В Астраханской области разрушается газотурбинная ТЭЦ
Особо важный. Бессрочный
Восемь лет назад в Знаменске началось строительство объекта, обещавшего стать событием в региональной энергетике. Сегодня газотурбинная ТЭЦ — долгострой с высокой степенью готовности и неясным будущим.
Стройка века
Помимо обещанного тепла и электроэнергии, Знаменск должен был получить еще 33 рабочих места. Год спустя, в ноябре 2010-го, был торжественно заложен первый камень будущей ТЭЦ.
Не беда, что не успели
Поначалу работы на объекте шли полным ходом, оборудование поставлялось с разных краев страны.
Когда станцию не сдали в запланированном 2012 году, тревоги, в общем, не наблюдалось — ГТУ-ТЭЦ регулярно значилась в схеме и программе развития электроэнергетики Астраханской области, причем неизменно ставилась первой в разделе «Планируемые вводы электрических станций».
В 2014 году релиз областного минпрома информировал, что электростанция будет построена в первой половине следующего года, а пресс-служба ЗАО «ГК-4» (компания, отвечающая за реализацию проекта) сообщила о ведении пусконаладочных работ на ТЭЦ. Но минул 2015-й, а затем и 2016-й.
О ГТУ-ТЭЦ вновь заговорили в октябре 2017 года, когда в Знаменске состоялось выездное совещание с участием представителей регионального министерства промышленности, транспорта и природных ресурсов, администрации Знаменска, АО «ГК-4» и банка ВЭБ. На совещании «рассматривались вопросы продолжения финансирования строительства ГТУ-ТЭЦ и участия данной электростанции в обеспечении теплоснабжения города», говорилось в релизе минпрома. После этого электростанция окончательно исчезла с новостного горизонта.
Высокая степень готовности
Бюджетные средства на финансирование ТЭЦ не предусматривались. Как сообщили нам в региональном минпроме, с 2010 года по начало 2013 года строительство электростанции осуществлялось преимущественно за счет средств ГК «Внешэкономбанк». «С января 2013 года кредитование ГК
«Внешэкономбанк» проекта в рамках подписанного соглашения не осуществлялось», — говорится в письме. Несмотря на это, руководство и акционеры АО «ГК-4» на протяжении четырех лет продолжали реализацию проекта за счет привлеченных финансовых ресурсов из других источников. Сейчас, по данным минпрома, объект имеет высокую степень готовности.
Однако дальнейшая его судьба неясна. Редакция попыталась выяснить ситуацию со стороны АО «ГК-4». Оказалось, у компании уже давно наступили трудные времена: в суд на нее обратился ГК «Внешэкономбанк», требуя от должника более 2,7 млрд рублей. Весной 2018 года областной арбитражный суд признал компанию банкротом.
А что же сама электростанция в Знаменске? Пока стоит. И внешне выглядит почти готовой к работе. «В настоящее время в отношении объекта ГТУ-ТЭЦ в ЗАТО Знаменск проводится технический аудит, по результатам которого будет решаться вопрос реализации инвестиционного проекта», — говорится в ответе регионального минпрома.
Характеристика
ГТУ-ТЭЦ ЗАТО Знаменск
Установленная электрическая мощность — 44 МВт. Расчетная мощность:электрическая — 38 МВт, тепловая — 26 Гкал/ч. Основное оборудование:
газотурбинная установка ЭГЭС — 16 «Урал» — 2 шт.,
паровая турбина Т-7/12-3,4/02 — 1 шт.,
паровой котел утилизатор КГТ-26/3,9-440 — 2 шт.
Кстати
В соответствии с распоряжением правительства Астраханской области от 26.03.2009 № 84-Пр строительству ТЭЦ в Знаменске был присвоен статус «особо важный инвестиционный проект» сроком на 8 лет. Этот статус предусматривает снижение ставки по налогу на прибыль организаций в части, зачисляемой в бюджет Астраханской области. Как сообщили нам в региональном министерстве экономического развития, в связи с окончанием срока действия инвестиционного соглашения завершено оказание государственной поддержки в виде налоговой льготы.
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.
Читайте также.
Вступайте в наши группы и добавляйте нас в друзья 
Как всегда отлично и интересно!
Только в вашем списке МГЭС не хватает еще двух строящихся Белопорожских МГЭС в Карелии.
Вот как раз крайний видеоотчет от генподрядчика за октябрь-ноябрь 2018:
©Видео с youtube.com
2. Воронежская ТЭЦ-1;
Ну ГАЭС это немного не то, да и у них там слышал серьезные проблемы, не факт что вообще построят.
По остальным спасибо, добавлю. Хотя последняя вроде как запущена на днях.
По ГАЭС я с Вами категорически не согласен, очень даже то, такая мощь. Вроде как на 2019 год у них запланировано исправление «недочетов», с пуском уже в 2020 году.
Она же не генерирует мощность, а только сохраняет и отдает. Не для этого обзора.
Кстати, по Воронежской ТЭЦ-1 есть сроки? На сайте Квадро написано что в 2018 году, а он уже прошел.
Вроде как договорились на 1 квартал 2019 года.
1. НВАЭС-2-2: задержка ДПМ на 4 года. Штрафов начислять, видимо, не будут.
2. 3 ГА, да и 4 ГА Усть-Среднеканской ГЭС нафиг не нужны. Магаданская энергосистема избыточна. Достройка — блажь РусГидро.
3. Зарамаг-1: станция полная глупость. Чудовищные затраты по проходку, которые через ДПМ лягут на рынок. Машины Фот ковшового типа, вторые такие в России, но намного бОльшей мощности. Опыта эксплуатации нет. Воды нет — станция сможет работать не более 2-3 месяцев в году. Приточность очень слабая, а по краю водохранилища идет стратегически важная дорога на Рокский тоннель, поэтому полное заполнение в/х, даже если бы и была приточность, невозможно. Поставка мощности должна была начаться До руководства РусГидро упорно не доходит, что наполнение в/х делают летом, тогда же горную гидростанцию можно запускать. Компетентность — наше все, да. Штрафанут и поделом.
4. КуАЭС-2 — очень большие проблемы с СВМ и крайне сложной схемно-режимной ситуации в ОЭС Центра. А тут еще БелАЭС на подходе. Полный провал СО.
5. ПАТЭС это просто катастрофа. КПД РУ 22%. Отдаленный регион, непроработанные со стороны проектанта вопросы ремонтов (текущих и средних), поставки топлива и много еще чего. Ничего нам инновационного там нет, проект очень сырой. ПАТЭС без новых линий работать не может. А Гидра обещает их не ранее 2022. Да и стоимость ПАТЭС колоссальна — 37 ярдов. Плюс — линии еще на 14-15 ярдов.
6. Приморская ТЭЦ — угольная. Держать угольную станцию в горячем резерве — бесценно. А на постоянку работать — обалдеем уголь возить. Морем, угу.
8. СовГавань — успешно проваленный РусГидро проект. Не нужна там станция, но это регион хотел. Первоначальный срок ввода — 2016. В 20-ом ее не будет. Самое ранее — 21. Ага, объективные причины — сами все провалили.
13. ЛАЭС-2-4 не будет. Узел избыточный.
14. Сахалин — еще один искрометный провал Гидры. Первоначальный срок — 16. В ноябре опять облачались — котел бл.1 растопили без воды, сожгли панели.
15. Барсучковская и Усть-Джигута — сроки поставки по ДПМ 01 января. Срыв, Штрафанут.
Вообще, все стройки РусГидро — это просто феерический конец. Из стратегических: Благовещенская ТЭЦ бл.4 — задержка.
Якутская ГРЭС-2 — срыв 2 года, за ОЗП 2017-2018 — 17 отключений, треть — с потерей СН.А полгода назад потеряли одну газовую машину, сейчас она в Штаты уехала, в командировку.
Сахалин и Совгавань — смотри выше.
НужнеБурью — чуть не вырвали ГЗ 1.5 года назад. Сталь не той системы, угу, да.
Загору-2 будут демонтировать.
Короче, стойки-то идут. Но проблем, связанных с компетенцией, хватает.
Эх, как жаль что все, кто умеет управлять нашей энергосистемой уже работают таксистами и парикмахерами (с)
Не обижайтесь, но так можно к чему угодно докопаться, но я уверен что те кто принимал решения знают гораздо больше чем вы.
Оскорблять не надо, это некрасиво. Если вы сами предлагаете — присоединяйтесь и делайте объективнее — так я это и делаю.
Я в энергетике уже 18 лет работаю. И отнюдь не водителем.
Это просто афоризм. А так я конечно догадался что в энергетике. Но вы же не министр энергетики, верно? Просто, я как-то больше доверяю тем кто там внутри в теме принятия конкретных решений. Со стороны они могут казаться неверными, но мы просто можем не знать многих критериев.
А почему вы исключаете вариант, что именно в теме?
Ведь может именно так оказаться.
Хотя, это это уже не относится к теме вашего материала.
Если вас не затруднит — прокомментируйте то, что я написал, коль вы не согласны с моими данными.
Ну, вместо того, чтобы на личности переходить.
Вы участвовали в принятии решений по строительстве критикуемых вами объектов? Если не участвовали то вы точно не в теме, а лишь наблюдаете со стороны.
Я не будут комментировать, у меня для этого недостаточно знаний и компетенций. Но недостаток знаний не означает в свою очередь что я сразу же должен вам поверить и согласится с вашими доводами. Так как я просто не знаю мнения и доводов другой стороны, конкретно тех, кто принимал решения. Уверен у них они есть.
Приходилось. И в принятии решений (не всех, которые помянул) и в реализации проектов (всех, которые помянул).
И какими бы они не были, есть в них и доля моего труда.
Комментариев у вас нет, компетенции и знаний недостаточно.
Я же вам не предлагаю соглашаться — я просто сделал ваше сообщение чуть объективнее.
Объективным оно станет когда будет мнение другой стороны.
вы не услышите вторую сторону …
Про ПАТЭС — категорически не согласен.
Это экспериментальная станция. Пусть она чрезмерно дорогая.
Но её экономический эффект в том, что она своим функционированием рекламирует саму возможность и безопасность подобных плавучих станций. Сделает РОСАТОМ, доустим, через 5-6 лет хороший проект с оптимизацией затрат — и можно предлагать заказчикам в других странах.
Вот, смотрите, — такая-же работает уже 5 (10) лет, и всё безопасно! всё работает!
То, что вы написали, никак не противоречит тому, что я написал.
Именно это Росатом хочет — показать работу ПАТЭС как коммерческого и технологического объекта.
Но уже понятно, что если будут другие ПАТЭС, они точно будут другие, хотя бы в части РУ — там будет РИТМ-200 с КПД в 35%.
Там, помимо самой ПАТЭС, целый клубок — ВЛ, ТЭЦ Певек 1946 (или 1943) г., вывод БилАЭС (бл.1 уже остановлен) ну и потребители.
Щас в котёл рухнет ещё 50-70 ярдов и экономически обоснованный тариф улетит в космос. Хорошо, если в 40 руб/кВт-ч уложимся.
И придётся субсидировать из бюджета.
По ситу, это скрытое субсидирование Росатома.
как же не противоречит? В своём сообщении Вы написали про ПАТЭС, что это «катастрофа»…
Я с этой оценкой не согласен.
Субсидирование Росатома в этом начинание (именно в этом начинании) — вполне, нормальная вещь. Почему бы его слегка не просубсидировать?
Но это правда бЯда в условиях Певека.
Просто вы знаете про проект по открытой инфе в инете и ТВ, я им занимался 4 года.
Впрочем, у каждого своя точка зрения. Это нормально.
А по-моему, хватит его субсидировать. Есть такая Госпрограммма по атомной энергетике.
Через неё в Росатом вкачивается море бабла, хотя и с тенденцией уменьшения.
Интересно то, что бюджетные деньги попадают в уставный капитал КРЭА и, потом, расходуются на строительство АЭС. Это большие деньги, в НВАЭС-2 около трети, например.
Внимательно смотрим за руками. Сначала получить бесплатный невозвратный бюджет, потом собрать его повторно с Потребителей да ещё и получить на него 10-11% доходности.
Но уже понятно, что если будут другие ПАТЭС, они точно будут другие, хотя бы в части РУ — там будет РИТМ-200 с КПД в 35%.
Странно, для опытного энергетика, путать КПД паротурбинной установки,
и реактора. Что КЛТ-40, что РИТМ-200 — это водо-водяные реакторы под давлением, с примерно равными параметрами теплоносителя. КПД у них 99%.
А вот КПД паротурбинного цикла, от реактора не зависит, а зависит от наличия отборов от турбины и подогревателей. То есть установка с РИТМ-200 без подогревателей, с одним деаэратором, как на ледоколах, будет иметь КПД не 35%, а всего
В свою очередь ПАТЭС с подогревателями низкого и высокого давления имеет КПД не 22%, а выше. Как раз под 33%. А ещё ПАТЭС, кроме электричества может производить тепло. Для чего ещё установлены подогреватели сетевой воды и пиковый подогреватель.
Вы правы, я некорректно написал.
Имелся ввиду КПД всего объекта.
Да, на БГТС будет размещена тепловые камеры, а Певек, типа, переведён на закрытую схему теплоснабжения.
Правда, по теплу ПАТЭС тоже избыточна. Уху, наверное, варить будут. ;))))
Если вас не затруднит — прокомментируйте то, что я написал, коль вы не согласны с моими данными.
6. Приморская ТЭЦ — угольная. Держать угольную станцию в горячем резерве — бесценно. А на постоянку работать — обалдеем уголь возить. Морем, угу.
я не то что бы сильно против ваших замечаний, но вот забил запрос в яндексе по поводу угля в Калининграде и что удивительно, он там есть:Бурый уголь
Полезное ископаемое, представляющее собой продукт начальной стадии углефикации торфа. Содержание углерода в нем — 60-75% на органическую массу, значительно содержание гуминовых кислот и более высокая, чем у торфа, теплотворная способность — 6000 — 7500 ккал. Разновидностями бурого угля являются лигнит и землистый уголь. Такие угли присутствуют в разрезах Самбийского полуострова. Значительными месторождениями являются Грачевское и Мамоновское (Прислово). Прогнозные запасы Грачевского месторождения оценивались в 50 млн. т, доразведка снизила их вполовину (26,8 млн. т).
а еще там есть торф, очень много торфа, причем качественного, который годится для сжигания:Торф
Заболачивание территории области началось после отступления ледника. Скорость роста торфяников сейчас — 2-3 см/год. Они распространены на побережье Калининградского и Куршского заливов, на водоразделе рек Шешупе и Инструч, в долине реки Преголя. Общая площадь торфяников около 1000 тыс. га, а их запасы оцениваются в 3 млрд. тонн. Торф низинных болот содержит максимальное количество углерода — до 60% и более — и обладает теплотворной способностью 5500 ккал и выше, что позволяет использовать его как топливо. Самые крупные разрабатываемые месторождения торфа — Нестеровское, Агильское, Тарасовское. Добыча ведется и из более мелких месторождений. Торфяные грязи болота Свиного начинают использовать как целебные на курортах Зеленоградска и Светлогорска.
так же не стоит забывать и возможность импорта угля из Польши например, да, это не очень надежно, но и сама Польша берет много нашего угля, так что рычаги есть… очевидно что угольную станцию строят как раз исходя из этих соображений, а еще из-за сложностей с газом…
Приморская запроектирована под привозные угли, кузнецкие, по-моему. С перевалкой в порту Калининграда. Местный сжигать не получится.
Почему так — не знаю, это решение закладывалось на стадии разработки постановления ППРФ, которое утвердило комплекс мер по энергобезопасности. А потом Зарубежнэнергопроектом как ГИП.
Про поляков это вы серьёзно?
Сам план предусматривает полностью автономную и изолированную работу анклава.
Кстати, это одно из объяснений почему БалтАЭС не строится. И не построится в принципе. Сейчас площадка будет консервироваться.
Между прочим, в Приморском районе была дизельная ТЭЦ, старая.
Очень любопытно узнать ваше настоящие имя и должность. Без этого вся ваша информация является просто одним из множества мнений. Которое может оказаться как правильно-реалистичным так и полным бредом. А может и тем и другим в перемешку, что скорее всего.
Приморская запроектирована под привозные угли, кузнецкие, по-моему. С перевалкой в порту Калининграда. Местный сжигать не получится.
Вы не из города-ли Котовска (ныне переименованного) Одесской области пишете?
Чего-то узнаю знакомый стиль.
Местные мы. ))) Дефолт-сити.
Интересно, если не водителем, то кем? Был на Сахалинской ГРЭС-2 аж в трёх командировках! Про котёл, который без воды раскочегарили подтверждаю. Придурков везде и всегда хватает. А компетенции… При Советах тоже чудили по полной! Наши аксакалы рассказывали, что на одной станции для приёмочной Комиссии в трубу накидали ветоши и промасленных фуфаек, и подожгли, чтоб дымила!
Я там был раз 8-9. Водитель сидел спереди ;)), пока ехали — спал после самолета
Это да — чудили. Чернобыль и Саянка тому подтверждение.
Видно у вас на РусГидро накопилось
Не понял вас по 4-му блоку ЛАЭС-2, одна избыточна, ну другая убыточна. Экспорт финнам, да просто замена одних блоков на другие…
На Нижне-Бурейской ГЭС вырвали и он успешно потонул в НБ, технология производства стали была нарушена.
По штрафам всё верно, капитализм он с… такой, иначе бардак будет. Может так до собственников дойдет кому они доверили свои компании, уровень руководителей и принятых ими решений
Да нет. Можно ещё про Россети поговорить ;)))))
А вы посмотрите переток по Выборгской ВПТ. Фирны очень мало стали брать — ценовой разрыв маленький стал. ИРАО на этом раньше хорошо зарабатывало.
А по мощности — выводим 4, вводим 3.6, в режиме форсирования и вовсе 3,8. Смысла нет.
Про НижнеБурью… да, входной контроль никто не слышал. Угу. А ничего, что там ещё 4 ГЗ такого типа стоят?
А сколько их ещё по России? Но, что-то я не слышал про масштабные инспекции РТН по этой теме.
Переток восстанавливается потихоньку почти уже 8 лярдов, максимум 11,7 был в 2009. Ещё балтийским тиграм 3 продаем. При том что общая выработка ЛАЭС за 2018 год 26,75.
При этом мы же с вами не обсуждаем объем вывода оборудования, а оно на СЗ, так скажем, со стажем. И в целом программа ДПМ положительную роль сыграла. Компетенции, это да, восстанавливать надо и они восстанавливаются, поэтому и строить надо. А тут еще и цифра поперла АСУ, АСКУЭ, цифр.РЗА… не БЩУ, а центры управления космическим кораблем прям какие-то.
БРЭЛЛу существовать осталось всего ничего.
У меня к ДПМ двоякое отношение. В отношении тепловой генерации — нуууу…, пожалуй, да. Как вспомню станции ИРАО — Каширу, Верхнетагилку — в пот бросает. А вот в части Гидро и атома — все сложнее. В первую очередь, из-за механизма.
ДПМ’ очень неоднозначная тема.
Цифровизация это пока профанация, Россети пытаются заякорить мегатему, что, наверное, разумно.
Но вся элементная база все равно буржуйская. Заходишь на ПС — Экра, Таврида, открываешь шкафы — АВВ, Шнейдер.
Силовое оборудование импортное, КРУЭ сплошь Хундай, много Сименса.
Угу, со стажем. Бл.1 КолАЭС вторично продлили. От безысходности.
БРЭЛЛу может и да, но энергию они откуда возьмут? Правильно, из Швеции, а значит на их рынке эл. энергия подорожает, так Шведы будут грузить менее эффективные станции и это скажется на финнах, они у шведов в 17 году около 15 ярдов купили, ну и? А финны ясно к нам, так как наши эл.станции СЗ(ТЭС и ЛАЭС) выгоднее их, опять же на нашем газе (100% РФ) или привозном угле (50% РФ), цены то не внутрироссийские. Не продадим Литве и Латвии, продадим финнам. Поэтому не рубите так с плеча 4 блок ЛАЭС-2.
Кстати,впервые в 11 году на финских станциях увидел что на БЩУ находится и смена станции и трейдеры, причем у каждого своя зона и свои мониторы, ну прямо какой то Wall street на станции, при этом они дают команды оперативникам на пуски/остановы/регулирование.
Про бл.4 написал ниже.
Вы ничего не путаете?
Состав включённого оборудования и график работы устанавливается технологическим диспетчером энергосистемы, а не коммерческим. Я не знаток западных энергосистем, признаться, впервые про это слышу.
Да и все переключения на ОРУ/КРУЭ выполняются по команде системного оператора.
PS. Если были на финских станциях, случаем, в ИРАО не работали?
Состав включённого оборудования и график работы устанавливается технологическим диспетчером энергосистемы, а не коммерческим.
Не в ИРАО не работал, я на Фортумовских станция был. Кстати, почему у нас экспортом исключительно ИРАО занимается, это за какие заслуги то?
Исторически сложилось. Со времен РАО ЕЭС — год 2004, по-моему.