Seperti pada mobil lain yang menggunakan perangkat serupa, tugas utama kopling adalah membuat hidup pengemudi lebih mudah, dan lebih khusus lagi, booster pneumohidraulik membuatnya sehingga pengemudi tidak perlu mengeluarkan banyak tenaga saat menginjak pedal kopling. Dan untuk kendaraan berat, keringanan tersebut sangat membantu.

Pertimbangkan, misalnya, perangkat kopling dan model MAZ lainnya. Prinsip operasinya adalah sebagai berikut - menekan pedal menyebabkan peningkatan tekanan pada piston hidrolik, dan piston pengikut mengalami tekanan yang sama. Segera setelah ini terjadi, otomatisasi alat pelacak menyala dan mengubah tingkat tekanan di silinder pneumatik daya. Perangkat itu sendiri dipasang pada flensa bak mesin.

Ada banyak pilihan untuk amplifier, tetapi jika kita berbicara secara khusus tentang truk Minsk, maka kebanyakan dari mereka disatukan oleh satu fitur yang tidak terlalu menyenangkan - sering terjadi bahwa cairan mulai bocor dari CCGT selama operasi. Tentu, pikiran pertama yang muncul di benak adalah bahwa ini mungkin merupakan tanda kerusakan karena kelebihan beban, dan itu serius.

Jika tidak ada kelebihan seperti itu setelah memasang (mengganti) amplifier, versi lain segera muncul - mereka menyelipkan yang rusak! Dan apa, hari ini semua orang menempa, bahkan individu atau 238, bahkan Brabus SV12 dirakit menjadi "kebiri" dari keenam ratus. Mungkin, hanya komponen untuk "Kalina" Rusia dan "Tavria" Ukraina yang tidak dipalsukan - bahannya ternyata lebih mahal.

Tapi bercanda, terutama karena kebocoran cairan dari amplifier pneumohidraulik adalah gejala yang serius. Faktanya, semuanya tidak begitu tragis, faktanya ini mungkin bukan bukti kerusakan, tetapi hanya penyesuaian yang salah. "Hanya", karena perbaikan kopling CCGT MAZ tidak sulit dan, dengan keterampilan tertentu, tidak akan memakan banyak waktu.

Yang terpenting adalah menentukan langkah kerja booster rod. Untuk melakukan ini, Anda harus menarik batang itu sendiri dari tuas, sambil memindahkannya ke samping sehingga benar-benar keluar dari badan. Setelah tuas kopling harus diputar ke arah dari batang, memilih semua celah yang mungkin. Kemudian jarak antara permukaan tuas dan ujung batang diukur.

Jika jarak ini kurang dari 50 mm, maka ini berarti bahwa dalam operasi, batang pendorong akan berhenti, sehingga membuka saluran keluar cairan. Yang diperlukan hanyalah memindahkan tuas satu slot lebih dekat ke amplifier. Jika jaraknya lebih jauh, maka penyebab kebocoran berbeda, dan lebih baik melakukan pemeriksaan lebih detail di layanan mobil. Namun, kami ulangi, tetapi paling sering akan ada banyak penyesuaian.

Perangkat, skema CCGT MAZ

1 6430-1609205 Badan silinder
2 6430-1609324 Manset
3 6430-1609310 Cincin
4 6430-1609306 Mesin Cuci
5 6430-1609321 Manset
6 6430-1609304 Lengan
7 Dering 033-036-19-2-2 Dering 033-036-19-2-2
8 6430-1609325 Manset
9 Dering 018-022-25-2-2 Dering 018-022-25-2-2
10 6430-1609214 Piston pengikut
11 Dering 025-029-25-2-2 Dering 025-029-25-2-2
12 6430-1609224 Musim semi
13 Dering 027-03 0-19-2-2 Dering 027-03 0-19-2-2
14 6430-1609218 Sadel
15 500-3515230-10 Katup penguat kopling
16 842-8524120 Musim semi
17 Dering 030-033-19-2-2 Dering 030-033-19-2-2
18 6430-1609233 Dukungan
19 6430-1609202 Silinder
20 373165 Stud M10x40
21 6430-1609203 Lengan
22 375458 Mesin cuci 8 OT
23 201458 Baut 8-6gх25
24 6430-1609242 Musim Semi
25 6430-1609322 Manset
26 6430-1609207 Piston
27 6430-1609302 Cincin
28 Dering 020-025-30-2-2 Dering 020-025-30-2-2
29 6430-1609236 Poros
30 6430-1609517 Segel
31 6430-1609241 Batang
32 6430-1609237 Sampul
33 6430-1609216 Pelat silinder
34 220050 Sekrup 4-6gх8
34 220050 Sekrup 4-6gх8
35 64221-1602718 Tutup pelindung
36 378941 Pasang M14x1.5
37 101-1609114 katup bypass
38 12-3501049 Tutup katup
39 378942 Pasang M16x1.5
40 6430-1609225 Napas
41 252002 Mesin cuci 4
42 252132 Mesin cuci 14
43 262541 Steker kg 1/8"
43 262541 Steker kg 1/8"
44 Dering 008-012-25-2-2 Dering 008-012-25-2-2
45 6430-1609320 Tabung
46 6430-1609323 Segel
Tautan ke halaman ini: http://www..php?typeauto=2&mark=11&model=293&group=54

Tergantung yang dipilih siklus uap-gas, pilihan apa yang akan optimal, dan seperti apa diagram alir proses CCGT?

Setelah paritas modal dan konfigurasi gulungan diketahui, pra-seleksi siklus dapat dimulai.

Rentangnya terbentang dari "siklus tekanan tunggal" yang sangat sederhana hingga "siklus tekanan tiga kali pemanasan ulang" yang sangat kompleks. Efisiensi siklus meningkat dengan meningkatnya kompleksitas, tetapi biaya modal juga meningkat. Kunci untuk memilih siklus yang tepat adalah menentukan siklus tekanan yang paling cocok untuk efisiensi tertentu dan biaya tertentu.

Pabrik siklus gabungan dengan siklus tekanan tunggal

Siklus ini sering digunakan untuk bahan bakar berkualitas terdegradasi yang lebih menguntungkan seperti minyak mentah dan minyak bahan bakar berat belerang tinggi.

Dibandingkan dengan siklus kompleks, investasi dalam CCGT siklus sederhana tidak signifikan.

Diagram menunjukkan CCGT dengan koil evaporator tambahan di ujung dingin boiler limbah panas. Evaporator ini menghilangkan panas tambahan dari gas buang dan memberikan uap ke deaerator untuk digunakan untuk memanaskan air umpan.

Ini menghilangkan kebutuhan ekstraksi uap untuk deaerator dari turbin uap. Hasilnya dibandingkan dengan sirkuit paling sederhana satu tekanan adalah untuk meningkatkan efisiensi, namun, investasi modal meningkat sesuai.

PGU dengan siklus dua tekanan

Sebagian besar instalasi gabungan yang beroperasi memiliki siklus tekanan ganda. Air disuplai oleh dua pompa umpan terpisah ke economizer tekanan ganda.

Baca juga: Bagaimana memilih pabrik turbin gas untuk pabrik CCGT

Air tekanan rendah kemudian memasuki koil evaporator pertama, dan air tekanan tinggi dipanaskan di economizer sebelum menguap dan dipanaskan di ujung panas boiler limbah panas. Ekstraksi dari drum tekanan rendah memasok uap ke deaerator dan turbin uap.

Efisiensi siklus tekanan ganda, seperti yang ditunjukkan pada diagram TS pada gambar, lebih tinggi daripada efisiensi siklus tekanan tunggal, karena penggunaan energi gas buang turbin gas yang lebih lengkap (area tambahan SS"D "D).

Namun, hal ini meningkatkan investasi modal untuk peralatan tambahan, seperti pompa umpan, economizer tekanan ganda, evaporator, pipa tekanan rendah dan dua jalur uap LP ke turbin uap. Oleh karena itu, siklus yang dipertimbangkan hanya diterapkan pada paritas modal yang tinggi.

CCGT dengan siklus tekanan tiga kali lipat

Ini adalah salah satu skema paling kompleks yang saat ini digunakan. Ini digunakan dalam kasus paritas modal yang sangat tinggi, di mana efisiensi tinggi hanya dapat diperoleh dengan biaya tinggi.

Tahap ketiga ditambahkan ke boiler limbah panas, yang juga menggunakan panas dari gas buang. Pompa tekanan tinggi memasok air umpan ke economizer tekanan tinggi tiga tahap dan kemudian ke pemisah drum tekanan tinggi. Pompa umpan tekanan sedang memasok air ke drum pemisah tekanan sedang.

Bagian dari air umpan dari pompa tekanan sedang melalui perangkat throttle memasuki drum - pemisah tekanan rendah. Uap dari drum bertekanan tinggi masuk ke superheater dan kemudian ke bagian bertekanan tinggi dari turbin uap. Uap yang habis di bagian bertekanan tinggi (HPP) bercampur dengan uap yang berasal dari drum bertekanan sedang, menjadi terlalu panas dan masuk ke saluran masuk bagian bertekanan rendah (LPP) turbin uap.

Baca juga: Mengapa membangun Pembangkit Listrik Tenaga Panas Siklus Gabungan? Apa keuntungan dari tanaman siklus gabungan.

Efisiensi dapat ditingkatkan lebih lanjut dengan memanaskan bahan bakar dengan air bertekanan tinggi sebelum memasuki turbin gas.

Diagram Pemilihan Siklus

Jenis siklus dari siklus tekanan tunggal ke siklus tekanan tiga kali lipat dengan pemanasan ulang disajikan sebagai fungsi paritas pasokan.

Siklus dipilih dengan menentukan siklus mana yang sesuai untuk paritas modal tertentu untuk aplikasi tertentu. Jika, misalnya, paritas modal adalah $1.800. US/kW, siklus tekanan ganda atau tiga kali dipilih.

Sebagai pendekatan pertama, keputusan dibuat untuk mendukung siklus tekanan tiga kali lipat, karena pada paritas modal konstan, efisiensi dan kapasitas lebih tinggi. Namun, pada pemeriksaan parameter yang lebih dekat, mungkin lebih tepat untuk memilih siklus tekanan ganda untuk memenuhi persyaratan lain.

Ada kasus di mana diagram pemilihan siklus tidak dapat diterapkan. Contoh paling umum dari kasus tersebut adalah ketika pelanggan ingin memiliki daya listrik yang tersedia sesegera mungkin dan optimasi kurang penting baginya daripada waktu singkat persediaan.

Tergantung pada keadaan, mungkin menguntungkan untuk memilih siklus tekanan tunggal daripada siklus multi-tekanan, karena waktu yang dibutuhkan lebih sedikit. Untuk tujuan ini, serangkaian siklus standar dengan parameter tertentu dapat dikembangkan, yang berhasil digunakan dalam kasus tersebut.

(Dikunjungi 2 642 kali, 1 kunjungan hari ini)

Unit CCGT pada MAZ dirancang untuk mengurangi gaya yang diperlukan untuk melepaskan kopling. Pada mesin, ada unit desain sendiri, serta produk Wabco yang diimpor. Prinsip pengoperasian perangkat adalah sama.

Perangkat dan prinsip operasi

Amplifier pneumohydraulic (PGU) diproduksi dalam beberapa modifikasi, yang berbeda dalam lokasi garis dan desain batang kerja dan penutup pelindung.

Perangkat PGU mencakup bagian-bagian berikut:

• silinder hidrolik dipasang di bawah pedal kopling, bersama dengan piston dan pegas balik;
• bagian pneumatik, termasuk piston yang umum untuk pneumatik dan hidrolik, batang dan pegas balik;
• mekanisme kontrol yang dilengkapi dengan diafragma dengan katup buang dan pegas balik;
• mekanisme katup (untuk masuk dan keluar) dengan batang umum dan elemen elastis untuk mengembalikan bagian ke posisi netral;
• batang indikator keausan lapisan.

Untuk menghilangkan celah dalam desain ada pegas kompresi. Tidak ada reaksi balik pada sambungan dengan garpu kontrol kopling, yang memungkinkan Anda untuk memantau tingkat keausan lapisan gesekan. Saat ketebalan material berkurang, piston tenggelam ke kedalaman rumah amplifier. Piston bekerja pada indikator khusus yang memberi tahu pengemudi tentang sisa masa pakai kopling. Penggantian disk atau bantalan yang digerakkan diperlukan ketika batang indikator mencapai panjang 23 mm.

Booster kopling dilengkapi dengan fitting untuk koneksi ke sistem pneumatik truk biasa. Pengoperasian normal unit dimungkinkan pada tekanan di saluran udara minimal 8 kgf/cm². Terdapat 4 lubang untuk stud M8 untuk memasang CCGT ke rangka truk.

Cara kerja perangkat:

1. Saat Anda menekan pedal kopling, gaya ditransfer ke piston silinder hidrolik. Pada saat yang sama, beban diterapkan pada kelompok piston batang pengikut.
2. Pengikut secara otomatis mulai mengubah posisi piston di bagian daya pneumatik. Piston bekerja pada katup kontrol pengikut, membuka suplai udara ke rongga silinder pneumatik.
3. Tekanan gas memberikan kekuatan pada garpu kendali kopling melalui batang terpisah. Rangkaian pengikut memberikan penyesuaian tekanan otomatis tergantung pada kekuatan menekan kaki pada pedal kopling.
4. Saat pedal dilepaskan, tekanan fluida dilepaskan, dan kemudian katup suplai udara menutup. Piston bagian pneumatik pergi ke posisi semula.

Melihat " Perangkat dan pengoperasian kabin MAZ

kesalahan

Malfungsi CCGT pada truk MAZ meliputi:

1. Kejang drive karena pembengkakan manset segel.
2. Keterlambatan respon aktuator karena cairan kental atau lengketnya piston pengikut aktuator.
3. Meningkatkan upaya pedal. Penyebab kegagalan fungsi mungkin karena kegagalan katup masuk untuk udara terkompresi. Dengan pembengkakan elemen penyegelan yang kuat, pengikut macet, yang menyebabkan penurunan efisiensi perangkat.
4. Kopling tidak terlepas sepenuhnya. Cacat terjadi karena penyesuaian permainan bebas yang tidak tepat.
5. Penurunan level cairan di dalam tangki karena retakan atau pengerasan manset penyegel.

Bagaimana cara mengganti?

Penggantian CCGT MAZ menyediakan pemasangan selang dan saluran baru. Semua node harus memiliki diameter internal minimal 8 mm.

Prosedur penggantian terdiri dari langkah-langkah berikut:

1. Putuskan sambungan saluran dari rakitan lama dan buka titik lampiran.
2. Lepaskan rakitan dari kendaraan.
3. Pasang unit baru di tempat aslinya, ganti saluran yang rusak.
4. Kencangkan titik attachment ke torsi yang dibutuhkan. Perangkat keras yang aus atau berkarat disarankan untuk diganti dengan yang baru.
5. Setelah memasang CCGT, perlu untuk memeriksa ketidaksejajaran batang kerja, yang tidak boleh melebihi 3 mm.

Bagaimana menyesuaikan

Penyetelan berarti mengubah gerak bebas kopling pelepasan kopling. Jarak bebas diperiksa dengan menggerakkan tuas garpu menjauhi permukaan bulat mur pendorong booster. Pengoperasian dilakukan secara manual, untuk mengurangi tenaga, diperlukan pembongkaran pegas tuas. Stroke normal adalah dalam 5-6 mm (diukur pada radius 90 mm). Jika nilai terukur dalam 3 mm, itu harus diperbaiki dengan memutar mur bulat.

Setelah penyesuaian, diperlukan untuk memeriksa langkah penuh penekan, yang harus setidaknya 25 mm. Pengujian dilakukan dengan menekan penuh pedal kopling.

Pada nilai yang lebih rendah, booster tidak memberikan pemisahan penuh pada cakram kopling.

Selain itu, gerak bebas pedal disesuaikan, sesuai dengan awal pengoperasian master silinder. Nilainya tergantung pada celah antara piston dan pendorong. Perjalanan 6-12 mm dianggap normal, diukur di tengah pedal. Jarak bebas antara piston dan pendorong diatur dengan memutar pin eksentrik. Penyetelan dilakukan dengan pedal kopling dilepaskan sepenuhnya (sampai menyentuh rubber stop). Pin berputar sampai permainan bebas yang diinginkan diperoleh. Kemudian mur pada regulator dikencangkan dan peniti dipasang.

Melihat " Spesifikasi dan petunjuk perbaikan untuk MAZ pertanian

Bagaimana cara meningkatkan?

Pemompaan CCGT di MAZ dilakukan sebagai berikut:

1. Buat alat tekanan buatan sendiri dari botol plastik dengan kapasitas 0,5-1,0 liter. Lubang dibor di tutup dan bawah, di mana puting dari ban tubeless kemudian dipasang.
2. Dari bagian yang dipasang di bagian bawah tangki, katup spool harus dilepas.
3. Isi botol dengan minyak rem baru hingga 60-70%. Saat mengisi, tutup lubang di katup.
4. Hubungkan wadah dengan selang ke fitting yang terpasang pada amplifier. Sebuah katup tanpa spool digunakan untuk koneksi. Sebelum memasang saluran, elemen pelindung harus dilepas dan dilonggarkan dengan memutar 1-2 putaran.
5. Pasokan udara terkompresi ke botol melalui katup yang dipasang di tutupnya. Sumber gas dapat berupa kompresor dengan pistol pemompa ban. Pengukur tekanan yang dipasang pada unit memungkinkan Anda untuk mengontrol tekanan di dalam tangki, yang harus berada dalam kisaran 3-4 kgf / cm².
6. Di bawah pengaruh tekanan udara, cairan memasuki rongga amplifier dan menggantikan udara di dalamnya.
7. Prosedur berlanjut sampai hilangnya gelembung udara di tangki ekspansi.
8. Setelah mengisi saluran, perlu untuk mengencangkan fitting dan membawa level cairan di tangki ke nilai yang diperlukan. Level yang terletak 10-15 mm di bawah tepi leher pengisi dianggap normal.

Metode pemompaan terbalik diperbolehkan, ketika cairan disuplai di bawah tekanan ke tangki. Pengisian berlanjut sampai keluarnya gelembung gas dari fitting berhenti (sebelumnya dibuka sebanyak 1-2 putaran). Setelah mengisi bahan bakar, katup dikencangkan dan ditutup dari atas dengan elemen karet pelindung.

Pembangkit listrik siklus gabungan disebut(CCGT), di mana panas dari gas buang turbin gas secara langsung atau tidak langsung digunakan untuk menghasilkan listrik dalam siklus turbin uap.

pada gambar. 2.1 menunjukkan diagram skema CCGT paling sederhana yang disebut jenis daur ulang. Gas yang keluar dari turbin gas diumpankan ke limbah boiler panas

Beras. 2.1.

/ - pemanas super; 2 - penguap; 3 - penghemat; 4 - drum; 5 - kondensor turbin uap; 6 - pompa umpan; 7 - pipa bawah evaporator; 8 - pipa riser evaporator

torus- penukar panas tipe counterflow, di mana, karena panas dari gas panas, uap dengan parameter tinggi dihasilkan, yang diarahkan ke turbin uap.

Boiler limbah panas adalah poros penampang persegi panjang, di mana permukaan pemanas berada, dibentuk oleh tabung bersirip, di dalamnya media kerja pabrik turbin uap (air atau uap) disuplai. Dalam kasus yang paling sederhana, permukaan pemanas boiler limbah panas terdiri dari tiga elemen: economizer 3, penguapan 2 dan pemanas super 1. Elemen sentral adalah evaporator, terdiri dari drum 4 (silinder panjang setengah diisi dengan air), beberapa downcomer 7 dan cukup padat dipasang vertikal kasar dari evaporator yang tepat 8. Evaporator bekerja berdasarkan prinsip konveksi alami. Pipa penguapan terletak di zona suhu yang lebih tinggi daripada yang lebih rendah, sehingga air di dalamnya memanas, sebagian menguap, menjadi lebih ringan dan naik ke dalam drum. Ruang kosong diisi dengan lebih banyak air dingin pipa bawah dari drum. Uap jenuh dikumpulkan di bagian atas drum dan diarahkan ke tabung superheater. 1. Konsumsi uap dari drum 4 dikompensasi oleh pasokan air dari economizer 3. Dalam hal ini, air yang masuk, sebelum benar-benar menguap, akan berulang kali melewati pipa evaporator. Oleh karena itu, boiler limbah panas yang dijelaskan disebut boiler dengan sirkulasi alami.

Di economizer, air umpan yang masuk dipanaskan hampir sampai titik didihnya (10-20 °C lebih rendah dari suhu uap jenuh di dalam drum, yang sepenuhnya ditentukan oleh tekanan di dalamnya). Dari drum, uap jenuh kering memasuki superheater, di mana ia dipanaskan di atas suhu saturasi. Suhu uap super panas yang dihasilkan 0 selalu, tentu saja, lebih rendah dari suhu gas 0 p yang berasal dari turbin gas (biasanya 25-30 ° C).

Di bawah skema cola-utilizer pada gambar. 2.1 menunjukkan perubahan suhu gas dan fluida kerja (uap, air) ketika mereka bergerak menuju satu sama lain. Temperatur gas secara bertahap menurun dari nilai 0 pada inlet ke nilai 0 ux dari temperatur gas buang. Air umpan bergerak menuju kenaikan suhu di economizer ke titik didih (titik tetapi). DARI Pada suhu ini (di ambang mendidih), air memasuki evaporator. Ini menguapkan air. Pada saat yang sama, suhunya tidak berubah (proses tetapi-/;). Pada intinya B fluida kerja berupa uap jenuh kering. Selanjutnya, di superheater, itu terlalu panas ke nilai / 0 .

Uap yang terbentuk di outlet superheater dikirim ke turbin uap, di mana, mengembang, ia bekerja. Dari turbin, tempat tidur bekas memasuki kondensor 5, mengembun dan, dengan bantuan pompa umpan 6, yang meningkatkan tekanan air umpan, dikirim kembali ke boiler panas limbah.

Dengan demikian, perbedaan mendasar antara pembangkit listrik tenaga uap (SPU) dari CCGT dan CSP konvensional TPP hanya terdiri dari fakta bahwa bahan bakar dalam boiler limbah panas tidak terbakar, dan panas yang diperlukan untuk pengoperasian PSU CCGT diambil dari gas buang turbin gas. Namun, perlu segera dicatat sejumlah perbedaan teknis penting antara PSU CCGT dan PSU TPP:

1. Temperatur gas buang turbin gas 0 G hampir pasti ditentukan oleh temperatur gas di depan turbin gas [lihat. hubungan (1.2)] dan kesempurnaan sistem pendingin turbin gas. Di sebagian besar turbin gas modern, seperti dapat dilihat dari Tabel. 1.2, suhu gas buang adalah 530-580 °C (walaupun ada turbin gas terpisah dengan suhu hingga 640 °C). Menurut kondisi keandalan sistem pipa economizer saat mengerjakan gas alam suhu air umpan 1 p di saluran masuk ke boiler panas limbah tidak boleh kurang dari 60 °С. Suhu gas buang 0x meninggalkan boiler panas limbah selalu lebih tinggi dari suhu t n di dalam. Pada kenyataannya berada pada level 0 « 100 °С, sehingga efisiensi waste heat boiler (HRSG) akan menjadi

dimana untuk evaluasi diasumsikan temperatur gas pada inlet ke waste heat boiler adalah 555 °C, dan temperatur udara luar adalah 15 °C. Saat beroperasi dengan gas, boiler energi konvensional dari pembangkit listrik termal memiliki efisiensi 94%. Dengan demikian, boiler limbah panas di CCGT memiliki efisiensi yang jauh lebih rendah daripada boiler TPP.

2. Selanjutnya, efisiensi pembangkit turbin uap (STP) dari CCGT yang dipertimbangkan secara signifikan lebih rendah daripada efisiensi STP dari TPP konvensional. Ini tidak hanya disebabkan oleh fakta bahwa parameter uap yang dihasilkan oleh boiler limbah panas lebih rendah, tetapi juga karena CCGT PTU tidak memiliki sistem regenerasi. Dan dia, pada prinsipnya, tidak dapat memilikinya, karena suhu meningkat t n c akan menyebabkan pengurangan yang lebih besar dalam efisiensi boiler panas limbah.

Gagasan tentang struktur pembangkit listrik dengan CCGT diberikan pada Gambar. 2.2, yang menunjukkan TPP dengan tiga unit daya. Setiap unit daya terdiri dari dua turbin gas yang berdekatan 4 ketik V94.2 dari Siemens, masing-masing dengan gas buangnya sendiri suhu tinggi mengirimkan ke boiler panas limbahnya 8. Uap yang dihasilkan oleh boiler ini dikirim ke satu turbin uap 10 dengan generator listrik 9 dan kondensor yang terletak di ruang kondensasi di bawah turbin. Setiap unit daya tersebut memiliki kapasitas total 450 MW (masing-masing turbin gas dan turbin uap memiliki kapasitas sekitar 150 MW). Antara outlet diffuser 5 dan boiler panas limbah 8 memasang bypass (memotong) cerobong asap 12 dan gerbang kedap gas B. Peredam memungkinkan Anda untuk memotong boiler panas limbah 8 dari gas turbin gas dan mengirimkannya melalui pipa bypass ke atmosfer. Kebutuhan seperti itu dapat muncul jika terjadi malfungsi di bagian turbin uap dari unit daya (di turbin, boiler panas limbah, generator, dll.), ketika

Beras. 2.2. Perangkat pembangkit listrik dengan CCGT (prospek perusahaan Siemens):

1 - unit penanganan udara gabungan (KVOU); 2 - transformator blok; 3 - Pembangkit GTU; 4 - Tipe GTU U94.2; 5 - diffuser transisi dari turbin gas ke pipa bypass; 6 - gerbang katup; 7 - deaerator; 8 - boiler panas limbah tipe vertikal; 9 - generator turbin uap; 10 - turbin uap; 11 - peredam hujan dari ketel arang; 12 - memotong pipa; 13 - ruang untuk peralatan pemurnian bahan bakar cair; 14 - tangki bahan bakar cair

itu perlu dinonaktifkan. Dalam hal ini, daya unit daya hanya akan disediakan oleh turbin gas, mis. unit daya dapat membawa beban 300 MW (walaupun dengan efisiensi yang berkurang). Pipa bypass juga banyak membantu selama start-up unit daya: dengan bantuan gerbang, boiler panas limbah terputus dari gas turbin gas, dan yang terakhir dibawa ke kapasitas penuh dalam hitungan menit. Kemudian Anda dapat secara perlahan, sesuai dengan instruksi, mengoperasikan boiler limbah panas dan turbin uap.

Selama operasi normal, gerbang, sebaliknya, tidak membiarkan gas panas dari turbin gas ke dalam pipa bypass, tetapi mengarahkannya ke boiler limbah panas.

Peredam kedap gas memiliki area yang luas, merupakan perangkat teknis yang kompleks, persyaratan utamanya adalah kepadatan tinggi, karena setiap 1% panas yang hilang melalui kebocoran berarti penurunan efisiensi unit daya sekitar 0,3%. Oleh karena itu, terkadang mereka menolak memasang pipa bypass, meskipun ini secara signifikan mempersulit operasi.

Di antara boiler limbah panas unit daya, satu deaerator dipasang, yang menerima kondensat untuk deaerasi dari kondensor turbin uap dan mendistribusikannya ke dua boiler panas limbah.

Pasar sedang menunggu keputusan pemerintah tentang hasil seleksi awal proyek dalam kerangka program modernisasi TPP seluruh Rusia dan sedang membahas amandemen mekanisme, yang rencananya akan digunakan lagi musim panas ini. Lepas landas kapasitas kompetitif kedua (KOMM), kali ini pada 2025, sebenarnya direncanakan akan dilakukan sebelum 1 September. Kemungkinan penyesuaian aturan pemilihan, masalah lokalisasi untuk turbin gas, dan masalah distribusi dana konsumen yang dikeluarkan, yang digunakan untuk mengembalikan investasi ke generator, menjadi topik diskusi utama di Forum Energi Internasional Rusia (RIEF-2019), yang diadakan di St. Petersburg pada 25-28 Juni.

Sumber: forum energi.ru

Berdasarkan hasil seleksi salvo proyek TPP untuk modernisasi dengan commissioning pada 2022-2024, 45 proyek dipilih: 30 (total biaya modal untuk mereka diperkirakan 61,6 miliar rubel) - selama pemilihan kompetitif kapasitas untuk modernisasi ( KOMMod), 15 lainnya (63,5 miliar rubel) - dalam kuota Komisi Pemerintah untuk pengembangan industri tenaga listrik. Pada saat yang sama, spesialisasi regional telah dibentuk dalam Sistem Energi Terpadu (UES): 29 proyek gas akan dilaksanakan di pusat Rusia dan Ural (zona harga pertama (1 CZ)), di Siberia (2 CZ ), 16 proyek batu bara diikutsertakan dalam program gelombang pertama. Secara total, selama periode implementasi program (2022–2031), direncanakan untuk meningkatkan kapasitas hingga 41 GW, menghabiskan hingga 1,9 triliun rubel untuk ini (termasuk 200 miliar untuk modernisasi di zona non-harga). Sumber pengembalian investasi untuk generator akan menjadi apa yang disebut dana yang dikeluarkan - uang yang "tetap tidak diklaim" di pasar energi karena pembayaran di bawah program CSA pertama (perjanjian pasokan kapasitas) selesai. Awalnya, volumenya diperkirakan 3,5 triliun rubel, mempertahankan beban tambahan pada konsumen dalam batas ini akan memungkinkan untuk memenuhi perintah Presiden Rusia Vladimir Putin dan mencegah harga energi naik di atas tingkat inflasi setelah 2021.

Tiga jalur dan "batu di pertigaan"

Setelah seleksi awal, yang harga-harganya sebagai akibat persaingan turun 30–40%, topik “Apa yang harus modernisasi - mahal atau murah?” sedang aktif dibahas di sektor ini, katanya, membuka kunci meja bundar“Modernisasi sektor energi Rusia. Prakiraan Evolusi Lebih Lanjut”, Alexandra Panina, Ketua Dewan Pengawas Dewan Produsen Energi, anggota Dewan Inter RAO.

“Keseimbangan saat ini, menurut saya, belum ditemukan,” Ms. Panina, yang menjadi moderator meja bundar, mengatur nada diskusi.

Beberapa pelaku pasar sebelumnya telah mengkritik hasil seleksi awal baik karena tingginya biaya proyek dalam kerangka kuota komisi pemerintah, dan untuk kedalaman pembaruan yang tidak memadai ketika mengimplementasikan proyek yang jauh lebih murah yang telah lulus COMMOD. Secara khusus, TGK-2 meminta pihak berwenang untuk menyesuaikan program, memberikan preferensi kepada CHPP. Generator besar khawatir tentang prospek peningkatan pembangkit listrik tenaga uap (SPU) ke siklus gabungan yang lebih efisien (CCGT), tetapi turbin gas yang diperlukan untuk ini belum diproduksi di Rusia, dan masalah lokalisasi mereka juga belum terselesaikan.

Operator Sistem UES (SO UES) mempresentasikan di RIEF tiga skenario untuk pilihan modernisasi berikutnya. Mereka dibuat berdasarkan aplikasi yang diajukan oleh pelaku pasar untuk seleksi pertama. “Ramalan itu tidak akan menjadi kenyataan, tetapi memiliki hak untuk ada,” Fyodor Opadchiy, Wakil Ketua Dewan SO UES, memperingatkan para tamu forum. Sambil mempertahankan parameter COMM saat ini, unit CCGT akan mulai masuk dalam seleksi pada tahun 2027 (tiga proyek sedang berlangsung untuk mentransfer CCGT ke CCGT), sampai saat itu bagian dari CHPP terpilih akan tumbuh secara organik. Secara total, menurut skenario SO UES ini, 59 proyek akan dipilih untuk 2025-2027: 34 di antaranya melibatkan modernisasi peralatan turbin, 18 - peralatan boiler, 4 - keduanya. Pada saat yang sama, biaya modal spesifik pada tahun 2025–2026 akan berjumlah 7,6–9 ribu rubel per 1 kW; pada 2027, mereka akan berlipat ganda lebih dari 24,3 ribu rubel. Sebagai perbandingan: biaya modal unit rata-rata untuk proyek yang telah melewati COMM untuk 2022 adalah 5,3 ribu rubel per 1 kW, untuk 2023 - 7,2 ribu rubel, untuk 2024 - 8,5 ribu rubel.

Skenario kedua, disajikan oleh SO UES, mengasumsikan perubahan aturan COMM yang mendukung CHP. Di sini, regulator memprediksi hasil hanya untuk 2025. Banyak proyek akan lulus kompetisi - 41, sedangkan biaya modal spesifik akan meningkat 90% (14,4 ribu rubel per 1 kW melawan 7,6 ribu dalam skenario pertama), LCOE - sebesar 17%.

Ketersediaan alat untuk menyesuaikan harga akhir menjadi alasan pemilihan sejumlah kecil pabrik CHP, terang Pak Opadchy kemudian. Dalam model saat ini, capex untuk penarikan bukanlah faktor penentu, hasilnya, yaitu harga taruhan tunggal (LCOE), sebagian besar dipengaruhi oleh indikator seperti rasio RSV dan KIUM, kata Opadchiy. Selain itu, ketika mengajukan aplikasi CHP, para peserta memperkirakan pendapatan mereka di pasar "hari depan" sangat rendah dan tidak memperhitungkan aliran keuangan dari pasar panas, yang berdampak negatif pada daya saing proyek.

“Kami banyak dikritik untuk CIUM, pertama-tama oleh konsumen, tetapi proyek yang diminta dipilih - rata-rata KIUM adalah 59% dibandingkan rata-rata 43% untuk pembangkit listrik termal negara itu,” kata Maxim Bystrov, kepala Dewan Pasar.

Skenario ketiga SO UES mengasumsikan penyesuaian mekanisme dalam arah yang berlawanan - mendukung proyek-proyek inovatif, yaitu, "penyelesaian" PKC ke CCGT. Dalam hal ini, tergantung pada nuansanya, 5–9 proyek dengan total kapasitas 3–3,4 GW akan dipilih untuk tahun 2025. Biaya modal spesifik akan berjumlah 37,4–48,5 ribu rubel per 1 kW: dibandingkan dengan skenario dasar, mereka akan tumbuh 5,5–7,5 kali, dan pertumbuhan LCOE akan menjadi 38–63%.

Selama diskusi, cara alternatif untuk memperbarui sumber panas juga diumumkan. Ini mungkin mekanisme rumah boiler alternatif, yang sekarang diperkenalkan di Rusia. Idenya sedang dipopulerkan oleh otoritas federal: sebelumnya, tiga lusin kota menjadi tertarik pada alt-boiler, tetapi Kementerian Energi sejauh ini telah menerima (dan menyetujui) aplikasi untuk transisi resmi dari hanya dua kota. Masalahnya adalah bahwa semua biaya untuk pelaksanaan langkah-langkah penggantian dalam hal ini dikompensasikan dengan biaya daerah, yang menciptakan sakit kepala gubernur; lebih mudah untuk mengalihkan biaya ke pasar grosir dengan memodernisasi CHPP melalui program federal. Sebelumnya, Dewan Pasar menyarankan untuk memperkenalkan kriteria tambahan dan memilih proyek untuk modernisasi hanya di wilayah yang siap mengkonfirmasi transisi cepat ke metode boiler alternatif, kata Bystrov.

“Posisi kami adalah bahwa proyek-proyek untuk rekonstruksi CHPP harus diberikan hanya kepada wilayah-wilayah yang secara jelas menunjukkan keinginan untuk menciptakan pasar panas yang terpisah dan adil di wilayah mereka,” kata Bystrov selama diskusi.

Menunggu turbin gas

Isu peningkatan efisiensi pembangkitan selama modernisasi bertumpu pada lokalisasi turbin gas. Jika situasinya berubah, ada kemungkinan proyek CCGT akan memenuhi syarat untuk diseleksi sebelum 2027, kata Fedor Opadchiy.

“Proyek CCGT memiliki peluang ekonomi (untuk dipilih untuk KOMMod berikutnya - Ed.) bahkan tanpa mengubah model ekonomi - asalkan kita mendapatkan turbin gas yang murah,” kata Fedor Opadchiy.

Sejauh ini, dua skenario yang mungkin sedang dikerjakan di sektor ini. Yang pertama melibatkan pengembangan turbin gas domestik menengah dan kekuatan tinggi dari awal. Kabinet Menteri telah mengumumkan bahwa mereka bermaksud untuk mengalokasikan hingga 7 miliar rubel untuk proyek tersebut sebagai pembiayaan bersama, Kementerian Perindustrian dan Perdagangan berjanji untuk mengumumkan kompetisi untuk distribusi mereka pada bulan Juli. Mesin Listrik Aleksey Mordashov, yang didukung oleh Kementerian Perindustrian dan Perdagangan, dianggap sebagai penerima manfaat potensial dari proyek tersebut. Selain itu, generator besar sedang mengerjakan opsi untuk melokalisasi produksi di Rusia dari model turbin yang ada dari pemasok asing. Inter RAO sedang melakukan negosiasi tersebut dengan GE, Gazprom Energoholding dengan Siemens, REP Holding dengan Ansaldo, dan juga (dalam kemitraan dengan Gazprom) dengan BHGE. Namun, Kementerian Perindustrian dan Perdagangan berusaha memperumit negosiasi ini: pada bulan Mei, diketahui bahwa departemen Denis Manturov mengusulkan untuk mewajibkan GEKH dan Inter RAO untuk meningkatkan saham mereka dalam usaha patungan dengan Siemens dan GE dari 50 menjadi 75% ditambah 1 bagian, yang pasti akan memperumit negosiasi lokalisasi .

Prakiraan kementerian terkait sesuai dengan skenario perhitungan dasar SO UES: proyek CCGT akan mulai dipilih pada 2025–2027, Kementerian Energi percaya.

“Kami menunggu semakin banyak mobil topik gas untuk datang ke seleksi ... Mereka tidak lulus (seleksi pertama. - Red.), Karena lebih mahal. Tetapi saya akan mengatakan bahwa 2025, 2026, 2027 hanyalah tanggal di mana proyek-proyek semacam itu tanpa investasi tambahan akan dilaksanakan dengan biaya,” Andrey Maksimov, Wakil Direktur Departemen Pengembangan Ketenagalistrikan Kementerian Energi, mengatakan di RIEF (dikutip dari RIA News").

Pada saat yang sama, Kementerian Energi "menganggap masuk akal" untuk terlebih dahulu memutuskan langkah-langkah untuk mendukung produksi turbin gas di Rusia, dan hanya kemudian, jika perlu, kembali membahas masalah menciptakan "celah khusus" untuk CCGT sebagai bagian dari pilihan modernisasi. "Terlalu dini untuk membicarakannya, tidak ada (turbin - Ed.)," Mr. Maksimov menjelaskan pemikirannya.

Ide ini dikembangkan secara kreatif oleh konsumen: mereka percaya bahwa masalah lokalisasi pilihan harus ditangguhkan sementara sampai keputusan dibuat, cakrawala perencanaan yang cukup panjang, menurut pendapat mereka, memungkinkan hal ini dilakukan.

“Tidak masuk akal untuk terlibat dalam modernisasi siklus tenaga uap - pertumbuhan efisiensi terbatas pada 1-2 pp Mari kita istirahat, pahami apa yang akan terjadi pada kita dengan pembangunan turbin gas, dan dalam setahun kita akan kembali ke diskusi modernisasi ... Konsumen membutuhkan efisiensi,” kata Direktur Komunitas Konsumen Energi di St. Petersburg, Vasily Kiselyov.

Zona non-harga hanya semakin mahal

Dalam forum tersebut diketahui bahwa belanja modal untuk empat proyek RusHydro di Timur Jauh(1,3 GW), yang telah menerima persetujuan Kabinet, diperkirakan oleh perusahaan sebesar 171 miliar rubel. Sebelumnya, hidrogenerator memperkirakan bahwa biaya peningkatan lima pembangkit listrik termal di Distrik Federal Timur Jauh akan menjadi 153 miliar rubel, dengan demikian, pertumbuhan biaya yang direncanakan telah mencapai 12%. Kementerian Energi juga mengharapkan untuk menerima aplikasi dari TGC-2, yang juga beroperasi di zona non-harga, khususnya di wilayah Arkhangelsk, kata Andrey Maksimov. Ingatlah bahwa total 200 miliar rubel dana yang dikeluarkan telah dialokasikan untuk meningkatkan kapasitas di zona non-harga. Kementerian Energi harus menyerahkan daftar final proyek konstruksi dan modernisasi kepada pemerintah paling lambat 15 Agustus.

Batas harga bersinar untuk Timur Jauh dan kuota komisi pemerintah

Ketidaksepakatan terbesar di sektor ini disebabkan oleh hasil seleksi dalam kuota komisi pemerintah - biaya di sini sedikit lebih tinggi (sebesar 1,9 miliar rubel) daripada untuk proyek yang dipilih untuk KOMMod, dan jumlah kapasitas yang dimodernisasi secara signifikan lebih sedikit: 1,78 GW melawan 8,61 GW. Komisi pemerintah memilih proyek berdasarkan lima kriteria: ekonomi (efisien, murah bagi konsumen), partisipasi dalam pembangkitan panas, meningkatkan keramahan lingkungan pembangkit listrik termal, adanya solusi inovatif dalam proyek, dan penyusutan peralatan (umur dan indeks kondisi teknis (ITS)). Proyek modernisasi paling mahal di Siberia, termasuk dalam program tanpa persaingan, sebanding dalam hal biaya modal spesifik dengan unit tenaga nuklir paling mahal, Vasily Kiselev marah. Salah satu alasannya adalah karena proyek-proyek di 2 LS dimasukkan dalam program karena faktor “lingkungan”.

“Kriteria ramah lingkungan (diperkenalkan. - Ed.) Hanya untuk 2 CH, karena ada blok batubara, dan dalam 1 CH - gas. Ada pertanyaan tentang kriteria dan bobotnya dalam pemilihan dalam kerangka kuota komisi pemerintah, karena mereka memberikan hasil yang ternyata,” kata Maksimov.

Konsumen bersikeras pada pengenalan "batas harga" untuk proyek yang dipilih oleh komisi pemerintah dalam "mode manual", serta untuk modernisasi di zona non-harga.

“Batas harga sesuai dengan kuota komisi pemerintah, yang dibicarakan konsumen ... Di sini kami bahkan setuju dengan mereka, kami perlu melihat ke arah ini. Satu-satunya hal, mungkin, adalah tidak mengubah apa yang telah diadopsi oleh komisi pemerintah: pemerintah tidak memiliki kecepatan mundur, ”kata Maxim Bystrov.

Dewan Pasar juga mendukung amandemen lain terhadap mekanisme pemilihan proyek untuk modernisasi. Regulator menganggap mungkin untuk berbicara tentang peningkatan kedalaman modernisasi, menyediakan penggantian komprehensif turbin atau boiler, daripada bagiannya, sebagai tindakan wajib.

GEH menyatakan ketidakpuasan dengan kriteria lain dari komisi pemerintah - ITS. Generator menganggap tidak adil bahwa blok yang pemiliknya sebelumnya menghabiskan lebih sedikit untuk perbaikan termasuk dalam program pembaruan federal.

“Ada banyak pembicaraan tentang fakta bahwa, dalam kerangka komisi pemerintah, ITS sebagian telah membalikkan keadaan bagi kami. Kami telah melakukan latihan yang sangat menarik untuk diri kami sendiri. Kami mengambil laporan dari hampir semua perusahaan publik besar dan menemukan korelasi yang lucu: semakin tinggi biaya pemeliharaan kapasitas di perusahaan, semakin banyak, masing-masing, perusahaan menghabiskan uang untuk mempertahankan kapasitas yang ada, semakin tinggi ITS, semakin rendah biaya pemeliharaan kapasitas, semakin rendah indeks keadaan teknis. Ternyata, memang, mereka yang tidak diperbaiki menerima preferensi. Apakah itu benar atau salah? Ini adalah masalah terpisah,” kata Mikhail Bulygin, Direktur Pasar Listrik di GEKH.

“Kami di departemen pengembangan industri tenaga listrik (Kementerian ESDM. - Red.) awalnya menentang kriteria ini (ITS. - Red.), yang muncul di saat-saat terakhir. Tetapi rekan-rekan kami tidak mendukung kami. Tampaknya bagi kami dia tidak dibutuhkan,” kata Andrey Maksimov.

Namun, membuat penyesuaian mekanisme dipertanyakan - regulator kehabisan waktu untuk seleksi modernisasi berikutnya dengan kembalinya proyek yang diperbarui ke pasar pada tahun 2025. Penerimaan penawaran harga dijadwalkan pada 29-30 Agustus.

“Tentu saja prosedurnya bisa diperbaiki, tetapi penting untuk diingat bahwa hanya ada sedikit waktu tersisa sebelum pemilihan 2025, dan jika kita ingin perubahan, maka kita perlu merumuskan dan membuat semuanya sekarang. Carilah semacam konsensus. Tapi tetap saja, dengan mempertimbangkan semua pendapat, menurut saya pemilihannya cukup seimbang - kepentingan semua diperhitungkan, jika mungkin, ”kata kepala Dewan Pasar.

Mungkin tidak ada cukup uang untuk semua orang

Situasi dengan parameter harga program modernisasi menyebabkan kekhawatiran bagi regulator. Pada pemilihan awal, total 125,1 miliar rubel didistribusikan dari 1,7 triliun rubel yang direncanakan untuk pembaruan pembangkit listrik termal di zona harga. Ini secara signifikan lebih rendah dari perkiraan regulator sebesar 374 miliar rubel, tetapi dibuat berdasarkan harga maksimum tanpa memperhitungkan efek persaingan. Namun, tabungan yang sekarang sedang dibentuk mungkin tidak cukup: tidak ada pembicaraan tentang tabungan sehubungan dengan instruksi Presiden, kata kepala Dewan Pasar.

Dewan Pasar mempresentasikan di forum perkiraan dinamika harga untuk WECM hingga 2035, dengan mempertimbangkan semua premi harga dasar dan tambahan. Dalam 1 TsZ, biaya umumnya akan tetap dalam batas inflasi, sedikit kelebihan mungkin pada tahun 2027–2033, kemudian harga akan turun. Di Siberia, situasinya jauh lebih rumit. Di 2 CG, harga dalam perkiraan secara signifikan melebihi level batas pada tahun 2028–2035. Dalam hal ini, Maxim Bystrov menyarankan untuk melihat hasil seleksi kompetitif yang akan datang dan menilai prospek untuk ditambahkan ke daftar oleh komisi pemerintah.

“Jika di zona harga pertama, meskipun sedikit kelebihan setelah 2026, uang tambahan mungkin muncul pada 2034-2035, maka, dengan mempertimbangkan proyek mahal mana yang dipilih oleh komisi pemerintah, semuanya sangat buruk di zona harga kedua. Oleh karena itu, saya akan berani mengungkapkan pemikiran penghasut bahwa, mungkin, komisi pemerintah tidak boleh dipilih lebih banyak proyek dalam kuota 15% di Siberia, sampai kita mengerti apa yang akan terjadi dengan seleksi kompetitif, ”kata ketua Dewan Pasar.

Namun, Dewan Pasar melanjutkan dari perkiraan biaya maksimum yang mungkin, tidak memperhitungkan faktor pengurangan harga yang kompetitif, "berusaha mengintimidasi semua orang sebanyak mungkin", "berubah dari buruk menjadi baik", Maxim Bystrov mengklarifikasi, menjawab pertanyaan dari Alexandra Panina. Di zona harga pertama, inflasi tidak ditembus oleh modernisasi, bahkan pembaruan di Timur Jauh, yang menyebabkan diskusi panas di komunitas energi, sesuai dengan perkiraan, kata Ms. Panina. Alasannya adalah biaya pembangkit listrik tenaga nuklir, sumber energi terbarukan dan generasi baru untuk menjalankan CCGT domestik eksperimental (KOM NGIO; dalam presentasi Mr. Bystrov, biaya ini ditetapkan sebagai “Mesin Tenaga”). Belanja modal rata-rata untuk COMM sedikit lebih dari 7 ribu rubel per 1 kW, pada pemilihan terakhir ladang angin - 64 ribu rubel, pembangkit listrik tenaga surya - 49 ribu rubel dengan IUM yang jauh lebih rendah, harga PLTN melebihi 100 ribu rubel, moderator dicatat.

Sebuah kompetisi teknologi terpadu sebagai pilihan yang paling berharga berulang kali disebutkan selama diskusi. Maxim Bystrov mengakui di awal diskusi bahwa jika diadakan di bawah kondisi saat ini untuk semua jenis generasi, maka semua volume akan masuk ke TPP. Dari sudut pandang pasar, lebih tepat jika konsumen terlebih dahulu membayar untuk kapasitas yang lebih murah, dan kemudian, ketika habis, yang lebih mahal, yaitu modernisasi pertama, dan kemudian, jika perlu, sumber energi terbarukan, kata Igor Popov, Wakil Direktur Jenderal Pengembangan En + , berbicara atas nama konsumen dan produsen energi (En + memegang kendali RUSAL, Eurosibenergo (Irkutskenergo)). Pemilihan tunggal adalah cerita yang tepat bagi konsumen, tetapi itu menyiratkan satu produk, katanya. Dalam hal ini, akan tepat untuk mentransfer unsur-unsur pendukung buatan ke sektor lain, misalnya, untuk membantu mengembangkan potensi ekspor RES dalam negeri melalui Kementerian Perindustrian dan Perdagangan, sehingga pemasok “hijau” dapat bermain di energi. pasar aturan umum, sekali lagi mengungkapkan ide yang dibagikan oleh banyak perwakilan komunitas energi, Mr. Popov.

"Dewan Pasar" juga menentang tunjangan non-pasar dan menganjurkan agar pemerintah menyelesaikan masalahnya dengan mencari cadangan, dan bukan dengan menarik uang dari pasar energi, Maxim Bystrov setuju.

Tetapi pertanyaan kunci yang dirumuskan oleh Ibu Panina selama diskusi adalah “Apakah proyek PLTN dan RES yang mahal sangat penting atau dapatkah mereka mengatur masalah menjaga harga energi dalam inflasi?” tetap tanpa jawaban langsung.