Ирик Имамутдинов
Советский запас прочности у российской энергетики закончился. Требуется технологическое обновление. Большая часть этого рынка может достаться российским машиностроителям
Месяц назад правление РАО ЕЭС приняло "Концепцию технической политики ОАО РАО "ЕЭС России" на период до 2009 года". По-своему это уникальный документ. В течение 13 лет существования энергохолдинга из его недр выходили различные проекты и концепции - но только не системная программа технического перевооружения отрасли.
Представляя проект концепции научной и технической элите отечественной энергетики на совещании, прошедшем еще в конце марта во Всероссийском теплотехническом институте (ВТИ), председатель правления РАО ЕЭС Анатолий Чубайс назвал ее "стратегией технического развития". По его словам, пять лет назад постановка вопроса о такой стратегии едва ли "имела бы смысл" из-за тяжелого, если не катастрофического финансового положения энергокомпаний, когда "платежи потребителей за электроэнергию и тепло составляли всего 15-17% от начисления". Еще одна причина проволочек с созданием технологической стратегии - длительная и "бессмысленная политическая перепалка" вокруг базовых положений реформирования самой энергетики. Но Анатолий Чубайс не назвал главного, благодаря чему можно было жить столь долго без какой-либо стратегии, - удивительной технологической живучести построенной в советское время энергетической системы. Именно благодаря такой живучести было время и на создание эффективных финансовых схем, и на длительные проволочки с реформированием отрасли и ее техническим перевооружением. Но теперь это время, похоже, закончилось.
Советский задел
Сейчас, по словам главы РАО ЕЭС, "задачи масштабного антикризисного менеджмента" решены, финансовое положение региональных энергетических компаний и отдельных станций укрепилось. В конце 2004 года российское правительство окончательно определилось и с судьбой реформ, отринув, по словам Анатолия Чубайса, все политические спекуляции и переведя вопрос "в абсолютно содержательное профессиональное русло". С окончательной реорганизацией РАО "ЕЭС России", которая завершится в конце 2006 года, созданные семь оптовых и 14 территориальных генерирующих компаний перейдут в частные руки стратегических инвесторов, а под государственный контроль попадут магистральные и распределительные сети и диспетчеризация. Реформы еще не закончились, и теперь, по словам Чубайса, пора начинать выстраивать технологическую стратегию. Многократный запас прочности, обеспеченный нашей энергетике советским энергомашиностроением и испытанный 15 годами реформ, исчерпывается. У нас сегодня есть свет и тепло только потому, что нам осталось богатое советское наследство - 216 ГВт энергетических мощностей (из них 150 ГВт на электростанциях РАО ЕЭС), а еще потому, что почти десятилетие после развала СССР мы мало чего производили, и потребление энергии упало. Энергетика смогла протащить нашу экономику и ЖКХ буквально до последней недели без серьезных технических сбоев и уж тем более без катаклизмов. Даже когда в начале нового тысячелетия начала было расти экономика, электростанции работали в среднем лишь на 70% своей мощности, а диспетчерские службы РАО ЕЭС ограничивали работу АЭС, чтобы те не вырабатывали слишком много "лишнего" электричества.
Ответственный чиновник бывшего Минатома, сокрушаясь из-за невозможности нарастить инвестиционную составляющую в тарифе атомного киловатта, говорил "Эксперту": "О какой структурной технической перестройке электроэнергетики можно говорить, когда в самый пик потребления в 2004-м без загрузки оставалось более 30 гигаватт (то есть простаивало более 15% от установленных мощностей. - 'Эксперт')". Но только таким недоиспользованием ресурсов установленных еще в СССР мощностей и можно объяснить тот факт, что наша энергетика умудряется питать страну при официальном "среднем износе", составившем в 2004 году 57,3%.
Основная масса действующих сегодня электростанций вводилась в 60-70-е годы прошлого столетия, то есть многим из этих станций более 40 лет. Еще энергетики отмечают наличие серьезных проблем с сетевыми и распределительными системами. Один из ведущих специалистов отрасли образно сравнивал состояние сетей в районах массового потребления электроэнергии, например в центре России, с активным движением по двухполосному шоссе: "Пока нет проблем, все движутся примерно с одной скоростью, но в случае непредвиденных обстоятельств все движение прекращается, а также 'встают' и соседние автодороги, по которым все пытаются объехать пробку".
По данным научного руководителя Всероссийского теплотехнического института Анатолия Тумановского, в стране около 38% станций, возраст которых превышает 30 лет. Специалисты отраслевых институтов считают, что до 2015 года в России почти 70% мощности ТЭС подлежит реконструкции или замещению новыми агрегатами (на электростанциях РАО ЕЭС это составит 50 ГВт). Так что масштабы модернизации в ближайшие годы вырастут кратно.
График. Возрастной состав энергетического оборудования ТЭС
Период тотальной модернизации
Обновление российской электроэнергетики пойдет двумя путями - за счет реконструкции и ремонта основного оборудования станций и за счет ввода новых мощностей (оставим пока в стороне совершенствование сетевой и распределительной инфраструктуры). В ближайшие четыре с лишним года - так прописано в концепции - предстоит полностью демонтировать наиболее изношенные энергоблоки общей мощностью 4,569 ГВт. При удачных инвестиционных раскладах вместо них введут около 2,5 ГВт новых мощностей. Но это просто смешные цифры по сравнению с тем объемом мощностей, который предстоит в эти же годы реконструировать - 25,148 ГВт, то есть четыре-шесть гигаватт ежегодно. Причем простым "продлением срока службы" на бумаге обойтись уже не получится - придется провести капитальную реконструкцию энергоблоков.
Любопытно, что продление жизненного цикла старых электростанций сегодня возможно отчасти из-за болезней роста советской энергетики. Дело в том, что основные объемы запускаемых с конца 50-х мощностей изначально проектировались на сверхкритические параметры пара, что предполагало работу энергоблоков при температуре 580 градусов и давлении около 240 атмосфер. А затем, рассказывает технический директор "Силовых машин" и генеральный директор Центрального котло-турбинного института (НПО ЦКТИ им. И. И. Ползунова) Юрий Петреня, начались проблемы с поверхностями нагрева котлов, так как проектирование шло по завышенным расчетным характеристикам, выполненным в отраслевых институтах Министерства черной металлургии, ответственного за выпуск жаропрочных труб. При массовом вводе энергоблоков (до 14 ГВт в год!) в сжатые сроки испытания сталей, предназначенных для изготовления различных узлов - паропроводов, пароперегревателей, - проводились в спешке. В ходе испытаний выяснилось: чтобы выдержать заданные параметры, надо либо существенно снижать срок службы, либо трубы делать толще. Но это привело бы к дополнительному напряжению оборудования и новым перерасчетам, к тому же страна не была готова к гигантскому росту металлоемкости. В итоге рабочая температура энергоблоков была понижена сначала до 565, а потом и до 540-545 градусов. А так как снижение на 10-12 градусов на практике означает двукратное увеличение ресурса основных узлов оборудования, мы получили существенные резервы для ремонта и реконструкции мощностей без окончательного их вывода из эксплуатации.
Рынок заказов на реконструкцию оборудования, безусловно, останется за отечественными научными и производственными организациями. Дело даже не в том, что за последние 15 лет новых мощностей было введено немного и наши компании поднаторели в умении обновлять стареющее энергетическое оборудование. Энергетикам привычнее работать по проверенным техническим схемам и стандартам, имея дело в основном с привычным оборудованием еще советского производства. Привычнее иметь дело с теми предприятиями, которые это самое оборудование когда-то поставляли (энергетика СССР базировалась на технике внутреннего производства). Эти предприятия накопили большой опыт обновления техники в ходе плановых ремонтных работ с одновременным повышением КПД и общим увеличением эффективности станции. К примеру, проведя недорогую модернизацию отдельных узлов старых турбин, можно поднять общий КПД станций на 3-4%, что, кстати, соответствует параметрам новой энергетической стратегии. Исключение традиционно составляют системы автоматизации и управления, но и в этом направлении наши компании в последнее время проявляют активность, разрабатывая собственные решения на покупной элементной базе. Соваться в этот сегмент услуг иностранцам в целом не с руки, несмотря на привлекательность грандиозных объемов работ. Достаточно сказать, что иностранным претендентам на долю на рынке реконструкции пришлось бы выкупать всю техническую документацию у производителей оборудования - то есть у российских компаний. Но есть и чисто технологические препятствия. По словам научного руководителя кафедры паровых и газовых турбин Московского энергетического института (МЭИ) профессора Алексея Трухния, "из-за совершенно различной идеологии конструкции паровых турбин, например Ленинградского металлического завода (ЛМЗ) и Siemens, немцам не имеет никакого экономического смысла подстраивать свое производство под реконструкцию российских турбин - а это самый важный элемент электростанции, подвергаемый реконструкции". Так что большая часть этого многомиллиардного рынка достанется все-таки отечественным компаниям, а западным фирмам остается уповать только на возможную поставку нового оборудования.
Чего хотят в РАО
Любопытно, что о стратегии технологического обновления российской электроэнергетики заговорили на совещании под названием "Концепция технической политики ОАО РАО "ЕЭС России" и потенциал зарубежных производителей в ее реализации". Однако в утешение отечественным производителям первый из двух дней этого мероприятия был посвящен исключительно их предложениям. Словно оправдываясь за название конференции, Анатолий Чубайс заявил ученым, инженерам и конструкторам, отвечающим за энергетику страны: "При выходе на самые современные параметры по критерию цена-качество, мы, конечно же, будем оказывать предпочтение российским поставщикам. Но это не означает индульгенции на недостаточно высокие технологические параметры".
Алексей Трухний считает, что заявления Анатолия Чубайса направлены в первую очередь не против производителей, поставляющих устаревшее оборудование, а против косности тех энергетиков-эксплуатационщиков, которым проще в условиях дешевого топлива покупать морально устаревшее оборудование, нежели поработать над более эффективными схемами. "Ведь как еще случается: запущенная сорок лет назад турбина Т-100 отработала свой ресурс, а для ее замены станция N снова заказывают турбину с рабочими характеристиками сорокалетней давности", - говорит г-н Трухний. По его мнению, самое главное, что концепция обозначает границу эффективности для вновь закупаемого дочерними компаниями РАО ЕЭС оборудования - они не могут покупать технику ниже уровня, заявленного в документе.
Едва ли РАО откажется от паровых турбин ЛМЗ или электродвигателей "Электросилы". Выступая на упомянутом совещании, главный конструктор паровых турбин ЛМЗ Александр Лисянский убедительно показал, что наши турбины вполне на уровне, а в разработке многих элементов мы намного опередили западных энергомашиностроителей, к тому же наши турбогенераторы выигрывали не один тендер у именитых конкурентов на зарубежных рынках.
Что же имеет в виду концепция РАО под "высокими технологическими параметрами"? В описании замещающих технологий "основного оборудования тепловых электростанций" на самом деле нет ничего нового: старые блоки должны уступать место энергоблокам, работающим на так называемых суперсверхкритических параметрах пара, парогазовым установкам, а где-то и установкам сжигания угля в циркулирующем кипящем слое.
Парогаз вместо сверхкритики
Создавать энергоблоки с суперсверхкритическими параметрами пара (USC-блоки) начали в середине прошлого века США и СССР. Научиться работать с такими параметрами (300 атмосфер при температуре выше 580 градусов) было очень заманчиво, ведь USC-блоки могли бы работать с КПД, превышающим 45%. Для сравнения: средний КПД российских ТЭС составляет сейчас 35%. Созданный в нашей стране задел был ориентирован на температуру пара 650 градусов. По словам Анатолия Тумановского, "небольшой опытный котел с такими температурами и давлением пара 300 атмосфер проработал с 1949 года (!) на экспериментальной ТЭЦ ВТИ свыше 200 тысяч часов". Десятки тысяч часов наработал с 1969 года энергоблок на Каширской ГРЭС с такими же параметрами. В том же ВТИ Константином Раковым еще 35 лет назад были проработаны возможности создания котла с параметрами пара 300 атмосфер и 700 (!) градусов. Распространения эти блоки тогда не получили из-за дороговизны и отсутствия возможности массового производства специальных материалов (в США из-за проблем с жаропрочными сплавами в конце 60-х случилось несколько аварий).
С начала 90-х строительство подобных блоков возобновилось. Шестнадцать котлов с такими параметрами, как рассказывает Юрий Петреня, работают в Дании, Японии и Германии. КПД лучших японских и немецких блоков составляет 45-46%, датских, работающих на холодной циркуляционной воде с глубоким вакуумом, - на 2-3% выше. Но в общем объеме мощностей такие блоки составляют пока менее 3%. Далеко не все специалисты считают, что традиционные паротурбинные станции непременно нужно делать "под суперсверхкритику". Применение USC-блоков за границей показывает, что они мало-мальски начинают окупаться только при очень высокой единичной мощности станции и при высоких тарифах на топливо.
Структурным изменениям в российской энергетике должен поспособствовать постепенный рост цен на газ, доля которого в теплоэнергетике составляет сейчас 65% - это в 2 раза больше доли угля. Это вовсе не означает, что все бросятся строить эффективные, но очень дорогие суперсверхкритические блоки. Наблюдается чудовищный перекос в структуре использования топлива в пользу газа по сравнению с мировой практикой, где соотношение газ/уголь как минимум обратное. Это предопределяет основную технологию, которая будет постепенно замещать старые газовые станции. Генеральный конструктор НПО "Сатурн" Михаил Кузменко говорит: "Перспектива развития большой энергетики России сегодня - парогазовые установки, и дороговизна газа приведет к переходу отрасли на парогазовые установки. Это и понятно. Сейчас электрический КПД лучших российских газовых станций редко превышает 38 процентов, а парогазовая установка при том же потреблении топлива даст в любом случае больше 50 процентов".
В классической схеме ПГУ состоит из двух газовых и одной паровой турбины. Образовавшаяся в камере сгорания раскаленная газовая смесь, отработав в газовой турбине, идет в котел-утилизатор для образования пара с характеристиками, достаточными для работы еще во втором рабочем цикле - в паровой турбине. При этом каждая из турбин крутит свой электрогенератор, а КПД обоих циклов суммируются: средний КПД газовых турбин около 35% (у лучших даже и 40%), еще процентов 20 можно добрать в паровом цикле.