Болтал на досуге с товарищем, посвящал его в тему своей специальности. Как и везде в теплоэнергетике есть свой вагон аббревиатур, порой тексты на треть из них состоят. Как и всегда пришлось объяснять что куда и почему, а расшифровывать каждую аббревиатуру по 100 раз муторно, посему да будет пост про теплоэнергетические аббревиатуры. Так как речь об аббревиатурах, то хоть сколь-нибудь подробных объяснений принципов работы оборудования не будет (но это не точно).

• Начать стоит с самого простого, с аббревиатур самих электростанций:

1. ТЭС - тепловая электрическая станция. Это понятие объединяет в себе вообще все генераторы электроэнергии (далее ЭЭ), которые конвертируют тепло в электроэнергию. В их число входят ТЭЦ, КЭС (они же ГРЭС), ГеоТЭС, АЭС и прочие мало распространённые "звери".

2. ТЭЦ - теплоэлектроцентраль. Это ТЭС, которая участвует в теплофикации (т.е. целенаправленно снабжает теплом/тепловой энергией различных потребителей) и по большей части занимается именно производством тепла, работая по тепловому графику.
   К ТЭЦ, например, относятся все электростанции Москвы.

3. КЭС - конденсационная электрическая станция. Это тоже ТЭС, но её задача производить ЭЭ, а тепло (если таковое вообще на ней производится) это побочный продукт. Такие станции принято называть ГРЭС, так уж исторически сложилось, но в названии кроется ключ к разгадке разницы между ТЭЦ и КЭС. Конденсация пара (все же знают как работает ТЭС?) на КЭС происходит в конденсаторе, на ТЭЦ же этот процесс переносится в сетевые подогреватели (теплообменники для нагрева теплоносителя в отопительных магистралях). К КЭС относятся практически все АЭС в России.
   

• Далее спустимся на уровень ниже в терминологии, поговорим про типы энергоблоков (энергоблок - комплекс из генератора тепла и устройств преобразования этого тепла в полезную ЭЭ):

1. ПТУ - паротурбинная установка. Аналогичное название ПСУ (паросиловые установки). Это дойная корова нашей российской православной энергетики, по запросу в интернете "ТЭС схема" или что-то типа такого вам покажут именно это. Котёл (в качестве котла может выступать вообще любой агрегат, от скороварки до ядерного реактора) с паровой турбиной, назовём это "классической" ТЭС. Работают такие установки в соответствии с циклом Ренкина, рабочее тело - пар.

2. ГТУ - газотурбинная установка. Тут генератора тепла в виде котла нет, никакого пара не производится. В камере сгорания газовой турбины (далее ГТ) сжигается топляк, продукты сгорания поступают в ступени ГТ, на выхлопе сбрасываются либо в атмосферу, либо смотреть п.3. Работают такие установки в соответствии с циклом Брайтона, рабочее тело - продукты сгорания топлива.

3. ПГУ - парогазовая установка. Это смесь двух предыдущих пациентов, продукты сгорания из ГТУ подаются в котёл утилизатор (далее КУ), который выполняет все те же функции, что и обычный паровой котёл, только внутри КУ основным источником тепла являются продукты сгорания после ГТ, а не от сжигания топлива внутри котла, как в классической схеме. КУ является частью ПТУ. Таким образом ГТУ и ПТУ работают в тандеме в соответствии с циклом Брайтона-Ренкина (кто бы мог подумать).
   На самом деле ПГУ это очень широкая тема, с множеством вариантов "как впихнуть КУ в схему ПТУ нестандартным способом", но об этом я здесь конечно же не стану рассказывать.

4. ГПУ - газопоршневые установки. По сути это двигатель внутреннего сгорания, который работает на природном газе, но вместо колёс крутится турбогенератор. Работает по всем известному циклу Отто. Фаворит малой распределённой энергетики.

• Теперь ещё глубже, про ТМиВО (тепломеханическое и вспомогательное оборудование).

Идти будем по порядку, от конденсатора (это который круглый справа с буквой М повёрнутой, и буквой К):

1. КП - конденсатор поверхностный. Большая бочка-охладитель, в которой отработавший в паровой турбине пар конденсируется и превращается в воду. С точки зрения тепловой эффективности это самый противный агрегат на всей ТЭС, ибо пар сконденсировавшись нагревает охлаждающую воду, которая в свою очередь просто испаряется в градирнях. Потери с выбросом тепла в окружающую среду достигают катастрофических 60%, но без этого, увы, никак.

   А зачем вообще этот самый пар конденсировать? Вопрос для определения качества образования теплоэнергетика)

2. КН - конденсационный насос. Ничего особенного, обычный насос низкого давления, необходимый для прокачивания конденсата до деаэратора, при этом преодолевая гидравлическое сопротивление подогревателей и труб. Картинки не будет, мне лень искать что-то понятное, да и не нужно оно.

3. ПНД - подогреватели низкого давления. К этим подогревателям относятся П4-П1 (подогреватели с 1 по 4) и СП (сальниковый подогреватель). Это бочка-нагреватель, в неё подаётся пар из отборов турбины (честно отобрал у турбины пар? значит нашёл!), который нагревает конденсат. Низкого давления потому, что давление в отборах турбины низкое, не больше 25 атмосфер, обычно.
   ПНД бывают поверхностные и смешивающие, у каждого есть свои плюсы и минусы, но это сейчас не важно, мы тут про аббревиатуры собрались

   Это схема самого простого поверхностного ПНД 4-ходового с U-образными трубкамиА это уже смешивающий, в нём трубок нет

4. ПС - подогреватель сетевой (ПСГ/ПСВ/СП). Тоже самое, что и ПНД, но задачи другие. В этих подогревателях греют сетевую воду. Ту самую, которая течёт по теплотрассам, на которых зимой травка растёт (увы, тепловые потери неизбежны). На схеме это ПСГ1 и ПСГ2 (Г - значит горизонтальные, В - вертикальные).
   Также следует обратить внимание на ПВК - пиковый водогрейный котёл, мини котёл для дополнительного подогрева воды после ПС, либо для реализации различных режимов прохождения пиков и провалов.

   Это горизонтальный, то есть ПСГ, подписей что есть что не будет, их съело что-тоВертикальный, то есть ПСВ

5. Д - деаэратор. По названию понятно, что это штуковина удаляет воздух. Зачем удалять воздух? Надо! Правда надо) причин много, но самые важная такова: удаление агрессивных газов (кислород и углекислый газ). Иначе коррозия в трубках котла и последующих подогревателей уничтожит их крайне быстро. Очень полезный гаджет, без него конечно можно, но только в очень специфичных условиях.

   Струйно-барботажный термический деаэратор, если кто-то видит знакомое очертание ректификационной колонны, то вы не ошибаетесь в догадках. Принципиально это крайне похожие устройства)

6. ПН - питательный насос. Серьёзный и крайне важный агрегат, хотя всё равно числится вспомогательным оборудованием. Задача ПН создать требуемое давление (для Т-110 это 128 атмосфер) перед стопорным клапаном турбины (на схеме СК), а также не забыть про гидравлическое сопротивление трубопроводов, далее стоящих подогревателей, поверхностей нагрева котла и прочие местные потери.
   Существует два варианта ПН: с электрическим приводом, тогда это ПЭН - питательный электронасос и с турбоприводом (у насоса есть своя собственная паровая турбина, на которую подаётся пар из отбора основной турбоустановки), тогда это ПТН - питательный турбонасос.

7. ПВД - подогреватели высокого давления. Та же самая функция, что и у ПНД, но давление пара в корпусе намного выше и конструкция другая, ыыы). В связи с высоким давлением у данного агрегата есть прозвище "гандон", а место его установки "стартовая площадка", советую ознакомиться с аварией на пензенской ТЭЦ-1 2017 года.

   Верхняя часть корпуса, колпак, ничего не напоминает)?

8. ПК - паровой котёл. Самый большой агрегат на всей станции, высота (важный фактор для правильного подбора ПН) варьируется от нескольких метров до 106 (П-67 на березовском угле). Относится к категории основного оборудования, характеризуется тремя самыми важными параметрами: паропроизводительность, температура и давление "острого" или "свежего" пара. Несмотря на простоту физики (огонь горит, вода кипит) единицы котлов эксплуатируются правильно. Обычно котлы разделяют на две группы: ДКД - докритическое давление и СКД - сверхкритическое давление, соответственно и весь энергоблок определяют также, СКД или ДКД.
   При достижение параметров СКД (критическая точка воды - 220 атмосфер и 375 Г.Ц.) она, вода, приобретает уникальную особенность! Пропадает как таковой фазовый переход, т.е. вода не вскипает как в чайнике в какой-то точке, а молекула сразу переходит в состояние пара. Из-за этого пропадают проблемы, связанные с кризисами кипения первого и второго родов.
   Из-за этих проблем ДКД котлы выполнены с контуром циркуляции жидкости и огромным "барабаном" на самом верху котла (поэтому ДКД котлы называют барабанными), а СКД котлы выполняются без барабана и контура циркуляции (поэтому их называют прямоточными).

   Гигант,106 метров! Но это не самый мощный котёл, есть еще ТГМП-1202 для костромской К-1200

9. ТА - турбоагрегат. Самый сложный агрегат, на который завязаны все процессы не только на станции, но и во всей энергосистеме! Паровую турбину разделяют на несколько цилиндров: ЦВД, ЦСД и ЦНД (иногда турбину не делят на цилиндры, иногда совмещают ЦНД и ЦСД в один ЦСНД) - цилиндры высокого, среднего и низкого давлений, соответственно. Турбины в свою очередь делятся на несколько основных классов (которые всегда указываются в её названии): Т - теплофикационные турбины с регулируемыми отборами пара (для ТЭЦ), К - конденсационные турбины (для КЭС), П - производственные турбины с отбором пара на промышленные нужды, Р - с противодавлением турбины (у такой турбины нет конденсатора и весь пар на выходе из неё направляется к потребителю), и различные нособразы и дикороги ПТ, ТП, К(Т) - скрещивание функций различных турбин.

   самая мощная теплофикационная турбина в мире Т-290/335-23,5 на ТЭЦ-22 в Москве, красотка!

Итак, это самые важные аббревиатуры и понятия касающиеся ТЭС и различного ТМиВО, которые необходимо хотя-бы прочитать и понять, чтобы понимать о чём речь идёт. У меня вроде как отпуск и есть позывы что-то поделать, так почему бы не написать о том, о чём давно хотел)

Спасибо за внимание!

🔌 Интер РАО опубликовала финансовые результаты по МСФО за 2023 г. Если ориентироваться, только на слова гендиректора компании (не так давно на встречи с президентом России озвучивал некоторые цифры из отчёта), то можно сделать вывод, что компания феноменально отработала год, но я привык заглядывать в отчёт, там есть свои риски для акционеров. Давайте рассмотрим основные показатели компании:

⚡️ Выручка: 1,359₽ трлн (+7,5% г/г)

⚡️ Денежные средства: 403₽ млрд (+56,8% г/г)

⚡️ EBITDA: 182,4₽ млрд (-0,5% г/г)

⚡️ Чистая прибыль: 135,9₽ млрд (+15,7% г/г)

⚡️ Капитальные расходы: 66,8₽ млрд (+19,5% г/г)

Выручка компании возросла во многом из-за ослабления ₽ (сегмент зарубежные активы принёс — 44,1₽ млрд, +56,4% г/г), индексации тарифов на тепловую энергию (сегмент теплогенерация в РФ принёс — 122,5₽ млрд, +8,7% г/г), осуществление крупных инфраструктурных проектов для электросетевого комплекса РФ (сегмент инжиниринг принёс — 80,8₽ млрд, +20,2% г/г), повышение эффективности операционной деятельности сбытовых активов и рост энергопотребления в РФ (сегмент сбыт в РФ принёс — 905₽ млрд, +9% г/г). Чистой прибыли во многом помогла ₽ кубышка — 403₽ млрд (+56,8% г/г), за год компания получила — 42,8₽ млрд (+11,5% г/г) по банковским вкладам. EBITDA просела из-за результатов сегмента трейдинг, который снизился на -27₽ млрд и составил — 4,7₽ млрд. А теперь о рисках:

💡 Из-за окончания действия договоров ДПМ по ряду объектов чистая прибыль не будет увеличиваться, при этом CAPEX в 2024 г. возрастёт до — 160₽ млрд (Новоленская ТЭС, на данный проект может потребоваться 257₽ млрд, ввод в 2028 г.), финансироваться будут за счёт накопленного кэша, а это значит, что по вкладам будут получать меньше. Возможно, компания просядет по чистой прибыли из-за этих 2 пунктов.

💡 Страны ЕС были самыми рентабельными рынками сбыта, куда уходило более половины всех поставок электроэнергии. Также помогали высокие цены на электроэнергию из-за подскочивших цен на газ. С июня 2022 г. Интер РАО полностью прекратила поставки в страны ЕС. Да, произошла индексация тарифов с Китаем (договорилось с КНР включить пошлину в стоимость экспортной электроэнергии, компания будет получать рентабельность 5%, а так бы поставляли в минус). В итоге за 2023 г. в сегменте трейдинг заработано — 56,9₽ млрд (-42,5%), что явно влияет на чистую прибыль, благо компания сумела почти заместить выпавшую выручку от данного сегмента.

💡 Интер РАО потратило на покупку Псковэнергосбыта и Екатеринбургэнергосбыта в сумме порядка 5,95₽ млрд (структуры Россетей), также приобрела долю структуры Мордашова в Каширской ГРЭС за 6,4₽ млрд и 100% долю компании сегмента Энергомашиностроение в РФ у 3 лиц за 2,4₽ млрд (в сегменте энергомашиностроение в РФ было заработано — 14,9 млрд, +827% г/г). Недавно вышла новость, что Интер РАО инвестирует 90₽ млрд в строительство инновационной парогазовой станции в Каширском районе Подмосковья. Покупка компаний по энергосбыту и энергомашиностроению — это хорошо, но опять же инвестиции в 90₽ млрд повлияют на выплату дивидендов.

💡 С такими инвестициями компания навряд ли увеличит % выплату от чистой прибыли на дивиденды (Интер РАО платит 25% от ЧП по МСФО). На сегодняшний день выплата за 2023 г. может составить — 0,32₽ на акцию (8% див. доходности), доходность, мягко говоря, не впечатляет.

📌 Вывод: Интер РАО лишилась выгодных потребителей из EC, приобретает множество производственных площадок, при этом CAPEX растёт непомерно (160₽ млрд в этом году), да и в будущем понадобиться столько же трат. Из-за CAPEXa ₽ кубышка под угрозой, ибо будут изымать средства из неё, также из-за окончания действия договоров ДПМ будет сокращаться выручка, как вы понимаете чистая прибыль под угрозой, а если прибыль сократится то размер дивиденда тоже и это вплоть до 2028 г. Меня лично такая перспектива не устраивает.

С уважением, Владислав Кофанов

Телеграмм-канал: t.me/svoiinvestor