империя приняла григорианский календарь.
Будет ли эта банкнота чего-нибудь стоить для тех, кто их собирает?

Ответ эксперта:

Это интересная история и, вероятно, ее можно использовать для продажи этой банкноты по более высокой цене. В целом коллекционной стоимости не имеет (кроме первой и экспериментальной — 50-100 долларов).Вы можете прочитать в этой статье обо всех его версиях и о самых редких из них (автоматический перевод с русского с помощью Google Translate).

.