Jak w każdym innym aucie, w którym zastosowano podobne urządzenie, głównym zadaniem sprzęgła jest ułatwienie życia kierowcy, a dokładniej pneumohydrauliczne wspomaganie sprawia, że ​​kierowca musi wkładać mniej wysiłku podczas wciskania pedału sprzęgła. A w przypadku ciężkich pojazdów taka ulga jest bardzo pomocna.

Rozważmy na przykład sprzęgło i inne modele MAZ. Zasada działania jest następująca - naciśnięcie pedału powoduje wzrost ciśnienia na tłoku hydraulicznym, a tłok popychacza doświadcza tego samego ciśnienia. Gdy to nastąpi, automatyzacja urządzenia śledzącego włącza się i zmienia poziom ciśnienia w siłowniku pneumatycznym mocy. Samo urządzenie jest zamontowane na kołnierzu skrzyni korbowej.

Istnieje wiele opcji dla wzmacniaczy, ale jeśli mówimy konkretnie o ciężarówkach w Mińsku, większość z nich łączy jedna niezbyt przyjemna cecha - często zdarza się, że podczas pracy płyn zaczyna wyciekać z CCGT. Oczywiście pierwsza myśl, jaka przychodzi do głowy, to to, że może to być oznaka awarii spowodowanej przeciążeniami, i to poważnej.

Jeśli po zainstalowaniu (wymianie) wzmacniacza nie było takich przeciążeń, natychmiast pojawia się kolejna wersja - poślizgnęła się uszkodzona! A co, dziś każdy kucie, nawet pojedynczy lub 238, nawet Brabus SV12 zmontowany do „Wałacha” sześćsetnego. Prawdopodobnie tylko komponenty rosyjskiej „Kaliny” i ukraińskiej „Tavrii” nie są sfałszowane - materiał okazuje się droższy.

Ale żarty na bok, zwłaszcza że wyciek płynu ze wzmacniacza pneumohydraulicznego to poważny objaw. W rzeczywistości wszystko nie jest takie tragiczne, faktem jest, że może to nie być dowodem awarii, ale tylko nieprawidłową regulacją. „Tylko”, ponieważ naprawa sprzęgła CCGT MAZ nie jest trudna i przy pewnych umiejętnościach nie zajmie dużo czasu.

Najważniejszą rzeczą jest określenie skoku roboczego drążka wspomagającego. Aby to zrobić, musisz odciągnąć sam pręt od dźwigni, jednocześnie przesuwając go w bok, aby całkowicie wyszedł z ciała. Po przekręceniu dźwigni sprzęgła w kierunku od pręta, wybierając wszystkie możliwe szczeliny. Następnie mierzy się odległość między powierzchnią dźwigni a końcem trzpienia.

Jeśli odległość ta jest mniejsza niż 50 mm, oznacza to, że podczas pracy tłok pręta wysunie się do oporu, otwierając w ten sposób wylot płynu. Wystarczy przesunąć dźwignię o jedno gniazdo bliżej wzmacniacza. Jeśli odległość jest większa, przyczyna wycieku jest inna i lepiej przeprowadzić bardziej szczegółową kontrolę w serwisie samochodowym. Powtarzamy jednak, ale najczęściej będzie mnóstwo korekt.

Urządzenie, schemat CCGT MAZ

1 6430-1609205 Obudowa cylindra
2 6430-1609324 Mankiet
3 6430-1609310 Pierścień
4 6430-1609306 Podkładka
5 6430-1609321 Mankiet
6 6430-1609304 Rękaw
7 Dzwonek 033-036-19-2-2 Dzwonek 033-036-19-2-2
8 6430-1609325 Mankiet
9 Dzwonek 018-022-25-2-2 Dzwonek 018-022-25-2-2
10 6430-1609214 Tłok popychacza
11 Pierścień 025-029-25-2-2 Pierścień 025-029-25-2-2
12 6430-1609224 Wiosna
13 Dzwonek 027-03 0-19-2-2 Dzwonek 027-03 0-19-2-2
14 6430-1609218 Siodło
15 500-3515230-10 Zawór wspomagający sprzęgło
16 842-8524120 Wiosna
17 Dzwonek 030-033-19-2-2 Dzwonek 030-033-19-2-2
18 6430-1609233 Wsparcie
19 6430-1609202 Cylinder
20 373165 Kołek M10x40
21 6430-1609203 Rękaw
22 375458 Podkładka 8 OT
23 201458 Śruba М8-6gх25
24 6430-1609242 Wiosna
25 6430-1609322 Mankiet
26 6430-1609207 Tłok
27 6430-1609302 Pierścień
28 Zadzwoń 020-025-30-2-2 Zadzwoń 020-025-30-2-2
29 6430-1609236 Wał
30 6430-1609517 Uszczelka
31 6430-1609241
32 6430-1609237 Pokrowiec
33 6430-1609216 Płyta cylindra
34 220050 Śruba М4-6gх8
34 220050 Śruba М4-6gх8
35 64221-1602718 Nasadka ochronna
36 378941 Wtyczka M14x1,5
37 101-1609114 zawór obejściowy
38 12-3501049 Nakrętka zaworu
39 378942 Wtyczka M16x1,5
40 6430-1609225 Odpowietrznik
41 252002 Podkładka 4
42 252132 Podkładka 14
43 262541 Zatyczka kg 1/8"
43 262541 Zatyczka kg 1/8"
44 Pierścień 008-012-25-2-2 Pierścień 008-012-25-2-2
45 6430-1609320 Tuba
46 6430-1609323 Uszczelka
Link do tej strony: http://www..php?typeauto=2&mark=11&model=293&group=54

W zależności od tego, co zostało wybrane obiegi parowo-gazowe, jaki wybór będzie optymalny i jak będzie wyglądał schemat przebiegu procesu CCGT?

Po poznaniu parytetu kapitałowego i konfiguracji rolki można rozpocząć wstępną selekcję cyklu.

Zakres rozciąga się od bardzo prostych „cykli pojedynczego ciśnienia” do niezwykle złożonych „cykli ponownego podgrzewania potrójnego ciśnienia”. Wydajność cyklu wzrasta wraz ze wzrostem złożoności, ale rosną również koszty kapitałowe. Kluczem do wyboru odpowiedniego cyklu jest określenie cyklu ciśnieniowego, który najlepiej sprawdza się przy danej wydajności i kosztach.

Instalacja o cyklu łączonym z pojedynczym cyklem ciśnieniowym

Cykl ten jest często stosowany w przypadku korzystniejszych paliw o obniżonej jakości, takich jak ropa naftowa i ciężki olej opałowy o wysokiej zawartości siarki.

W porównaniu z cyklami złożonymi inwestycje w CCGT cykli prostych są nieznaczne.

Schemat przedstawia CCGT z dodatkową wężownicą parownika na zimnym końcu kotła odzysknicowego. Ten parownik usuwa dodatkowe ciepło ze spalin i oddaje parę do odgazowywacza w celu wykorzystania jej do podgrzania wody zasilającej.

Eliminuje to potrzebę ekstrakcji pary do odgazowywacza z turbiny parowej. Wynik w porównaniu do najprostszy obwód jednym naciskiem jest poprawa wydajności, jednak inwestycje kapitałowe odpowiednio wzrastają.

PGU z cyklem dwóch ciśnień

Większość działających instalacji kombinowanych ma podwójne cykle ciśnieniowe. Woda jest dostarczana przez dwie oddzielne pompy zasilające do ekonomizera z podwójnym ciśnieniem.

Przeczytaj także: Jak wybrać instalację turbiny gazowej do instalacji CCGT

Woda niskie ciśnienie następnie wchodzi do pierwszej wężownicy parownika, a woda wysokie ciśnienie jest podgrzewany w ekonomizerze przed odparowaniem i jest przegrzewany w gorącym końcu kotła odzysknicowego. Odciąg z bębna niskociśnieniowego dostarcza parę do odgazowywacza i turbiny parowej.

Sprawność podwójnego cyklu ciśnieniowego, jak pokazano na wykresie T-S na rysunku, jest wyższa niż sprawność pojedynczego cyklu ciśnieniowego, ze względu na pełniejsze wykorzystanie energii spalin z turbiny gazowej (dodatkowy obszar SS"D "D).

Zwiększa to jednak nakłady inwestycyjne na dodatkowe wyposażenie, takie jak pompy zasilające, ekonomizery dwuciśnieniowe, parowniki, rurociągi niskociśnieniowe i dwa przewody parowe niskiego ciśnienia do turbiny parowej. Dlatego rozważany cykl jest stosowany tylko przy wysokim parytecie kapitałowym.

CCGT z potrójnym cyklem ciśnieniowym

Jest to jeden z najbardziej złożonych schematów, jakie są obecnie używane. Stosuje się go w przypadkach bardzo wysokiego parytetu kapitałowego, gdzie wysoką efektywność można uzyskać tylko przy wysokim koszcie.

Do kotła odzysknicowego dodawany jest trzeci stopień, który dodatkowo wykorzystuje ciepło spalin. Pompa wysokociśnieniowa dostarcza wodę zasilającą do trzystopniowego ekonomizera wysokociśnieniowego, a następnie do wysokociśnieniowego separatora bębnowego. Pompa zasilająca średniociśnieniowa dostarcza wodę do bębna separatora średniociśnieniowego.

Część wody zasilającej z pompy średniociśnieniowej przez urządzenie dławiące wpływa do bębna - separatora niskociśnieniowego. Para z bębna wysokociśnieniowego wpływa do przegrzewacza, a następnie do wysokociśnieniowej części turbiny parowej. Para odprowadzana w części wysokociśnieniowej (HPP) miesza się z parą pochodzącą z walczaka średniociśnieniowego, przegrzewa się i wchodzi do wlotu części niskociśnieniowej (LPP) turbiny parowej.

Przeczytaj także: Po co budować elektrociepłownie o cyklu kombinowanym? Jakie są zalety instalacji cyklu łączonego.

Sprawność można dodatkowo zwiększyć, podgrzewając paliwo wodą pod wysokim ciśnieniem przed wejściem do turbiny gazowej.

Schemat wyboru cyklu

Rodzaje cykli od pojedynczego cyklu ciśnieniowego do potrójnego cyklu ciśnieniowego z ponownym nagrzewaniem są przedstawione jako funkcje parytetu podaży.

Cykl wybierany jest poprzez określenie, które z cykli są odpowiednie dla danego parytetu kapitałowego dla danej aplikacji. Jeśli na przykład parytet kapitałowy wynosi 1800 USD. US/kW, wybierany jest podwójny lub potrójny cykl ciśnieniowy.

W pierwszym przybliżeniu decyzja jest podejmowana na korzyść cyklu potrójnej presji, ponieważ przy stałym parytecie kapitałowym wydajność i pojemność są wyższe. Jednak po bliższym zbadaniu parametrów bardziej odpowiedni może być wybór podwójnego cyklu ciśnieniowego, aby spełnić inne wymagania.

Istnieją przypadki, w których wykres wyboru cyklu nie ma zastosowania. Najczęstszym przykładem takiego przypadku jest sytuacja, gdy klient chce mieć dostęp do energii elektrycznej jak najszybciej, a optymalizacja jest dla niego mniej istotna niż krótki czas kieszonkowe dzieci.

W zależności od okoliczności korzystne może być preferowanie pojedynczego cyklu ciśnieniowego nad cyklem wielociśnieniowym, ponieważ wymagany czas jest krótszy. W tym celu można opracować szereg standaryzowanych cykli o zadanych parametrach, które z powodzeniem stosuje się w takich przypadkach.

(Odwiedzone 2 642 razy, 1 wizyt dzisiaj)

Jednostka CCGT w MAZ została zaprojektowana w celu zmniejszenia siły wymaganej do rozłączenia sprzęgła. Na maszynach znajdują się jednostki własnej konstrukcji, a także importowane produkty Wabco. Zasada działania urządzeń jest taka sama.

Urządzenie i zasada działania

Wzmacniacze pneumohydrauliczne (PGU) produkowane są w kilku modyfikacjach, różniących się położeniem przewodów oraz konstrukcją drążka roboczego i osłony.

Urządzenie PGU składa się z następujących części:

• siłownik hydrauliczny zamontowany pod pedałem sprzęgła wraz z tłokiem i sprężyną powrotną;
• część pneumatyczna, w tym tłok wspólny dla pneumatyki i hydrauliki, pręt i sprężyna powrotna;
• mechanizm sterujący wyposażony w membranę z zaworem wydechowym i sprężyną powrotną;
• mechanizm zaworowy (do wlotu i wydechu) ze wspólnym trzpieniem i elastycznym elementem do przywracania części do pozycji neutralnej;
• wskaźnik zużycia okładziny.

Aby wyeliminować luki w projekcie, zastosowano sprężyny naciskowe. Na połączeniach z widelcem sterującym sprzęgła nie występują luzy, co pozwala na monitorowanie stopnia zużycia okładzin ciernych. W miarę zmniejszania się grubości materiału tłok zapada się w głąb obudowy wzmacniacza. Tłok działa na specjalny wskaźnik, który informuje kierowcę o pozostałej żywotności sprzęgła. Wymiana napędzanej tarczy lub klocków jest wymagana, gdy pręt wskaźnikowy osiągnie długość 23 mm.

Wspomaganie sprzęgła jest wyposażone w złączkę do podłączenia do zwykłej instalacji pneumatycznej ciężarówki. Normalna praca urządzenia jest możliwa przy ciśnieniu w przewodach powietrznych co najmniej 8 kgf/cm². Istnieją 4 otwory na kołki M8 do mocowania CCGT do ramy ciężarówki.

Jak działa urządzenie:

1. Po naciśnięciu pedału sprzęgła siła jest przenoszona na tłok cylindra hydraulicznego. Jednocześnie obciążenie jest przykładane do grupy tłoków popychacza.
2. Popychacz automatycznie zaczyna zmieniać położenie tłoka w sekcji pneumatycznej. Tłok działa na zawór sterujący popychacza, otwierając dopływ powietrza do wnęki cylindra pneumatycznego.
3. Ciśnienie gazu dostarcza siłę do widełek sterujących sprzęgłem przez oddzielny trzpień. Obwód popychacza zapewnia automatyczną regulację docisku w zależności od siły nacisku stopy na pedał sprzęgła.
4. Po zwolnieniu pedału ciśnienie płynu zostaje zwolnione, a następnie zawór dopływu powietrza zamyka się. Tłok sekcji pneumatycznej wraca do swojej pierwotnej pozycji.

Widzieć " Urządzenie i działanie kabiny MAZ

Błędy

Awarie CCGT w ciężarówkach MAZ obejmują:

1. Zatarcie napędu z powodu pęcznienia mankietów uszczelniających.
2. Późna reakcja siłownika z powodu gęstego płynu lub sklejenia się tłoka popychacza siłownika.
3. Zwiększenie wysiłku na pedały. Przyczyną awarii może być awaria zaworu wlotowego sprężonego powietrza. Przy silnym pęcznieniu elementów uszczelniających popychacz zacina się, co powoduje spadek wydajności urządzenia.
4. Sprzęgło nie rozłącza się całkowicie. Wada występuje z powodu niewłaściwej regulacji luzu.
5. Spadek poziomu płynu w zbiorniku z powodu pęknięć lub stwardnienia mankietu uszczelniającego.

Jak wymienić

Wymiana CCGT MAZ przewiduje instalację nowych węży i ​​linii. Wszystkie węzły muszą mieć średnicę wewnętrzną co najmniej 8 mm.

Procedura wymiany składa się z następujących kroków:

1. Odłącz przewody od starego zespołu i odkręć punkty mocowania.
2. Wyjmij zespół z pojazdu.
3. Zainstaluj nową jednostkę w jej pierwotnym miejscu, wymień uszkodzone przewody.
4. Dokręć punkty mocowania wymaganym momentem. Zużyty lub zardzewiały sprzęt zaleca się wymienić na nowy.
5. Po zainstalowaniu CCGT należy sprawdzić niewspółosiowość prętów roboczych, która nie powinna przekraczać 3 mm.

Jak dostosować

Regulacja polega na zmianie luzu luzu sprzęgła rozłączającego. Luz sprawdza się, odsuwając dźwignię wideł od kulistej powierzchni nakrętki popychacza wzmacniacza. Operacja wykonywana jest ręcznie, w celu zmniejszenia wysiłku należy zdemontować sprężynę dźwigni. Normalny skok mieści się w zakresie 5-6 mm (mierzony w promieniu 90 mm). Jeśli zmierzona wartość mieści się w granicach 3 mm, należy ją skorygować, obracając nakrętkę kulistą.

Po regulacji należy sprawdzić pełny skok popychacza, który powinien wynosić co najmniej 25 mm. Test przeprowadza się przez całkowite wciśnięcie pedału sprzęgła.

Przy niższych wartościach wzmacniacz nie zapewnia pełnej separacji tarcz sprzęgła.

Dodatkowo regulowany jest luz pedału odpowiadający początkowi pracy pompy hamulcowej. Wartość zależy od szczeliny między tłokiem a popychaczem. Skok 6-12 mm jest uważany za normalny, mierzony na środku pedału. Luz między tłokiem a popychaczem reguluje się obracając mimośrodowy sworzeń. Regulacja odbywa się przy całkowicie zwolnionym pedale sprzęgła (aż do zetknięcia się z gumowym ogranicznikiem). Sworzeń obraca się aż do uzyskania pożądanego luzu. Następnie dokręca się nakrętkę na regulatorze i zakłada się agrafkę.

Widzieć " Specyfikacje i instrukcje napraw dla rolniczego MAZ

Jak uaktualnić

Pompowanie CCGT w MAZ odbywa się w następujący sposób:

1. Zrób domowe urządzenie ciśnieniowe z plastikowa butelka o pojemności 0,5-1,0 litra. W pokrywie i dnie wiercone są otwory, w które następnie montuje się nyple z opon bezdętkowych.
2. Z części zamontowanej w dnie zbiornika należy zdjąć zawór suwakowy.
3. Napełnij butelkę świeżym płynem hamulcowym do 60-70%. Podczas napełniania zamknąć otwór w zaworze.
4. Podłączyć pojemnik wężem do złączki zainstalowanej na wzmacniaczu. Do podłączenia używany jest zawór bez suwaka. Przed zainstalowaniem linii należy zdjąć element zabezpieczający i poluzować złączkę, obracając o 1-2 obroty.
5. Doprowadzić sprężone powietrze do butelki przez zawór zainstalowany w nakrętce. Źródłem gazu może być kompresor z pistoletem do pompowania opon. Manometr zainstalowany na urządzeniu pozwala kontrolować ciśnienie w zbiorniku, które powinno mieścić się w zakresie 3-4 kgf/cm².
6. Pod wpływem ciśnienia powietrza ciecz dostaje się do wnęki wzmacniacza i wypiera powietrze wewnątrz.
7. Procedura trwa do zniknięcia pęcherzyków powietrza w zbiorniku wyrównawczym.
8. Po napełnieniu przewodów należy dokręcić złączkę i doprowadzić poziom cieczy w zbiorniku do wymaganej wartości. Poziom znajdujący się 10-15 mm poniżej krawędzi szyjki wlewu jest uważany za normalny.

Dozwolona jest metoda odwrotnego pompowania, gdy ciecz jest dostarczana do zbiornika pod ciśnieniem. Napełnianie trwa do momentu zatrzymania się wydostawania się pęcherzyków gazu z kształtki (wcześniej odkręconej o 1-2 obroty). Po zatankowaniu zawór jest dokręcany i zamykany od góry gumowym elementem ochronnym.

Elektrownie pracujące w cyklu łączonym nazywają się(CCGT), w którym ciepło spalin z turbiny gazowej jest bezpośrednio lub pośrednio wykorzystywane do wytwarzania energii elektrycznej w obiegu turbiny parowej.

Na ryc. 2.1 przedstawia schemat najprostszego CCGT tzw typ recyklingu. Gazy wychodzące z turbiny gazowej są wprowadzane do kocioł odzysknicowy

Ryż. 2.1.

/ - przegrzewacz; 2 - parownik; 3 - ekonomizer; 4 - bęben; 5 - skraplacz turbiny parowej; 6 - pompa zasilająca; 7 - rura spustowa parownika; 8 - rury pionowe parownika

torus- wymiennik ciepła typu przeciwprądowego, w którym pod wpływem ciepła gorących gazów wytwarzana jest para o wysokich parametrach, która kierowana jest do turbiny parowej.

Kocioł odzysknicowy to wał o przekroju prostokątnym, w którym znajdują się powierzchnie grzewcze utworzone z rur ożebrowanych, do których doprowadzany jest czynnik roboczy turbiny parowej (woda lub para). W najprostszym przypadku powierzchnie grzewcze kotła odzysknicowego składają się z trzech elementów: ekonomizera 3, parownik 2 i przegrzewacz 1. Centralnym elementem jest parownik składający się z bębna 4 (długi cylinder napełniony do połowy wodą), kilka rur opadowych 7 i dość gęsto zainstalowany pionowy chropowatość właściwego parownika 8. Parownik działa na zasadzie konwekcji naturalnej. Rury odparowujące znajdują się w strefie o wyższych temperaturach niż niższe, więc woda w nich nagrzewa się, częściowo odparowuje, staje się lżejsza i unosi się do bębna. Pusta przestrzeń jest wypełniona większą ilością zimna woda rury spustowe z bębna. Para nasycona zbierana jest w górnej części bębna i kierowana do rur przegrzewacza. 1. Zużycie pary z bębna 4 kompensowana dopływem wody z ekonomizera 3. W takim przypadku dopływająca woda, przed całkowitym odparowaniem, będzie wielokrotnie przechodzić przez rury parownika. Dlatego opisany kocioł odzysknicowy nazywany jest kotłem z naturalnym obiegiem.

W ekonomizerze dopływająca woda zasilająca jest podgrzewana prawie do temperatury wrzenia (o 10-20 °C mniej niż temperatura pary nasyconej w bębnie, która jest całkowicie determinowana przez ciśnienie w nim). Z bębna sucha para nasycona wchodzi do przegrzewacza, gdzie zostaje przegrzana powyżej temperatury nasycenia. Temperatura powstałej pary przegrzanej Г 0 jest oczywiście zawsze niższa od temperatury gazów 0 p pochodzących z turbiny gazowej (zwykle o 25-30 ° C).

Zgodnie ze schematem cola-utilizera na ryc. 2.1 pokazuje zmianę temperatury gazów i płynu roboczego (pary, wody), gdy zbliżają się do siebie. Temperatura spalin stopniowo spada od wartości 0 na wlocie do wartości 0 ux temperatury spalin. Woda zasilająca poruszająca się w kierunku zwiększa swoją temperaturę w ekonomizerze do punktu wrzenia (punkt a). Z W tej temperaturze (na granicy wrzenia) do parownika dostaje się woda. Odparowuje wodę. Jednocześnie nie zmienia się jego temperatura (proces a-/;). W punkcie b płyn roboczy ma postać suchej pary nasyconej. Ponadto w przegrzewaczu przegrzewa się do wartości / 0 .

Powstająca na wylocie przegrzewacza para wodna jest kierowana do turbiny parowej, gdzie rozprężając się, pracuje. Z turbiny zużyta prycza wchodzi do skraplacza 5, skrapla się i za pomocą pompy zasilającej 6, który zwiększa ciśnienie wody zasilającej, jest przesyłany z powrotem do kotła odzysknicowego.

Zatem podstawowa różnica między elektrownią parową (SPU) CCGT a konwencjonalny CSP TPP polega jedynie na tym, że paliwo w kotle odzysknicowym nie jest spalane, a ciepło niezbędne do pracy CCGT zasilacza pobierane jest ze spalin GTU. Jednak od razu należy zwrócić uwagę na szereg istotnych różnic technicznych pomiędzy PSU CCGT a PSU TPP:

1. Temperatura gazów spalinowych turbiny gazowej 0 G jest prawie jednoznacznie określona przez temperaturę gazów przed turbiną gazową [patrz. zależność (1.2)] oraz doskonałość układu chłodzenia turbiny gazowej. W większości nowoczesnych turbin gazowych, jak widać z tabeli. 1.2, temperatura spalin wynosi 530-580 °C (chociaż istnieją oddzielne turbiny gazowe o temperaturze do 640 °C). Zgodnie z warunkami niezawodności systemu rur ekonomizera podczas pracy gazu ziemnego temperatura wody zasilającej 1 godz na wlocie do kotła odzysknicowego nie powinna być mniejsza niż 60 °С. Temperatura spalin 0x opuszczających kocioł odzysknicowy jest zawsze wyższa od temperatury t nie w. W rzeczywistości jest on na poziomie 0 х « 100 ° С, dlatego sprawność kotła odzysknicowego (HRSG) będzie wynosić

gdzie do oceny przyjmuje się, że temperatura gazu na wlocie do kotła odzysknicowego wynosi 555°C, a temperatura powietrza zewnętrznego 15°C. Podczas pracy na gazie konwencjonalny kocioł energetyczny elektrociepłowni ma sprawność 94%. Tym samym kocioł odzysknicowy w CCGT ma sprawność znacznie niższą niż kocioł TPP.

2. Ponadto sprawność elektrowni parowej (STP) rozpatrywanego CCGT jest znacznie niższa niż sprawność STP konwencjonalnego TPP. Wynika to nie tylko z niższych parametrów pary wytwarzanej przez kocioł odzysknicowy, ale również z faktu, że CCGT PTU nie posiada układu regeneracji. A ona w zasadzie nie może tego mieć, ponieważ temperatura wzrasta t nie c doprowadzi do jeszcze większego obniżenia sprawności kotła odzysknicowego.

Wyobrażenie o strukturze elektrowni z CCGT przedstawiono na ryc. 2.2, który pokazuje TPP z trzema jednostkami napędowymi. Każdy blok energetyczny składa się z dwóch sąsiadujących ze sobą turbin gazowych 4 typ V94.2 firmy Siemens, każdy z własnymi spalinami wysoka temperatura wysyła do swojego kotła odzysknicowego 8. Para wytwarzana przez te kotły jest przesyłana do jednej turbiny parowej 10 z generatorem elektrycznym 9 oraz skraplacz umieszczony w pomieszczeniu kondensacji pod turbiną. Każdy taki blok ma łączną moc 450 MW (każda turbina gazowa i parowa ma moc około 150 MW). Między dyfuzorem wylotowym 5 i kocioł odzysknicowy 8 zainstalować bypass (bypass) komin 12 i gazoszczelna brama b. Przepustnica umożliwia odcięcie kotła odzysknicowego 8 z gazów turbiny gazowej i przesłać je rurą obejściową do atmosfery. Taka potrzeba może wystąpić w przypadku awarii części turbiny parowej bloku energetycznego (w turbinie, kotle odzysknicowym, generatorze itp.), gdy

Ryż. 2.2. Urządzenie elektrowni z CCGT (perspektywa firmy) Siemens):

1 - kombinowana centrala wentylacyjna (KVOU); 2 - transformator blokowy; 3 - generator GTU; 4 - GTU typu U94.2; 5 - dyfuzor przejściowy z turbiny gazowej do rury obejściowej; 6 - zasuwa; 7 - odpowietrznik; 8 - kocioł odzysknicowy typu pionowego; 9 - generator turbiny parowej; 10 - turbina parowa; 11 - klapa przeciwdeszczowa kotła na węgiel drzewny; 12 - rura obejściowa; 13 - pomieszczenie na urządzenia do oczyszczania paliw płynnych; 14 - zbiorniki na paliwo płynne

musi być wyłączony. W takim przypadku moc bloku energetycznego zapewni tylko turbina gazowa, tj. blok energetyczny może przenosić obciążenie 300 MW (choć ze zmniejszoną sprawnością). Rura obejściowa bardzo pomaga również podczas rozruchu bloków energetycznych: za pomocą zasuwy kocioł odzysknicowy jest odcinany od gazów turbiny gazowej, a te ostatnie w ciągu kilku minut zostają doprowadzone do pełnej wydajności. Następnie można powoli, zgodnie z instrukcją, uruchomić kocioł odzysknicowy i turbinę parową.

Natomiast podczas normalnej pracy zasuwa nie przepuszcza gorących gazów turbiny gazowej do rury obejściowej, lecz kieruje je do kotła odzysknicowego.

Przepustnica gazoszczelna ma dużą powierzchnię, jest złożonym urządzeniem technicznym, którego głównym wymaganiem jest wysoka gęstość, gdyż każdy 1% ciepła traconego przez nieszczelności oznacza spadek sprawności bloku o około 0,3%. Dlatego czasami odmawiają zainstalowania rury obejściowej, chociaż to znacznie komplikuje pracę.

Pomiędzy kotłami odzysknicowymi bloku energetycznego zainstalowano jeden odgazowywacz, który odbiera kondensat do odpowietrzenia ze skraplacza turbiny parowej i rozprowadza go do dwóch kotłów odzysknicowych.

Rynek czeka na decyzję rządu w sprawie wyników wstępnej selekcji projektów w ramach ogólnorosyjskiego programu modernizacji TPP i dyskutuje o zmianach w mechanizmie, który ma zostać ponownie wykorzystany latem tego roku. Drugi konkurencyjny start zdolności modernizacyjnych (KOMM), tym razem do 2025 r., ma zostać zrealizowany przed 1 września. Ewentualne korekty zasad doboru, problemy lokalizacji turbin gazowych i dystrybucji uwolnionych środków konsumenckich, które służą do zwrotu inwestycji do wytwórców, stały się tematami kluczowej dyskusji na Rosyjskim Międzynarodowym Forum Energetycznym (RIEF-2019), które odbyła się w Petersburgu w dniach 25–28 czerwca.

Źródło: forum energetyczne.ru

Na podstawie wyników selekcji salwy projektów TPP do modernizacji z uruchomieniem w latach 2022-2024 wybrano 45 projektów: 30 (łączne koszty inwestycyjne dla nich szacowane są na 61,6 mld rubli) - podczas konkurencyjnego wyboru mocy do modernizacji ( KOMMod), kolejne 15 (63,5 mld rubli) - w ramach kontyngentu Komisji Rządowej ds. Rozwoju Elektroenergetyki. Jednocześnie ukształtowała się specjalizacja regionalna w Zunifikowanym Systemie Energetycznym (JES): 29 projektów gazowych zostanie zrealizowanych w centrum Rosji i na Uralu (pierwsza strefa cenowa (1 CZ)), na Syberii (2 CZ). ) Do pierwszej fali programu włączono 16 projektów węglowych. Łącznie w okresie realizacji programu (2022–2031) planowana jest modernizacja do 41 GW mocy, przeznaczając na to do 1,9 bln rubli (w tym 200 mld na modernizację w strefach pozacenowych). Źródłem zwrotu z inwestycji dla wytwórców będą tzw. uwolnione środki – pieniądze „pozostające” na rynku energii po zakończeniu płatności w ramach pierwszego programu CSA (umowy na dostawy mocy). Wstępnie ich wielkość szacowana jest na 3,5 bln rubli, utrzymanie dodatkowego obciążenia konsumentów w tych granicach pozwoli na realizację rozkazu prezydenta Rosji Władimira Putina i zapobieżenie wzrostowi cen energii powyżej stopy inflacji po 2021 roku.

Trzy ścieżki i „kamień na rozwidleniu”

Po wstępnej selekcji, której ceny w wyniku konkurencji spadły o 30-40%, temat „Czym powinna być modernizacja – droga czy tania?” jest aktywnie dyskutowany w branży – zaznaczyła otwierając klucz. okrągły stół„Modernizacja rosyjskiego sektora energetycznego. Prognozy dalszej ewolucji”, Alexandra Panina, Przewodnicząca Rady Nadzorczej Rady Producentów Energii, członek Zarządu Inter RAO.

„Wydaje mi się, że w tej chwili nie znaleziono jeszcze równowagi” – nadała ton dyskusji pani Panina, która moderowała okrągły stół.

Niektórzy uczestnicy rynku wcześniej krytykowali wyniki wstępnej selekcji zarówno ze względu na wysoki koszt projektów w ramach kontyngentu rządowej komisji, jak i niewystarczającą głębokość odnowienia przy wdrażaniu znacznie tańszych projektów, które przeszły COMMOD. W szczególności TGK-2 zwróciło się do władz o dostosowanie programu, dając preferencje elektrociepłowniom. Duże wytwórcy obawiają się modernizacji elektrowni parowych (SPU) do bardziej wydajnych elektrociepłowni (CCGT), ale niezbędne do tego turbiny gazowe nie są jeszcze produkowane w Rosji, a kwestia ich lokalizacji również nie została rozwiązana .

Operator Systemu UES (SO UES) zaprezentował na RIEF trzy scenariusze do kolejnych wyborów do modernizacji. Zostały one wykonane na podstawie wniosków złożonych przez uczestników rynku do pierwszej selekcji. „Prognoza się nie sprawdzi, ale ma prawo istnieć” – ostrzegał gości forum Fiodor Opadchiy, wiceprezes zarządu SO UES. Przy zachowaniu dotychczasowych parametrów COMM, bloki CCGT zaczną podlegać selekcji w 2027 r. (w trakcie realizacji są trzy projekty przeniesienia CCGT do CCGT), do tego czasu udział wybranych elektrociepłowni będzie rósł organicznie. Łącznie, zgodnie z tym scenariuszem SO JES, na lata 2025-2027 zostanie wybranych 59 projektów: 34 z nich dotyczy modernizacji wyposażenia turbin, 18 - wyposażenia kotłowni, 4 - obu. Jednocześnie jednostkowe koszty kapitałowe w latach 2025–2026 wyniosą 7,6–9 tys. rubli za 1 kW; w 2027 r. pomnożą się o ponad 24,3 tys. rubli. Dla porównania: średnie jednostkowe koszty kapitału dla projektów, które już przeszły COMM na 2022 r., wynoszą 5,3 tys. rubli za 1 kW, na 2023 r. - 7,2 tys. rubli, na 2024 r. - 8,5 tys. rubli.

Drugi scenariusz, przedstawiony przez SO UES, zakłada zmianę zasad COMM na korzyść CHP. Tutaj regulator przewidział wyniki tylko na 2025 rok. Wiele projektów przejdzie konkurencję - 41, a jednostkowe koszty kapitałowe wzrosną o 90% (14,4 tys. rubli za 1 kW wobec 7,6 tys. w pierwszym scenariuszu), LCOE - o 17%.

Dostępność narzędzi do dostosowania ceny końcowej była powodem wyboru niewielkiej liczby elektrociepłowni, wyjaśnił później pan Opadchy. W obecnym modelu nakłady na wypłatę nie są czynnikiem decydującym, na wyniki, czyli cenę pojedynczego zakładu (LCOE), duży wpływ mają takie wskaźniki, jak wskaźnik RSV i KIUM, zauważył pan Opadchiy. Dodatkowo, składając wnioski na CHP, uczestnicy oszacowali swoje dochody na rynku „dzień do przodu” wyjątkowo nisko i nie wzięli pod uwagę przepływów finansowych z rynku ciepła, co negatywnie wpłynęło na konkurencyjność projektów.

„Dużo krytykowano nas za CIUM, głównie ze strony konsumentów, ale wybrano pożądane projekty – średnia KIUM wynosiła 59%, wobec 43% średnio dla krajowych elektrociepłowni” – powiedział Maxim Bystrov, szef Rady Rynku.

Trzeci scenariusz SO JES zakłada dostosowanie mechanizmu w przeciwnym kierunku – na rzecz projektów innowacyjnych, czyli „dokończenie” KPCh do CCGT. W tym przypadku, w zależności od niuansów, na rok 2025 zostanie wybranych 5–9 projektów o łącznej mocy 3–3,4 GW. Specyficzne koszty kapitałowe wyniosą 37,4–48,5 tys. rubli za 1 kW: w porównaniu ze scenariuszem bazowym wzrosną 5,5–7,5-krotnie, a wzrost LCOE wyniesie 38–63%.

Podczas dyskusji zapowiedziano również alternatywny sposób aktualizacji źródeł ciepła. Może to być mechanizm alternatywnej kotłowni, która jest obecnie wprowadzana w Rosji. Pomysł jest popularyzowany przez władze federalne: wcześniej alt-boilerem zainteresowały się trzy tuziny gmin, ale Ministerstwo Energii do tej pory otrzymało (i zatwierdziło) wnioski o oficjalne przejście tylko z dwóch miast. Problem w tym, że wszelkie koszty realizacji działań zastępczych w tym przypadku są rekompensowane kosztem regionu, który tworzy bół głowy gubernatorzy; łatwiej jest przenieść koszty na rynek hurtowy, modernizując elektrociepłownie w ramach programu federalnego. Wcześniej Rada Rynku sugerowała wprowadzenie dodatkowego kryterium i wybór projektów do modernizacji tylko w tych regionach, które są gotowe potwierdzić szybkie przejście na metodę alternatywnego kotła – powiedział Bystrov.

„Nasze stanowisko jest takie, że projekty odbudowy elektrociepłowni powinny być kierowane tylko do tych terytoriów, które wyraźnie wykazują chęć stworzenia odrębnego i sprawiedliwego rynku ciepła w swoim regionie” – powiedział podczas dyskusji Bystrov.

Czekam na turbiny gazowe

Kwestia zwiększenia sprawności wytwarzania podczas modernizacji polega na lokalizacji turbin gazowych. Jeśli sytuacja ulegnie zmianie, istnieje możliwość, że projekty CCGT będą kwalifikowały się do selekcji przed 2027 r., powiedział Fedor Opadchiy.

„Projekty CCGT mają szanse ekonomiczne (zostaną wybrane na kolejny KOMMod. – przyp. red.) nawet bez zmiany modelu ekonomicznego – pod warunkiem, że dostaniemy tanią turbinę gazową” – zauważył Fedor Opadchiy.

Jak dotąd w sektorze opracowywane są dwa możliwe scenariusze. Pierwszy dotyczy rozwoju krajowych turbin gazowych średniej i duża moc od zera. Gabinet Ministrów już zapowiedział, że zamierza przeznaczyć na projekt do 7 mld rubli w ramach dofinansowania, Ministerstwo Przemysłu i Handlu obiecało w lipcu ogłosić konkurs na ich dystrybucję. Za potencjalnego beneficjenta projektu uważane są firmy Power Machines Aleksieja Mordaszowa, wspierane przez Ministerstwo Przemysłu i Handlu. Ponadto duże generatory pracują nad opcjami lokalizacji produkcji w Rosji istniejących modeli turbin od zagranicznych dostawców. Inter RAO prowadzi takie negocjacje z GE, Gazprom Energoholding z Siemensem, REP Holding z Ansaldo, a także (w partnerstwie z Gazpromem) z BHGE. Ministerstwo Przemysłu i Handlu próbuje jednak skomplikować te negocjacje: w maju okazało się, że departament Denisa Manturowa proponuje zobowiązać GEKH i Inter RAO do zwiększenia ich udziałów w joint venture z Siemensem i GE z 50 do 75% plus 1 akcja, co nieuchronnie skomplikuje negocjacje dotyczące lokalizacji.

Prognozy odpowiedniego resortu wpisują się w podstawowy scenariusz obliczeniowy SO JES: wybór projektów CCGT rozpocznie się w latach 2025-2027 – uważa Ministerstwo Energii.

„Czekamy, aż do selekcji przyjdzie coraz więcej samochodów na tematy gazowe… Nie przeszły (pierwszy wybór. - wyd.), Ponieważ były droższe. Ale powiedziałbym, że 2025, 2026, 2027 to tylko daty, kiedy takie projekty bez dodatkowych inwestycji będą realizowane po kosztach – powiedział w RIEF Andrey Maksimov, zastępca dyrektora Departamentu Rozwoju Energii Elektrycznej w Ministerstwie Energii. (cytat z RIA News").

Jednocześnie Ministerstwo Energii „uznaje za słuszne” podjęcie najpierw decyzji o środkach wsparcia produkcji turbin gazowych w Rosji, a dopiero potem, w razie potrzeby, powrót do omówienia kwestii stworzenia „specjalnej luki” dla CCGT w ramach wyborów modernizacyjnych. „Jest za wcześnie, aby o tym mówić, nie ma żadnych (turbiny - wyd.)”, wyjaśnił swoją myśl Maksimov.

Pomysł ten został twórczo rozwinięty przez konsumentów: uważają, że kwestię lokalizacji wyborów należy czasowo zawiesić do czasu podjęcia decyzji, na co pozwala ich zdaniem odpowiednio długi horyzont planowania.

„Nie ma sensu angażować się w modernizację obiegów parowych – wzrost sprawności ograniczamy do 1-2 p.p. Zróbmy sobie przerwę, zrozummy, co się z nami stanie z budową turbin gazowych, a za rok wrócimy do dyskusji modernizacji… Konsumenci potrzebują efektywności” – powiedział na forum w Petersburgu dyrektor Wspólnoty Odbiorców Energii Wasilij Kisielow.

Strefy bezcenowe tylko drożeją

Podczas forum okazało się, że nakłady inwestycyjne na cztery projekty RusHydro na Daleki Wschód(1,3 GW), które zostały już zatwierdzone przez rząd, firma szacuje na 171 mld rubli. Wcześniej hydrogenerator przewidywał, że koszt modernizacji pięciu elektrociepłowni w Dalekowschodnim Okręgu Federalnym wyniesie 153 mld rubli, a więc wzrost planowanych kosztów wyniósł już 12%. Ministerstwo Energii spodziewa się również otrzymać wnioski od TGC-2, który działa również w strefach pozacenowych, w szczególności w regionie Archangielska, powiedział Andrey Maksimov. Przypomnijmy, że na modernizację mocy w strefach pozacenowych przeznaczono łącznie 200 miliardów rubli uwolnionych środków. Ministerstwo Energii musi przedłożyć rządowi ostateczną listę projektów budowlanych i modernizacyjnych do 15 sierpnia.

Cennik świeci na Dalekim Wschodzie i kontyngent komisji rządowej

Największą niezgodę w branży wywołały wyniki selekcji w ramach limitu komisji rządowej – tutaj koszty są nieco wyższe (o 1,9 mld rubli) niż w przypadku projektów wybranych do KOMModu, a ilość zmodernizowanych mocy jest znacznie mniejsza: 1,78 GW wobec 8,61 GW. Komisja rządowa wybrała projekty według pięciu kryteriów: ekonomiczne (efektywne, tanie dla konsumentów), udział w wytwarzaniu ciepła, zwiększenie przyjazności dla środowiska elektrociepłowni, obecność innowacyjnych rozwiązań w projekcie oraz amortyzacja urządzeń (zakończony cykl życia i wskaźnik stanu technicznego (ITS)). Najkosztowniejsze projekty modernizacyjne na Syberii, ujęte w programie bez konkurencji, pod względem konkretnych kosztów inwestycyjnych są porównywalne z najdroższymi blokami jądrowymi – oburzył się Wasilij Kisielew. Między innymi dlatego, że projekty w II Strefie Centralnej znalazły się w programie ze względu na czynnik „środowiskowy”.

„Kryterium przyjazności dla środowiska (wprowadzono - wyd.) Tylko dla 2 CH, ponieważ są bloki węglowe, aw 1 CH jest gaz. Jest kwestia kryteriów i ich wagi w wyborze w ramach kontyngentu komisji rządowej, ponieważ dały wynik, który się okazał” – powiedział Maksimov.

Konsumenci domagają się wprowadzenia „limitu cenowego” dla projektów wybranych przez komisję rządową w „trybie manualnym”, a także dla modernizacji w strefach pozacenowych.

„Próg cenowy według kontyngentu komisji rządowej, o którym mówią konsumenci… Tutaj nawet się z nimi zgadzamy, trzeba patrzeć w tym kierunku. Jedyne, co prawdopodobnie, to nie zmieniać tego, co komisja rządowa już przyjęła: rząd nie ma prędkości wstecznej” – powiedział Maxim Bystrov.

Rada Rynku popiera także kolejną nowelizację mechanizmu wyboru projektów do modernizacji. Regulator uważa, że ​​można mówić o zwiększeniu głębokości modernizacji, przewidującej kompleksową wymianę turbiny lub kotła, a nie ich części, jako działań obowiązkowych.

GEH wyraził niezadowolenie z innego kryterium komisji rządowej - ITS. Producent uważa za niesprawiedliwe, że bloki, których właściciele wcześniej wydawali mniej na naprawy, podlegają federalnemu programowi odnowy.

„Dużo mówiło się o tym, że w ramach rządowej komisji ITS częściowo wywrócił nam ten obraz do góry nogami. Zrobiliśmy dla siebie bardzo ciekawe ćwiczenie. Wzięliśmy raporty prawie wszystkich dużych spółek publicznych i znaleźliśmy śmieszną zależność: im wyższy koszt utrzymania mocy w firmie, tym odpowiednio więcej firma wydaje pieniądze na utrzymanie istniejącej mocy, im wyższy ITS, tym niższy koszt utrzymania przepustowości, tym niższy wskaźnik stanów technicznych. Okazuje się, że rzeczywiście ci, którzy nie są naprawiani, otrzymują preferencje. Czy to dobrze czy źle? To osobna kwestia – powiedział Michaił Bulygin, dyrektor ds. rynku energii elektrycznej w GEKH.

„My w Departamencie Rozwoju Elektroenergetyki (Ministerstwo Energii – red.) początkowo sprzeciwialiśmy się temu kryterium (ITS – red.), które pojawiło się w ostatniej chwili. Ale nasi koledzy nas nie poparli. Wydaje nam się, że nie jest potrzebny” – powiedział Andrey Maksimov.

Jednak wprowadzanie korekt w mechanizmie jest wątpliwe – regulatorom kończy się czas na kolejną selekcję do modernizacji wraz z powrotem zaktualizowanych projektów na rynek w 2025 roku. Przyjmowanie ofert cenowych zaplanowano na 29-30 sierpnia.

„Oczywiście procedurę można usprawnić, ale należy pamiętać, że do selekcji na rok 2025 pozostało niewiele czasu, a jeśli chcemy zmian, to musimy wszystko sformułować i zrobić już teraz. Poszukaj jakiegoś konsensusu. Mimo to, biorąc pod uwagę wszystkie opinie, wydaje mi się, że wybór był dość wyważony - w miarę możliwości uwzględniono interesy wszystkich ”- powiedział szef Rady Rynku.

Może nie wystarczyć pieniędzy dla wszystkich

Sytuacja z parametrami cenowymi programu modernizacyjnego budzi niepokój regulatorów. Przy początkowej selekcji rozdano łącznie 125,1 mld rubli z 1,7 bln rubli planowanych na odnowienie elektrociepłowni w strefach cenowych. To znacznie mniej niż przewidywane przez regulatorów 374 mld rubli, ale zostało to dokonane na podstawie cen maksymalnych bez uwzględnienia efektu konkurencji. Jednak powstające oszczędności mogą nie wystarczyć: o oszczędnościach nie mówi się w świetle poleceń prezesa – zaznaczył szef Rady Rynku.

Rada Rynku przedstawiła na forum prognozę dynamiki cen dla WECM do 2035 roku, z uwzględnieniem wszystkich podstawowych i dodatkowych premii cenowych. W 1 Tsz koszt na ogół pozostanie w granicach inflacji, w latach 2027-2033 możliwa jest niewielka nadwyżka, potem ceny spadną. Na Syberii sytuacja jest znacznie bardziej skomplikowana. W 2 GK ceny w prognozie znacznie przekraczają poziom limitu w latach 2028–2035. W związku z tym Maxim Bystrov zasugerował przyjrzenie się wynikom nadchodzących konkursów i ocenę perspektyw dodania do listy przez komisję rządową.

„Jeżeli w pierwszej strefie cenowej, mimo lekkiej nadwyżki po 2026 roku, do 2034-2035 mogą pojawić się dodatkowe pieniądze, to biorąc pod uwagę, jakie drogie projekty zostały wybrane przez komisję rządową, w drugiej strefie cenowej wszystko jest bardzo złe. Dlatego zaryzykuję wyrażenie wywrotowej myśli, że być może nie powinno się wybierać komisji rządowych więcej projektów w ramach 15% kwoty na Syberii, dopóki nie zrozumiemy, co stanie się z selekcją konkurencyjną – powiedział szef Rady Rynku.

Rada Rynku wyszła jednak od maksymalnych możliwych szacowanych kosztów, nie biorąc pod uwagę konkurencyjnego czynnika obniżki cen, „starając się jak najbardziej zastraszyć wszystkich”, „ze złego na dobry” – wyjaśnił Maxim Bystrov, odpowiadając na pytanie od Aleksandry Paniny. W pierwszej strefie cenowej inflację nie przełamuje modernizacja, nawet odnowa na Dalekim Wschodzie, która wywołuje gorące dyskusje w środowisku energetycznym, wpisuje się w prognozę – zaznaczyła Panina. Powodem są koszty elektrowni jądrowych, odnawialnych źródeł energii i nowe pokolenie za prowadzenie eksperymentalnych krajowych CCGT (KOM NGIO; w prezentacji pana Bystrova, koszty te zostały określone jako „Maszyny energetyczne”). Średni nakłady na COMM wynosiły nieco ponad 7 tysięcy rubli na 1 kW, przy ostatnich wyborach farm wiatrowych - 64 tysiące rubli, elektrowni słonecznych - 49 tysięcy rubli przy znacznie niższym IUM, ceny NPP przekraczają 100 tysięcy rubli, moderator odnotowany.

W trakcie dyskusji wielokrotnie wspominano o ujednoliconej konkurencji technologicznej jako opcji najbardziej rynkowej. Maxim Bystrov przyznał na początku dyskusji, że gdyby odbyło się to w obecnych warunkach dla wszystkich rodzajów generacji, to wszystkie wolumeny trafiłyby do TPP. Z punktu widzenia rynku słuszniej jest, jeśli konsumenci najpierw płacą za moce tańsze, a potem, gdy się skończą, droższe, czyli najpierw modernizację, a potem, jeśli to konieczne, odnawialne źródła energii – mówił. Igor Popov, zastępca dyrektora generalnego En+ Development, wypowiadając się w imieniu zarówno konsumentów, jak i producentów energii (En + holding kontroluje RUSAL, Eurosibenergo (Irkutskenergo)). „Pojedynczy wybór to właściwa historia dla konsumentów, ale oznacza jeden produkt” – powiedział. W tym przypadku słuszne byłoby przeniesienie sztucznych elementów wsparcia na inne sektory, np. po to, by za pośrednictwem Ministerstwa Przemysłu i Handlu pomóc rozwijać potencjał eksportowy krajowych OZE, dzięki czemu „zieloni” dostawcy mogliby grać na energetyce. rynek Główne zasady, po raz kolejny wyraził pomysł podzielany przez wielu przedstawicieli środowiska energetycznego, pana Popowa.

„Rada Rynku” jest również przeciwna wszelkim przydziałom pozarynkowym i opowiada się za rozwiązaniem swoich problemów przez szukanie rezerw, a nie wycofywanie pieniędzy z rynku energii – zgodził się Maxim Bystrov.

Jednak kluczowe pytanie sformułowane przez panią Paninę w trakcie dyskusji brzmi: „Czy drogie projekty elektrowni jądrowych i OZE są tak ważne, czy też mogą uregulować problem utrzymania cen energii w granicach inflacji?” pozostał bez bezpośredniej odpowiedzi.