Россию не зря называют «развивающейся» страной. Ну, согласитесь: многое из того, что мы так активно стараемся сегодня развивать, на том же Западе уже давно развито и успешно используется. Примеров очень много. Если мы говорим об электроэнергетике, то имеем в виду те же парогазовые установки (ПГУ), с которыми, кстати сказать, получилось особенно обидно: ведь это мы сначала сформулировали, а чуть позднее научно обосновали и доказали их преимущества всему остальному миру. После чего благополучно переключились на газ, уголь и мазут и почти 60 лет строили в основном только на них. На Западе же, которому с ценами на «голубое топливо» повезло чуть меньше, чем нам, напротив, с интересом начали осваивать новую технологию, в чем к настоящему моменту неплохо преуспели. Причем настолько неплохо, что вернувшиеся на российский рынок ПГУ где-то на треть состоят теперь из импортного оборудования, которое мы пока не в состоянии изготовить сами. Речь о газовых турбинах. Конечно же, Россия имеет собственную школу газотурбостроения, но тот временной лаг, когда в НИОКР не вкладывали деньги (90-е годы), бьет по производителям сейчас: в сегменте турбин большой мощности - 250-300 МВт - им по-прежнему нечего предложить. По мнению экспертов, ликвидировать отставание в развитии без помощи государства уже не получится. Следовательно, в ближайшее время придется и дальше закупать турбины и сервис за рубежом. Впрочем, оптимальный вариант в данном случае - обзавестись лицензией и начать совместное производство оборудования здесь, в России. И, надо сказать, что лед в этом направлении уже тронулся. Россия - родина высоких передовых технологий. Нет, правда. Если немного порыться в истории, можно увидеть, что многие из них, несмотря на зарубежную «прописку», имеют - в зависимости от эпохи - либо российские, либо советские корни. Как, например, технология парогазового цикла, теоретические основы которой были разработаны в СССР еще в первой половине прошлого века. Однако, не получив должного развития здесь, технология мигрировала за рубеж, где ее очень быстро оценили и взяли на вооружение. Как же часто мы слышим подобные истории... Нереализованные планы
Пик развития и строительства ПГУ во всем мире пришелся на 1980-1990 гг. «К тому времени в СССР уже был накоплен существенный опыт по разработке схем блоков ПГУ, - рассказывает Леван Дзигуа, генеральный директор ОАО «ЭМАльянс». - В частности, был создан ряд пилотных блоков по различным схемам (сбросные схемы ПГУ, ПГУ с высоконапорными парогенераторами, естественно, и ГТУ-ТЭС с водогрейными котлами-утилизаторами и т.п.), разрабатывались классические бинарные ПГУ, ПГУ с прямоточными котлами-утилизаторами. Но самое главное - в тот период уже были созданы, осваивались и внедрялись в промышленную эксплуатацию достаточно экономичные и перспективные для своего времени советские газотурбинные установки, в т.ч. и крупные ГТУ мощностью 150 МВт производства «Ленинградского Металлического завода» (на ГРЭС им. Классона)». Реализовать все задумки, впрочем, так и не удалось. В СССР развитие ПГУ в тот момент сдерживалось целым рядом факторов, основным из которых была низкая стоимость природного газа, равно как и других видов топлива - угля, мазута. При наличии же дешевых энергоресурсов особой необходимости в развитии парогазовых технологий, которые требовали больших инвестиций, не было. «Кроме того, - добавляет Владимир Тарасов, технический директор ЗАО «Кварц - Новые Технологии». - государственная политика в сфере энергетики в СССР определялась таким образом, что приоритетными в структуре объектов генерации являлись теплоэлектроцентрали (ТЭЦ) с комбинированной выработкой тепловой и электрической энергии и, соответственно, высоким значением КПД (до 80%) и низким удельным расходом топлива». В странах Запада, напротив, энергоресурсы стоили дорого. Поэтому паросиловыми блоками (на суперсверхкритические параметры пара) в это время комплектовались в основном угольные станции. На газовых и жидкотопливных ставились ПГУ. В России же строительство ПГУ было сокращено до минимума. Сколько стоит ПГУ?
А жаль. Потому что с технической и экономической точек зрения это направление всегда было очень перспективным. «Судите сами, - поясняет Владимир Жидков, генеральный директор ОАО «Инженерный Центр ЕЭС». - Лучшие показатели КПД паросиловой установки на суперсверхкритические параметры пара - в среднем 44-45%. Диапазон КПД ПГУ лежит в пределах от 51 до 60%. То есть производительность намного выше, а удельный расход топлива на отпущенный киловатт электроэнергии, наоборот, меньше. Мировые лидеры сейчас предлагают оборудование ПГУ с КПД 58%, позволяющее сократить потребление топлива на 30-40%. Наконец по экологическим параметрам ПГУ пока также вне конкуренции». Есть и другие преимущества. Александр Лебедев, главный конструктор газовых турбин СКБ газовых турбин и парогазовых установок филиала ОАО «Силовые машины» «Ленинградский Металлический завод», в своем комментарии отмечает, что по времени ПГУ строится значительно быстрее ПСУ, что позволяет снизить стоимость строительства в целом. «Огромную роль здесь играют капвложения в котел паровой турбины, - уточняет эксперт. - В ПГУ, в отличие от паросиловых блоков, 2/3 электроэнергии вырабатывают газовые турбины и только 1/3 - паровая. Стоимость же одного установленного киловатта электроэнергии ПГУ экспоненциально уменьшается с увеличением общей установленной мощности. Чем она больше, тем дешевле обходится строительство. Хотя окончательная цена ПГУ зависит от конкретных требований заказчика». «Ориентировочно стоимость строительства ПГУ варьируется в рамках €900-1300 за 1 кВт установленной мощности», - делится опытом В. Тарасов. По оценкам Л. Дзигуа, все же несколько дешевле - от $800 до 1200. Но без НДС, страховых, гарантийных, кредитных платежей, премий генподрядным организациям, без учета особых климатических, сейсмических, транспортных и других условий, которые также включаются в стоимость проекта. «На Сочинской ТЭЦ сейчас установлены два энергоблока ПГУ-39. КПД каждого - около 51,7%, - приводит пример В. Жидков. - Удельные капитальные вложения составили примерно $1600 за 1 кВт. На Невинномысской ГРЭС сейчас идет строительство энергоблока ПГУ-410 с КПД около 58%. Удельные капитальные вложения - $1550 за 1 кВт. На Калининградской ТЭЦ-2 введен энергоблок ПГУ- 450 с КПД 51%, удельные капвложения около - $1100. Видите, какой разброс? Если считать в рублях, то блок №1 Калиниградской ТЭЦ-2, введенный в 2005 г., обошелся где-то в 12,14 млрд руб. без НДС. Или другой, более свежий пример: ТЭЦ-27, принадлежащая «Мосэнерго». Блок №3 на 450 МВт, введенный в IV кв. 2007 г. стоил 13,72 млрд руб. без НДС. А вот ПГУ-450 Тюменской ТЭЦ-2 («Фортум»), который предположительно будет введен в 2012 г., будет стоить 17,84 млрд руб. Разумеется, тоже без НДС. Также стоит обратить внимание на то, что в среднем разброс установленной удельной стоимости 1 кВт мощности отечественных ПГУ превышает достигнутый за рубежом уровень». «В случае ГТУ-ТЭС, т.е. блоков ГТУ с водогрейными котлами-утилизаторами и без паровых турбин, парогазовых надстроек действующих паровых турбин и сбросных схем ПГУ со сбросом дымовых газов ГТУ в существующие котлы могут стоить от 15-30% до 50% дешевле тех же бинарных ПГУ», - подытоживает Л. Дзигуа. Со знаком «минус»
Недостатки? Они, безусловно, тоже имеются. Еще один наш собеседник - Евгений Кислицын, генеральный директор «Уральского турбинного завода» (УТЗ), отмечает, что ПГУ проигрывают ПСУ по отпуску тепловой нагрузки: поскольку паровая турбина составляет примерно треть от мощностей всей ПГУ ей требуется установка пиковых водогрейных котлов. «Что касается срока службы оборудования, - добавляет Е. Кислицын, то это стандартные сроки, установленные для каждого типа оборудования: для газовых турбин - 80-100 тыс. часов, для паровых - 200-300 тысяч.». А вот по мнению, А. Лебедева, единственный недостаток ПГУ кроется как раз в сроках их эксплуатации, которые составляют 15-17 лет, в отличие от 40 лет для паросилового блока. «Срок службы газовой турбины составляет примерно 100-130 тыс. часов,,- рассуждает эксперт. - Кроме того, через каждые 3-4 года газовой турбине по регламенту требуется ремонт, связанный с заменой лопаток турбины и элементов камеры сгорания, а на протяжении всего срока эксплуатации необходимы ежегодные осмотры с остановом машины. Однако это не является существенным препятствием, так как можно провести восстановительный ремонт ГТУ или в конце концов её заменить». Спорить бессмысленно. Сервис газовых турбин, действительно, стоит недешево. Особенно если учесть, что большинство из них поставляются из-за границы и, как следствие, требуют участия в сервисе иностранных специалистов. В. Тарасов, отмечает, что стоимость расширенной инспекции, проводимой раз в 3-4 года, может достигать 15-20% от стоимости всей ГТУ. Таким образом, затраты на ремонт последней в разы превышают затраты на ремонт паровой турбины в составе одной ПГУ. Ну и на последок. По наблюдениям Е. Кислицына, ПГУ более сложна в наладке, т.к. установка, помимо всего прочего, нуждается в предварительной отработке котла-утилизатора, газовой и паровой турбин. Также из-за более высоких температур чаще требуется замена проточной части газовой турбины. Соответственно, сроки пуско-наладочных работ увеличиваются, что также повышает их стоимость. Триумфальное возвращение
В западных странах, как и говорилось, все «за» и «против» взвесили 20-30 лет назад. Сегодня доля ПГУ в них составляет в среднем 25-30% установленной мощности. При этом в странах с существенной долей природного газа в топливном балансе страны доля ПГУ в структуре генерации электроэнергии постоянно возрастает. Одни только США ежегодно вводят в строй до 50 млн КВт парогазовых мощностей. Неужели, правда? В целом же почти 70% вводимых во всем мире электростанций работают на базе ПГУ. В том числе и Россия, где доля ПГУ по-прежнему очень мала. Первый крупный бинарный блок ПГУ с котлом-утилизатором здесь начали строить только в 1993 г. (Северо-Западная ТЭЦ), а закончили вообще в 2000-м. Времена были трудные, строили долго. Однако, в конце 2000-х страна пришла, наконец, к выводу, что модернизировать электроэнергетику следует именно при помощи ПГУ. Так многолетнее сдерживание внедрения их в энергосистему России сменилось парогазовым бумом. Согласно Генеральной схеме размещения энергообъектов до 2020 г..планировалось ввести 120 ПГУ суммарной мощностью 54 ГВт. Более половины объектов генерации, которые генкомпании в соответствии с договорами на присоединение мощности (ДПМ) должны ввести в строй до 2015 г.. - это тоже оборудование, предназначенное для работы в парогазовом цикле. «По нашим прогнозам, ситуация с развитием ПГУ в нашей стране будет меняться существенно, - уверен В.Тарасов. - Принятая в 2007 г. концепция технической политики ОАО РАО «ЕЭС России» де-факто запретила строительство паросиловых установок на газовых ТЭС, что предопределило переориентацию тепловой энергетики на строительство ПГУ. В 90% случаев проекты строительства новых блоков с использованием газа реализуются на базе ПГУ. Думаю, что и в дальнейшем эта тенденция сохранится». Очевидно, что речь идет не только о новом строительстве, но и о реконструкции действующих блоков ТЭС и котельных. При достаточном рынке энергии для конкретного источника практически все действующие газовые ТЭС могут быть реконструированы или расширены с использованием ПГУ. Как правило, это экономически и экологически целесообразно и эффективно. Разумеется, при выполнении некоторых условий. Таких, например, как работа рынка мощности и включение проекта в ДПМ. Кроме того, вопросы перевода на парогазовый цикл могут и должны касаться конкретных условий конкретной станции. В основном они связаны с текущим и перспективным коэффициентом использования установленной электрической мощности (КИУМ), тепловой мощности, составом и износом имеющегося оборудования, принимаемыми решениями по схемам блоков ПГУ и их конкретным оборудованием (импортное или отечественное, условия контрактов и т.п.). «Применение ПГУ-ТЭЦ для техперевооружения теплофикационных установок с давлением 12,8 МПа и более должно быть обосновано в каждом конкретном случае, -рассуждает Е. Кислицын. - В том числе дополнительно должно быть рассмотрено (в качестве альтернативного варианта): снижение выработки электроэнергии на ТЭС, использующих природный газ (режимные вопросы, рыночные отношения); целесообразность увеличения электрической мощности в пункте размещения ТЭЦ; результаты компоновочных проработок; изменение коэффициента теплофикации (aТЭЦ); возможность выделения дополнительных ресурсов природного газа для ПГУ-ТЭЦ с учитом эффективности его использования; учет климатических особенностей». Проанализировав базу установленных паровых турбин типа Т-100 производства «Уральского турбинного завода» (около 300 единиц), на предприятии сделали вывод, что примерно 80% этих установок работают на электростанциях, где есть газ. «У нас сформированы предложения по модернизации этих и других турбин УТЗ, после которых установка может работать в парогазовом цикле, - говорит Е. Кислицын. - Причем, мы можем предложить сразу несколько вариантов: от надстройки ГТУ небольшой мощности 6-25 МВт до реконструкции по классической схеме ПГУ с двухконтурным котлом-утилизатором, с достижением КПД в 51,4% всей установки. При этом заказчик не только получает высокоэффективную установку с высоким КПД, но и эффект от сокращения затрат на топливо, которое потребляет турбина. Как правило, от 10 до 15%. Однако, реализация данного направления в первую очередь должна быть подтверждена компоновочными возможностями, т.е. конкретными проработками». Ограниченный потенциал
Эксперты считают, что потенциал производства оборудования для строительства ПГУ в России, безусловно, имеется, причем немаленький. Однако крестовый поход против изношенных блоков все равно невозможен без «воинов иностранного легиона». Ведь основная и, наверное, единственная проблема заключается в производстве отечественных ГТУ средней и большой мощности. Сегодня в России существуют только три типа отечественных, в том числе лицензионных ГТУ: мощностью 110 и 160 МВт уже в серийном или мелкосерийном производстве (установок ГТУ-160, к примеру, выпущено 27 шт.) и ГТУ-65 МВт, существующая в единственном экземпляре и не введенная даже в опытную эксплуатацию. В сегменте ГТУ мощностью 250-300 МВт нам предложить вообще нечего, здесь мы безнадежно отстали от всего остального мира, и прежде всего от Западной Европы (Siemens, Alstom), Японии (Mitsubishi) и США (General Electric). По оценкам Л. Дзигуа, лет на 15 отстали. Как минимум. «Впервые это отставание обозначило себя еще в конце 80-х годах, когда произошел некий «разрыв» между передовыми авиационными газотурбинными (военными) и энергетическими технологиями, - считает эксперт. - Военным КБ и заводам иной раз просто не хотелось заниматься гражданской тематикой. Впрочем, даже в тот период отставание не было критичным». В области малых ПГУ и ГТУ-ТЭС с газовыми турбинами мощностью до 25 МВт его не было и в помине. Развитие этого сегмента, в том числе и в 90-е годы, стимулировалось программами создания локальных энергоисточников и компрессорных станций на предприятиях нефтегазовой отрасли и в настоящее время уже накоплен большой положительный опыт по созданию и эксплуатации блоков с такими ГТУ. Поэтому этот сегмент до сих пор находится на достаточно приличных конкурентных позициях. Разработку же высокомощных турбин никто в это время не инвестировал. Нечем было. Зато были огромные установленные генерирующие мощности. Большей частью невостребованные из-за резкого падения энергопотребления в 90-е. Ну, и зачем, спрашивается, нужны были новые блоки, если даже действующие загрузить было нечем? В результате образовался «ступор» в освоении каких бы то ни было новых энергетических технологий. В других странах все было по-другому. Например, в Японии в это время создание нового оборудования проходило при непосредственной поддержке государства, выражавшейся в том числе в прямом финансировании проектов. В нашей стране, если верить экспертам, правительство до сих пор не уделяет этим вопросам практически никакого внимания, а в 90-е годы вообще было не до того. Как там у соседей?
Радует, что в соседних машиностроительных сегментах (паротурбинном, генераторном, котельном) ситуация на порядок лучше. «В области котельного оборудования отставание, накопленное в конце прошлого - начале нынешнего века, постепенно ликвидируется, - говорит Л. Дзигуа. - Например, нами сейчас приобретена лицензия на проектирование, изготовление, монтаж, эксплуатацию котлов-утилизаторов ПГУ у ведущего мирового производителя - компании Nooter/Eriksen (США) - что позволило «одномоментно» получить референтный инжиниринг мирового класса и избежать «детских болезней», которые присущи любой технике и технологии и устраняются только многолетней наработкой. В области паротурбинного, генераторного, электротехнического оборудования и систем управления имеющиеся российские производственные и инжиниринговые мощности способны представить и представляют на рынок достаточно конкурентоспособные и по цене, и по качеству решения и оборудование, и нужно лишь время, чтобы они также прошли эти самые «детские болезни» и наработали «красивую» референцию. Некоторые проблемы имеются в части создания отечественных надежных дожимных компрессорных станций для повышения давления топливного газа перед ГТУ, однако эта задача представляется мне и технически, и технологически, и организационно более простой, чем создание собственных». Стоит ускориться
То же касается, видимо, и высокомощных ГТУ. Наладить собственное производство, учитывая имеющееся отставание, будет настолько сложно, что практически нереально. На это уйдут годы, а то и десятилетия. Как вариант, можно, не изобретая велосипед, продолжать и дальше их импортировать. Но какой в этом смысл? Л. Дзигуа, к примеру, уверен, что никакого. «Импорт оборудования получил интенсивное развитие в период реформирования РАО «ЕЭС России», когда были «широко открыты двери» всем иностранным поставщикам, - напоминает эксперт. - Сейчас он особенно развит в сегменте средних и крупных ГТУ. Думаю, дальнейшее его развитие просто губительно для отечественного газотурбостроения, да и для ряда других высокотехнологичных отраслей промышленности. По технологии и референции самостоятельно, за счет собственного финансирования например, российские газотурбостроители в ближайшие десятилетия не догонят Запад, а по цене мы всегда будем проигрывать Китаю, а сейчас уже и Индии. При этом негативные примеры «проникновения» совсем не европейских, а как раз китайских машиностроителей даже в такие сегменты, как пылеугольное котлостроение, где мы всегда были очень сильны именно за счет демпинговой цены, но не уровня тех решений и качества оборудования (а при активном участии государственных экспортных банков КНР это не проблематично), уже имеют место быть. Ко всему в КНР есть еще и турбинные заводы, и даже лицензионное производство ГТУ-250 МВт General Electric». В России лицензионного производства турбин такого класса мощности пока нет. Но вопрос его создания поднимался неоднократно. На УТЗ вспоминают, как в свое время обсуждали эту возможность с компаниями MHI и GE: «Иностранные производители не спешат расставаться со своей технологией и готовы отдавать только часть производства газовых турбин, например, без горячей части, - рассказывает Е. Кислицын. - Сейчас «ИнтерРАО» имеет договоренность с компанией GE по локализации производства газовых турбин для ПГУ в России. УТЗ со своей стороны готово комплектовать их своей паровой частью». По мнению большинства опрошенных экспертов, организация лицензионного производства ГТУ - единственно возможное и имеющее перспективы решение. «При этом партнерство должно быть достаточно «тесным», чтобы наши специалисты в дальнейшем принимали участие в совместной работе по модернизации действующих и создании новых ГТУ следующих поколений, - считает Л. Дзигуа. - В процессе освоения лицензионных технологий доля локализации производства в РФ должна постоянно возрастать и достичь в конечном итоге 100%, т.е. включать в себя и производство камер сгорания, и всех ступеней турбины, и ротора. При этом, возможно, в качестве альтернативы участия наших специалистов в совместном инжиниринге либо параллельно с освоением лицензионного производства начинать создавать собственные машины. Естественно, поскольку «просто так» никто из иностранцев лицензии на такие машины не продает, в доведении данных лицензионных переговоров до конкретного производства должны принимать участие высокопоставленные правительственные лица, которые могут выдать соответствующие гарантии. При нормальном развитии событий первую «российскую ГТУ» большой мощности (в которой доля деталей отечественного производства будет более 50-70%) можно будет увидеть лет через пять. Создание же отверточной сборки турбин из импортных «машинокомплектов» - задача, по моему мнению, бесперспективная не только с точки зрения развития отечественного машиностроения, но и с точки зрения экономики. Ведь все запчасти и сервисные услуги, составляющие несколько «первоначальных стоимостей» оборудования, так и «останутся за рубежом». К тому же будут проблемы с поставкой ГТУ за границу, даже просто «по цене», да и на российском рынке такие ГТУ без существенных государственных преференций и «задавливания» конкурентов административными мерами «не жизнеспособны». Локализация хороша вдвойне
По мнению В. Тарасова, если не локализовать производство ГТУ, мы будем и дальше сидеть на крючке у иностранных производителей и покупать у них сервисное обслуживание и запчасти. За большие деньги, понятное дело. А ведь уже в ближайшее время в РФ будет установлено большое количество иностранных газовых турбин большой мощности, которые потребуют этого самого обслуживания. «Разумеется, роль завода-изготовителя, или специализированной организации, в сервисном обслуживании оборудования и поставке запасных частей будет возрастать, - предупреждает Л. Дзигуа. - На «коленке в ближайшем гараже» качественные запчасти для ПГУ не изготовишь, качественное обслуживание оборудования силами только штатных «обходчиков» ТЭС не произведешь. Причем это касается не только турбинного и генераторного, но и котельного оборудования». Поэтому идея локализации производства хороша вдвойне, т.к. в этом случае сервис оборудования станет более доступным. Есть, впрочем, и альтернативный вариант: можно, к примеру, «притащить» на рынок какую-нибудь компанию, профессионально занимающуюся обслуживанием турбин различных производителей. Его проработкой сейчас активно занимается УТЗ. По сообщению представителей компании, уже ведутся переговоры с компанией Sulzer Turbo Services о возможности создания сервисной площадки для газовых турбин на базе Уральского предприятия. Но ведь возможности иностранного сервисника, пусть даже такого крупного, как Sulzer, увы, тоже небезграничны. А о других подобных проектах, запускаемых участниками рынка совместно с ведущими мировыми производителями и сервисными организациями, пока слышно не было. Возможно, стоит как-то ускориться в этом отношении? Не отступать и не сдаваться
Отказываться от собственных разработок российских турбинщиков, впрочем, тоже никто при этом не призывает. Скорее, наоборот. А. Лебедев, к примеру, считает, что необходимо ускорить ввод в эксплуатацию первой отечественной газотурбинной установки среднего класса мощности ГТЭ-65, изготовленной и поставленной «Силовыми машинами» на ТЭЦ-9 «Мосэнерго» еще в первом квартале 2008 г. «Помимо этого, заводам-изготовителям основного оборудования нужно повысить требования и увеличивать КПД парогазовых установок до 60%, - советует В. Жидков. - До 2020 г. необходимо начать промышленное освоение усовершенствованных ПГУ на природном газе с повышением их КПД до 60-62%, освоение демонстрационной гибридной установки с ГТУ и высокотемпературными топливными элементами с КПД при работе на природном газе 65-70 %, а также обеспечить продление межремонтного ресурса горячих деталей ГТУ до 40-60 тыс. часов для повышения готовности и снижения ремонтных затрат».

АРТЕМ МЕЛЬНИК Редактор раздела «Инжиниринг и оборудование»

Источник: Журнал «Энергосистема» №3/2010