ЭФФЕКТИВНОСТЬ.

Через тернии — к эффективности Евгений Герасимов Через тернии — к эффективностиФото: 123RF В соответствии с проектом СиПР ЭЭС на 2025-2030 годы, только до 2030 года в ЕЭС России планируется ввести более 17 ГВт новой генерации. Значительная часть новых генерирующих мощностей — теплоэлектростанции, работающие за счет сжигания ископаемого топлива. Сейчас на их долю приходится 66 % установленной мощности. Эксперты продолжают говорить о том, что энергосистема должна становиться эффективнее: расти КИУМ, улучшаться показатели использования топлива. А значит, имеет смысл применять перспективные технологии. Например, энергоблоки, рассчитанные на суперсверхкритические параметры пара, гибридные энергоустановки с совмещенными газовым и паровым циклами и высокооборотные газовые турбины малой мощности. При этом звучат пожелания смягчить требования по локализации для будущих отборов генерации, поскольку это позволит снизить стоимость новых мощностей и сократить сроки реализации проектов. Тем более что стоимость продукции отечественного энергомашиностроения растет с каждым годом, что ставит под удар проекты модернизации. А уж появление отечественных решений в области суперсверхкритических парамеров и турбин на 400 МВт — дело отдаленного будущего, когда генераторы будут готовы на них переходить — с поддержкой государства или без. Вопросы модернизации теплоэнергетики участники рынка обсудили в ходе Российской энергетической недели, а «ЭПР» собрал наиболее интересные точки зрения. Андрей Максимов, директор Департамента развития электроэнергетики Минэнерго России: Андрей Максимов«Переходный период развития теплоэнергетики начался с запуском программы модернизации тепловой генерации. Были согласованы параметры — 46 ГВт модернизированного оборудования, причем локализованного, то есть преимущественно российского. Это фактически был целевой заказ для российских производителей. Но и ограничений на использование другого оборудования не было. Но начались санкционные ограничения, и кроме локализованного оборудования больше никакого другого и не осталось. И в части теплоэнергетики мы сейчас не видим возможности не просто привезти турбину, но и выстроить процесс установки оборудования, его обслуживания, доставки запчастей. А это существенная часть контракта. Поэтому хорошо, что локализацией начали заниматься заранее — первые отборы по модернизации ТЭС прошли в 2019 году. И с 2019 по 2022 год было отобрано 122 проекта на 25,2 ГВт с капзатратами 306 млрд рублей. Это большой заказ, который ушел нашей промышленности. Можно подводить промежуточные итоги и строить планы на перспективу. Сейчас ситуация изменилась, стоимость денег выросла, возможность кооперации с зарубежными партнерами существенно сократилась, цены на энергомашиностроительную продукцию серьезно увеличились. Только за 2021−2023 годы стоимость оборудования и сервисов в среднем выросла на 70%. Это в итоге скажется на стоимости электроэнергии, поставляемой потребителям, что вызывает объяснимую критику и попытки что-то скорректировать. В то же время работа идет, по данным на сентябрь этого года, уже реализовано 30 проектов с установленной мощностью 6,2 ГВт. Но это не значит, что компании просто отказались от проектов модернизации. Это значит, что в текущих параметрах они не могут реализовать уже отобранные проекты и, скорее всего, будут либо разыгрывать их в будущем либо обходиться меньшими объемами модернизации. Потому что программа предусматривает не просто небольшие изменения, а замену основного энергетического оборудования. Поэтому компании, наверное, рассматривают сейчас другие возможности. Напомню также, была разыграна возможность поставки инновационных турбин. И на отобранных площадках понимали, что это оборудование новое и еще «не обкатанное». То есть, с одной стороны, к его надежности могут возникать вопросы, а с другой — в отношении генкомпаний, которые такие проекты реализуют, применяется пониженная система ответственности при непоставке электроэнергии. В этом отношении для инноваторов создали специальные тепличные условия. Было отобрано 1600 МВт разных типоразмеров нескольких производителей, основные поставщики энергооборудования — «Силовые машины» и ОДК и генерирующие компании, которые реализуют проекты модернизации. В 2027−2029 годах эти проекты должны быть запущены и дан старт массовому производству газовых турбин в Российской Федерации. Пока в плановом режиме этого ожидаем. Что касается краткосрочной перспективы, то в этом году проведем отбор проектов модернизации. Пока к 4 ГВт ежегодного отбора предлагаем добавить отбор по газовым турбинам на 3 года. Эти планы скоординированы с производителями турбин. И напомню, энергетика — не единственный их заказчик, покупателями газовых турбин являются и нефтяной, и газовый секторы. Поэтому мы предлагаем провести эти отборы, обеспечить загрузку предприятий и попытаться все-таки выйти на какие-то сопоставимые параметры по цене. Поскольку отборы, которые проходили по строительству новой генерации, показали, что ценовые параметры необходимо менять. Мы эти параметры меняем с существенным ростом. Если сравнить стоимость нелокализованной ГТЭ-160 «Сименса» в 2007 году и локализованной ГТЭ-170 в ценах 2023 года, разница составляет 306%. А стоимость блока К-200 выросла с 2007 года по 2023 год на 50%. «Скорее всего, из отобранных 25 ГВт около 2 ГВт не будет реализовано — речь идет об отказах со штрафами для генкомпаний и регрессными штрафами производителям: где-то вообще не поставили оборудование, где-то оно настолько выросло в цене, что от него проще отказаться». Сейчас ведется большая работа по формированию Генсхемы до 2042 года. Конечно, это не жесткая программа размещения новых мощностей, а скорее индикативные планы создания генерации, которой потребуется уголь или газ. Это большая работа. До 2042 года ожидается ввод мощностей в размере 36,7 ГВт (в том числе 23,9 ГВт на газе и 12,6 ГВт на угле) и выводы 34,9 ГВт. И это тот самый отраслевой заказ, который должен сформировать понимание производителей, кому и сколько они будут продавать. Конечно, компании сами ведут эти переговоры, и мы, конечно же, не будем снимать систему ответственности за нереализацию проекта. Напомню, что ДПМ в этом плане как раз позволяет получать деньги только после того, как проект реализован». Александр Ивановский, генеральный конструктор АО «Силовые машины»: Александр Ивановский«В рамках государственной программы модернизации мощностей «Силовые машины» обновили парк паровых турбин российских ТЭС: так, за пять лет реализовано 12 проектов. Новые турбины хоть и ставятся на действующие станции и в существующих габаритах, но обладают принципиально новыми техническими решениями. Они спроектированы с применением модульного принципа и обладают усовершенствованными технически решениями, а их КПД в среднем увеличился на 9%. Компания также разработала решения для замены турбин сторонних производителей. Продолжаем реализацию программы по турбинам ГТЭ-170 и ГТЭ-65, а также изготавливает оборудование для всего парогазового цикла на их основе. На сегодня разработана конструкторская и технологическая документация. Кроме того, планируем развитие линейки газовых турбин с последовательным повышением их мощности и КПД, а также выпуск модификации ГТЭ-65 для механического привода. Инвестиции в техперевооружение производства в рамках проекта составили почти 15 млрд рублей, в НИОКР — больше 10 млрд рублей. Мы не локализовываем изготовление оборудования на своих площадках. Мы создаем инжиниринговые и производственные компетенции по созданию оборудования на нашей площадке. Это принципиально другой подход. При производстве оборудования по лицензии нужно обращаться к держателю лицензии за консультацией. Большое количество вопросов возникает при изготовлении оборудования, при вводе в эксплуатацию. Либо развиваем у себя компетенцию производства энергетических газотурбинных установок большой мощности, которой ранее в стране не было. Мы выбрали именно этот вариант. КПД турбины ГТЭ-170 составляет 35%, КПД ГТЭ-65 — 36%. На базе этих турбин мы изготавливаем оборудование всего парогазового цикла, так называемый силовой остров. Турбины локализованы по всем компонентам и соответствуют постановлению №719. Запустили с нуля завод по производству отливок лопаток газовых турбин. Были определенные сложности, связанные с тем, что импорт оборудования и технологий ограничены. Тем не менее в Российской Федерации нашлись производители критического и ключевого оборудования, и мы успешно завершили этот проект. На сегодня уже вышли на серийное изготовление отливок, качественных отливок для газовых турбин ГТЭ-170 и ГТЭ-65. Рассчитываем в следующем году изготовить семь турбин ГТЭ-170. Сейчас производственная мощность рассчитана на 7−8 газовых турбин в год, в зависимости от типоразмера. С 2029 года она составит 10 турбин в год. Построили уникальный испытательный стенд для камер сгорания ГТЭ-65. Проводим испытания модельного компрессора. Все для того, чтобы на стадии узловых испытаний подтвердить характеристики и минимизировать число доводочных испытаний турбины при пуске объекта. Рассчитываем, что на стенд полнокомплектную турбину ГТЭ-65 поставим в конце 2025 года. В 2026 году выйдем на холостой ход. Следующим этапом планируем реализовать проект турбины 200 МВт — на базе того задела, который мы сделали. А затем займемся созданием турбины 300 МВт. И на горизонте 30 лет мы точно задумаемся о производстве еще более мощной турбины, но все будет зависеть от потребностей наших генерирующих компаний. Так, чтобы обеспечить окупаемость, потому что такие типоразмеры — это уже другие технологии, оборудование и инвестиции. И они должны окупаться». Василий Черкашин, директор по стратегии ООО «Сибирская генерирующая компания»: Василий Черкашин«Угольная генерация и ее развитие оправданы с точки зрения экономики. Уголь с точки зрения технологии сжигания, работы с этим энергоносителем, конечно, куда более сложный, чем газ, ветер или солнце. При этом угольная генерация обладает огромным количеством преимуществ, что делает ее незаменимой в энергосистеме: цена, выработка тепла, высокие надежность и управляемость. Это энергобезопасность, ведь любая тепловая станция обладает большим угольным складом, который позволяет не менее 10−15 суток работать без подвоза топлива. Соответственно, место для угольной энергетики в России должно быть. Мы работаем над тем, чтобы рост цены на электроэнергию для конечных потребителей не превышал инфляцию, а лучше — был ниже. Значит, о каких-то больших проектах развития генерации до недавнего времени речи не было. Сейчас планируется увеличение объемов нового строительства, ввода мощностей. В этих условиях можно говорить о том, что могут быть востребованные технологии, которые раньше не применялись. То есть почему, например, мы строим в Красноярске новый энергоблок по докритическим технологиям, а не рассчитанный на сверхкритические параметры пара? Потому что это ТЭЦ, то есть в первую очередь когенерация, здесь мы и так получаем большую тепловую эффективность. То есть тут применение сверхкритических параметров экономически не оправдано. Но если бы мы даже строили ГРЭС, все равно выбрали в текущей парадигме критические параметры, а не суперсверхкритические. Потому что при существующей цене угля, при высокой конкуренции иной выбор экономически не эффективен. В 30-летней перспективе, то есть на горизонте до 2055 года, ожидаем, что большая часть наших станций продолжит работать. Сейчас смотрим, чтобы модернизированные станции могли работать не только не менее 25 лет, предусмотренных законодательством после окончания модернизации. И чтобы модернизация была максимально глубокой, чтобы обеспечить работу на такой срок. По тому спросу, который сейчас есть в Сибири, на Дальнем Востоке, ожидаем в ближайшей перспективе ввод не менее 1 ГВт новых угольных станций — дополнительно отобранным. И будем бороться за участие в таких проектах. В дальнейшем намерены определять проекты исходя из спроса. Но мы предлагаем существующую технологию. И без поддержки государства переходить на новую не можем. Компания готова рассматривать и новые технологии, но с соответствующей государственной поддержкой. А для себя мы видим в первую очередь модернизацию существующих объектов. Государство нам ставит четкий срок, четкий КАПЕКС. Если мы не выполняем сроки, то получаем штрафы, за не оплату мощности. Соответственно, для любого нового головного образца, особенно когда мы говорим о блоке 300 МВт, КАПЕКС начинается от 50 млрд рублей и выше. Играть с такими деньгами компания не может. То есть мы должны иметь понятный, поддержанный государством план испытаний, гарантии со стороны изготовителей оборудования. А изготовитель оборудования в стране ровно один, обанкротить его нельзя. Соответственно, должна быть поддержка государственная того, чтобы этот проект мог быть реализован, пусть даже с какими-то разумными задержками и перерасходами». Иван Комаров, проректор по науке и инновациям ФГБОУ ВО «НИУ «МЭИ»: Иван Комаров«В части газовой генерации можно не только повышать эффективность, но и снижать выбросы парниковых газов. В первую очередь за счет применения кислородотопливных энергетических установок с минимальными выбросами. Основные технологические приоритеты в газовой генерации — это развитие газовых турбин средней и большой мощности. В этой области мировое энергомашиностроение нас опережает по уровню начальных температур и уровню эффективности выпускаемого оборудования. Значит, нужно рассматривать технологии и методологию реверс-инжиниринга. Это способ достаточно быстрого роста эффективности и надежности турбин. Этим надо пользоваться не стесняясь. Это касается восстановления геометрических параметров, деталей, в особенности тех, которые работают в горячем тракте и подвержены износу и требуют регулярной замены. Такие проблемы есть с иностранными газовыми турбинами, флот которых достаточно обширен в нашей энергетике. Также это технологии неразрушающего анализа внутренних полостей системы охлаждения лопаток, чтобы можно было воспроизвести строение системы охлаждения. Это методики теплогидравлических испытаний, выбор материалов и технологий для получения лопаток с последующим нанесением на них термобарьерных покрытий. По угольным технологиям это, конечно, переход на суперсверхкритические, ультрасверхкритические параметры. А также технологии, которые позволят нам обеспечить если не нулевые, то минимальные выбросы при работе на углеводородном топливе». Сергей Соловьев, глава научного департамента МК ПАО Эн+Групп: Сергей Соловьев«В горизонте 30 лет никуда от угольной генерации ни Россия, ни весь мир не уйдут. Согласно любым прогнозам, ее доля будет существенной, несмотря на энергопереход. Экономика определяет все. И раз угольная генерация останется, надо искать решение, как двигаться к углеродной нейтральности. Существует не так много технологических трендов и принципиальных решений, как добиться приемлемого уровня выбросов. Первый — это переход к суперсверхкритическим и ультрасверхкритическим параметрам пара. К сожалению, на сегодня это экономически неэффективное направление. Перейти на него не получится с учетом тех ограничений, которые ставит нам государство в рамках ДПМ. Кроме того что это дорого, а в основу этой технологии заложены принципы улавливания CO2 после сжигания, которые не решают проблему выбросов. Технологическим прорывом в энергетике в горизонте 30 лет может стать внедрение кислородно-топливных установок. Мы хотим сконструировать установки с меньшими габаритами и, соответственно, с меньшей капиталоемкостью. И создать новую технологию, которая будет сочетать и приемлемые экономические показатели, и экологичность. Переход к кислородно-топливным энергоустановкам позволит решить проблему выбросов парниковых газов при производстве электроэнергии с КПД не ниже, чем у традиционных парогазовых установок. При этом степень улавливания СО2 у кислородно-топливных установок выше. А вот КАПЕКС примерно в два раза ниже, за счет меньшей материалоемкости, занимаемого объема и площадей и затрат на строительство. Выглядит это на сегодня экономически очень привлекательно. Деньги сейчас дорогие, поэтому надо понимать, что когда мы разрабатываем действительно инновационные решения, без господдержки нам не обойтись. В майских указах прописан не только технологический суверенитет, но и технологическое лидерство. Для его достижения в программе новых технологий должны быть не только атомные, но и тепловые энергетические технологии». Александр Фролов, заместитель генерального директора по технической политике и инжинирингу «Т Плюс»: Александр Фролов«В России газовыми турбинами вырабатывается 26,2 ГВт электроэнергии ежегодно. На 99% энергоблоков установлено импортное оборудование, которое используется вместе с зарубежным программным обеспечением. В стране есть наработки по производству газовых турбин и созданию программ автоматизации процесса генерации энергии, но на их тестирование и внедрение требуется время. В сложившейся ситуации необходимо продолжать разрабатывать собственные технологии и эксплуатировать действующие оборудование и программы. В частности, «Т Плюс» предлагает: разработать механизм привлечения инвестиций для локализации производства; обеспечить импортозамещение контрольно-измерительных приборов, запчастей и их сервисное обслуживание; внедрить дополнительные проверки поставщиков ПО и исключить удаленный доступ к системам АСУ ТП; усилить защиту путем создания демилитаризованной зоны на объектах критической информационной инфраструктуры. Мы предлагаем в качестве механизма финансирования локализации своего рода ДПМ-сервис. Это когда компании — генераторы энергии берут на десятилетие всю ответственность за оборудование, которое имеется у них в эксплуатации, и получают для каждой газотурбинной установки надбавку к цене мощности в размере 0,2% от конечной цены электроэнергии в ценовой зоне Европы и Урала». Энергетическое машиностроение Модернизация в энергетике Инновации Импортозамещение