«Силовые машины» создают инновационные продукты на переднем крае мировых достижений энергомашиностроения. О взаимодействии с Концерном «Росэнергоатом», тенденциях и перспективах разработки новых турбин нам рассказал заместитель генерального директора – генеральный конструктор ПАО «Силовые машины», член-корреспондент РАН, доктор физико-математических наук, профессор Юрий ПЕТРЕНЯ
– Юрий Кириллович, хотелось бы начать беседу с темы, которая волнует инженерно-техническую общественность Росатома и Концерна в первую очередь: способна ли российская промышленность обеспечить текущую и перспективную потребность Росатома в оборудовании машзала?
– Проекты российских АЭС – это прежде всего блоки большой мощности, 1000–1200 МВт. В Советском Союзе предполагалось, что именно Ленинградский металлический завод, одно из основных предприятий сегодняшних «Силовых машин», станет основным производством, которое будет вести серийный выпуск оборудования для АЭС. ЛМЗ на тот момент обладал уникальными достижениями в области разработки паровых турбин: была создана турбина мощностью 1200 МВт для Костромской ГРЭС с лучшей в мире лопаткой последней ступени длиной 1200 мм. Именно этот параметр, длина лопатки последней ступени, определяет достигнутый научно-технический и инженерный уровень и в компании, и в стране, а также возможности достижения большой мощности. Наличие длинной быстроходной лопатки позволяло конструкторской школе ЛМЗ разрабатывать быстроходные турбины для АЭС большой мощности. Эти машины имеют ряд преимуществ перед тихоходными, но при этом требования по уровню научных, инженерных, конструкторских решений в быстроходной технологии являются высокими. По ряду причин, в том числе и в связи с высокой загрузкой, ЛМЗ не принял обязательства по серийному выпуску 1000-мегаваттных турбин для АЭС, и поэтому вся тематика производства тихоходных турбин большой мощности вместе с финансированием создаваемого производства была переведена на харьковский «Турбоатом». Работы по созданию нового производства в Харькове проводились при огромном участии российских организаций – ЦНИИТМАШ, ЦКТИ, МЭИ. Были освоены технологии изготовления сварных роторов. В 1982 году в эксплуатацию в Харькове был введен производственный комплекс, позволивший перейти к серийному производству тихоходных паровых турбин мощностью 1000 МВт.
Однако и на ЛМЗ работа над мощной турбиной для атомной энергетики была продолжена; к началу 1980-х годов на нашем предприятии впервые в мире была спроектирована быстроходная 1000-мегаваттная турбина для АЭС. В этом изделии были использованы наработки, полученные нашим предприятием на опыте турбины Костромской ГРЭС: 1200-миллиметровой лопатки последней ступени, цельнокованый ротор. Эта машина стала большим достижением в освоении быстроходных технологий для атомной энергетики. В силу особенностей конъюнктуры того периода новые турбины пошли также на Украину – блоки Южно-Украинской и Ровенской АЭС. Тогда как энергоблоки в России стали комплектовать тихоходными турбинами Харьковского турбинного завода.
После распада СССР у нас возникли некоторые специфические задачи. Так, для АЭС «Бушер» потребовалось разработать быстроходную турбину мощностью 1000 МВт, располагающуюся на «чужом» укороченном фундаменте. Если учитывать множество факторов, которые влияют на технические характеристики турбины, это задача сверхсложная, даже среди специалистов многие сомневались в возможности выполнить заказ. Но проект был реализован, мы получили турбину, пусть и в уникальном исполнении, которая успешно работает в настоящее время. Это показатель очень высокого конструкторско-технологического и производственного уровня российского энергомашиностроения, который был сохранен после «перестройки». При этом отмечу, что в основе успеха – высокая квалификация представителей заказчика, Росатома и Концерна «Росэнергоатом». Мы еще раз убедились, что специалисты эксплуатации и инжинирингового блока обладают высокой квалификацией, а сотрудничество оказалось на пользу и нам, и Росатому. Еще одна наша совместная работа со специалистами атомной отрасли – разработка и освоение быстроходного блока АЭС в Китае. При этом на «быстроходной» турбине достигнута мощность порядка 1060 МВт, а Росатом реализовал сложнейший объект.
Следующий уровень, который нам потребовалось освоить при работе с быстроходными турбинами, – класс мощности 1200 МВт. Этот показатель был заложен в проект «АЭС-2006». В этой работе я участвовал с самого начала, со стадии постановки задачи. Сергей Владиленович Кириенко, вскоре после назначения в Росатом, собрал группу экспертов и поставил задачу: можно ли на базе освоенного блока мощностью 1000 МВт получить принципиально новые показатели по мощности с разумными затратами и в приемлемые сроки. Переход на другой класс мощности требует едва ли не десять лет работы, то есть задача, которую предстояло решить, была весьма амбициозная. Но, поработав несколько дней с группой экспертов, в том числе специалистов по реакторным установкам, по ядерному топливу и машзалу, мы пришли к выводу: задачу решить можно. И последующая напряженная работа по созданию энергоблока АЭС-2006 показала, что это именно так. Мы выполнили работу по своему направлению; не менее ответственные задачи решили реакторщики, ОКБ «Гидропресс», производители всего основного оборудования. Сергей Владиленович Кириенко сыграл ключевую роль в реализации этого проекта, потому что чрезвычайно важно правильно сформулировать задачу, собрать людей для ее решения. Сегодня новый энергоблок по быстроходной энерготехнологии на Нововоронежской АЭС выдает мощность нового класса – 1200 МВт. В высокой степени готовности блоки Белорусской и Ленинградской АЭС. При освоении головных образцов возникают некомфортные ситуации, но они не носят принципиального характера. Мы все понимаем, что это объективные сложности любого головного изделия. Известная проблема с генератором решена в кратчайшие сроки. На мой взгляд, ее возникновение частично связано с новизной проекта: это рекордный по мощности (1200 МВт) генератор с полным водяным охлаждением. Мы выполнили большой объем расчетных и стендовых исследований, обосновали дополнительные мероприятия по обеспечению надежности нового турбогенератора.
– Насколько удается поддерживать профессиональный диалог с заказчиком и в некомфортных ситуациях, и в режиме обычной работы?
– Что касается диалога в обычном режиме, мы реализуем в компании проект «Развитие инжиниринга», он охватывает и вопросы повышения квалификации, улучшение процессов, дизайн и т. д. Основная задача этого проекта – обеспечить условия постоянного развития конструкторско-технологического потенциала компании, отвечающие современным и перспективным требованиям. Такая система инжиниринга требует взаимодействия с заказчиком практически на всех этапах разработки и создания продукта. Например, до начала проектирования необходим обзор и анализ конструктивных решений и опыта эксплуатации прототипов, формулировка и уточнение технических требований. При необходимости рассмотрение такого обзора проводится с привлечением технических специалистов заказчика, замечания и пожелания которых обязательно учитываются. Эта работа соответствующим образом оформляется, документ подписывает главный конструктор, утверждает его генеральный конструктор. Аналогичным образом организуется работа на других этапах проектирования. В качестве иллюстрации можно упомянуть экспертизу технического проекта тихоходной турбины, которая выполнялась специалистами вузов, институтов и организаций заказчика.
Также важно обеспечить информативную обратную связь на этапе пусконаладки, шеф-монтажа, причем информация должна быть объективной и вызывать грамотные, адекватные действия. Хорошая практика – обмен квалифицированными инженерами, прикомандирование представителя завода на АЭС, и обратное решение: длительная командировка кого-либо из квалифицированных эксплуатационников-турбинистов на завод-изготовитель. Это можно будет сделать в ближайшее время, когда начнется активная стадия разработки тихоходной турбины для АЭС.
Что касается проблемных ситуаций, конструктивное взаимодействие также является единственно продуктивным. Когда возникла проблема со статором генератора Нововоронежской АЭС, мы немедленно провели в «Силовых машинах» технический совет с участием представителей заказчика – АЭС, Росэнергоатома. Мы благодарны А.М. Локшину, А.Ю. Петрову, А.В. Шутикову за выстроенное сотрудничество. Задача технических специалистов поставщика оборудования и заказчика – объективно дать инженерное заключение по всем вопросам, высказать инженерные замечания и обосновать корректирующие действия. На мой взгляд, работа прошла чрезвычайно продуктивно. Последующий успешный выход из сложной ситуации в значительной степени оказался возможен благодаря конструктивному сотрудничеству со стороны заказчика. В этой работе приняли участие ведущие технические специалисты Концерна во главе с А.В. Шутиковым. Мы, со своей стороны, кроме наших специалистов, привлекли ведущих ученых в области электромашиностроения.
– Как известно, «Силовые машины» активно работают и над тихоходной турбиной нового поколения. Зачем продолжать эту вторую «ветвь эволюции», если, по вашим словам, быстроходная технология более прогрессивна?
– Действительно, наша актуальная задача – создание тихоходного агрегата для ВВЭР-ТОИ; головная машина разрабатывается для Курской АЭС-2. Это будет машина класса мощности 1255 МВт. Мы работаем в тесном взаимодействии с Концерном, и нет сомнений, что задача будет решена, если компания может сделать быстроходный блок на 1200 МВт, то реализовать тихоходный блок – посильная задача.
Вообще, вопрос, нужна ли тихоходная турбина, если есть возможность производить быстроходные, неоднозначен. Конструирование, энергомашиностроение, процессы эксплуатации и даже маркетинг – процессы очень многоплановые, со множеством компромиссов. В вопросах чисто инженерных нужно учитывать выходную скорость за последней ступенью, различные потери, эрозионный износ и т. д. Свои преимущества и недостатки есть как у «быстрой», так и у «тихоходной» технологий. Компании-поставщики тихоходных турбин докажут, что их продукт лучше, но точно так же докажут обратное поставщики быстроходной машины. При этом следует отметить, что для энергоблоков сверхбольшой мощности альтернативы тихоходным турбоагрегатам нет.
В тепловой энергетике активное увеличение мощности блоков началось после 1950-х годов. Энергоблоки Siemens, Alstom, советских фирм того времени были быстроходными. Но дальше при попытках выйти на увеличение мощности потребовалось наращивать габариты и массу основных деталей – роторов, цилиндров, лопаток. При высоких требованиях к качеству и характеристикам металла это требует существенного улучшения металлургической технологии, иногда перехода к новой технологии изготовления заготовок основных деталей. Есть классическая формула: когда вы переходите на больший диаметр вала, то число металлургических дефектов возрастает пропорционально кубу диаметра. Увеличили диаметр вдвое – минимум в восемь раз растет вероятность дефектов при сохранении технологии изготовления. Переход к новой технологии или совершенствование существующей приводит к росту себестоимости. В 1950-х годах в мире произошел ряд инцидентов с разрушением роторов турбин на тепловых блоках, и последующее развитие тепловой генерации стало возможно только после освоения новых технологий изготовления заготовок роторов.
Основными причинами перехода от быстроходных турбин к тихоходным компаниями – изготовителями энергооборудования являлись ограничения в длине лопатки последней ступени и возможность получения качественных заготовок основных деталей. Это также одна из причин, почему технология сварных или сборных роторов впервые была развита для тихоходных турбин. Достижения ЛМЗ («Силовые машины») в области быстроходных турбин в первую очередь были основаны на наличии титановой лопатки и освоенной технологии изготовления роторов низкого давления.
Энергомашиностроительные компании, которые пошли на «тихоход», выстроили под эти задачи свои конструкторские бюро, создали инженерные школы, разработали и освоили производственные технологии, что фактически делает для них экономически нецелесообразным возврат к быстроходным технологиям, даже при наличии прогресса в металлургии. Сохранению тихоходной энерготехнологии способствовала многолетняя тенденция роста единичной мощности блоков АЭС.
– Следует ли понимать, что дальнейшая судьба технологий определится ростом мощности энергоблоков?
– Здесь есть ряд вопросов как экономического, так и технического характера. В определенный период главным критерием инвестиционной оценки АЭС стали капитальные затраты на единицу мощности. Снизить этот показатель можно за счет роста единичной мощности. Именно поэтому от турбин мощностью 500 МВт мы последовательно добрались до 1000 МВт, забрались в 1200–1300 МВт. Еще в советское время прорабатывался вопрос о дальнейшем подъеме мощности далеко за пределы 1000 МВт. Я лично держал в руках технические условия, подписанные директором Курчатовского института Анатолием Александровым и замминистром энергетики СССР Федором Сапожниковым, на создание энергоблока мощностью 1800 МВт. Но такой атомный энергоблок, с единой турбиной, даже в наше время не сделать быстроходным, и это опять же аргумент в пользу сохранения консервативной тихоходной технологии, где такая мощность уже достижима. А, например, реакторы РБМК-1500 Игналинской АЭС, где на энергоблоке достигли мощности 1,5 ГВт, были с двумя турбинами, как и наши РБМК-1000. На мой взгляд, опыт американских и европейских компаний сегодня показывает, что «гигантомания» в создании АЭС несколько выдохлась: проекты, где была заявлена единичная мощность более 1,5 ГВт, реализуются медленно, и больше никто не обещает двухгигаваттный блок.
Здесь есть еще один вопрос. Если вы ставите атомный блок большой мощности, то, по правилам работы сети, для обеспечения устойчивости нужно иметь резерв (тепловых или иных электростанций) примерно 25% от номинальной мощности атомного блока. Если ставите блок мощностью 2000 МВт, то надо иметь в резерве тепловой блок 500 МВт мощности или агрегат ГЭС. Кроме того, существенно меняется ситуация с потреблением. В СССР четко определялись балансы, расположение крупных потребителей, сколько тот или иной комбинат будет потреблять мощности днем, ночью. Этот режим можно было корректировать. Но сегодня ряд производств, под которые создавались генерирующие мощности, не работает; изменилась структура энергопотребления в городах. У оператора сети возникают трудности с соблюдением графиков, оптимизацией режима выработки. Так, в Европе активное развитие возобновляемых источников приводит к очень значительным колебаниям в сетях. Отсюда опять же возникает проблема маневрирования мощностью, и эта проблема в той или иной степени будет решаться в том числе и энергоблоками АЭС. Так что вопрос о дальнейшем росте единичной мощности блока, потребность в соответствующей турбине упирается в ряд ограничений. Сегодня наиболее эффективные американские и европейские проекты относятся к классу мощности 1100–1300 МВт.
– Насколько эффективны АЭС в режиме регулирования? Сегодня говорится о возможности маневренной работы блока АЭС-2006, но является ли это естественным режимом для установки такого типа?
– Прежде всего, следует понимать, что маневренная работа атомных блоков большой мощности не должна быть активной: если, например, мощность перспективного блока составляет 1800 МВт, то снижение мощности даже на 20 % это уже минус 360 МВт. Регулировать ситуацию в сети, используя больший маневр мощностью АЭС, невыгодно, во-первых, вы неэффективно используете топливо, во-вторых (это вопрос любой генерации, и тепловой, и гидро), надежность. Маневренные режимы работы приводят к возникновению переменных термических и механических напряжений, негативно влияющих на конструктивную прочность и надежность оборудования. Сами принципы проектирования турбины, которая должна работать в переменных режимах, и машины, работающей в базовом режиме, существенно различаются. К чему приводит использование оборудования, которое сделано для базового режима, но вынуждено работать «маневренно», мне рассказывали и показывали коллеги при посещении новой тепловой электростанции в Германии.
В Германии действует приоритет покупки электроэнергии с рынка возобновляемых источников и лишь затем – с тепловых. Эта станция, созданная для базовой нагрузки, фактически работает в маневренном режиме, и поэтому имеет место большая повреждаемость лопаточного аппарата и необходимость частой замены лопаток. Оператор меняет лопатки раз в год. Маневренные условия работы сопровождаются проявлением процессов усталости, которые приводят к разрушению металла при напряжениях значительно ниже его прочности при статической нагрузке. Поэтому разрушение от усталости при переменных нагрузках является причиной подавляющего количества аварий, порядка 80–90 % всех случаев. Маневренный режим не только для атомных, но и для любых других блоков – это очень деликатный компромисс, жизнь машины в совершенно других условиях. Почти как жить на суше, а потом решить жить в море.
– Какие сложности, «подводные камни» представляет решение задачи обеспечения всей «дорожной карты» строительства российских энергоблоков турбинным оборудованием? Например, компания-лидер обязана нести весьма значительные затраты на обеспечение своего лидерства; но как тогда проходить систему конкурсов, где критерием будет и цена?
– Каких-либо нерешаемых вопросов я не вижу. Во всем мире существует только несколько компаний, которые могут разработать собственный проект, изготовить и запустить в эксплуатацию мощные турбины для АЭС. Российская компания «Силовые машины» входит в их число, что определяет важное место российского атомного энергомашиностроения в мире. По конструкторско-технологическому потенциалу это одна из глобальных энергомашиностроительных компаний, о чем, к сожалению, у нас не всегда помнят. Очевидно, что сокращению сроков проектирования и изготовления способствует серийность оборудования для проекта «АЭС-2006», а в дальнейшем для проекта ВВЭР-ТОИ. Возможности нашего производства также увеличены после ввода в эксплуатацию современного завода с самым передовым станочным оборудованием и технологиями, включая технологию для изготовления сварных роторов. Надо сказать, что уровень наших инвестиций в новый завод составил несколько сотен миллионов долларов. Большой объем средств компания направляет на научные исследования с целью повышения технического уровня, сокращения сроков проектирования и изготовления, снижения себестоимости. Широко применяется метод проектирования DtC (Design to Cost), внедряется разработанный в компании метод проектирования DfC (Design for Competition), эти методы важны для выполнения ценовых требований конкурсов.
Цена является важным, но не единственным критерием принятия решений. Срок службы оборудования АЭС составляет 30–60 лет, а при продлении ресурса и больше. Необходимо иметь возможность обеспечения запчастями, проведения модернизаций оборудования, анализа и устранения причин нештатных ситуаций и т.д. в течение десятилетий. Если вы поставили АЭС за рубеж и использовали там российское оборудование, то в течение полувека и более вы имеете «привязанную» к себе страну. Именно вы как поставщик турбины разрабатываете пакеты модернизаций, формулируете идеи, которые позволяют повысить КПД, экономить топливо. Кто, кроме вас, сможет на вашем оборудовании осуществить модернизацию, тем более на АЭС? Поэтому сохранение и поддержка российского производства турбин – это инструмент долгосрочной российской политики. Есть ли необходимость рассматривать конкурентов, например, из развитых азиатских стран? Понятно, что в Росатом стекаются предложения со всего мира, но, как я говорил ранее, партнерство только с экономической точки зрения создает большие риски в долгосрочной перспективе.
– Видны ли «узкие места» в серийном производстве энергетического оборудования?
– У нас таких узких мест нет. Тем более что активного развития тепловой энергетики сейчас не происходит; развитие в гидроэнергетике также сбавило темп, и лишь атомная генерация продолжает активную стройку. «Силовые машины» заблаговременно сделали очень большие инвестиции, построен новейший завод в поселке Металлострой под Петербургом. Это площадка с новым оборудованием, там реализована технология сварных роторов. В цеха и производственное оборудование уже заложен резерв для роста: если вдруг у заказчика появится потребность в повышении единичной мощности оборудования, мы сможем быстро отреагировать на этот запрос. Поэтому принципиален лишь вопрос загрузки – давайте работу!
– Одна из последних тенденций – стремление довести период эксплуатации российских энергоблоков до столетнего срока. В какой мере это вызов для энергомашиностроителей?
– Я в свое время делал доклад на научном совете у академика Аганбегяна, посвященный ресурсу оборудования. В этом докладе приводил цифры, какой процент оборудования вырабатывает нормативный срок, что можно продлевать. Статистика показала, что мы имеем нарастающую долю старого оборудования, оно проектировалось на 15–30 лет (100–200 тыс. часов) эксплуатации, а работает уже 40 и более лет. Ресурс оборудования в атомной энергетике устанавливался в 30 лет, и мы знаем, насколько сложной и дорогостоящей становится проблема продления ресурса для этих блоков. Есть старые маленькие турбины, которым по 80 лет, и их тоже не выкинуть. Даже если оценить затраты на ремонт и эксплуатацию, все равно замена крайне затруднительна, их огромное количество. И доля такого оборудования нарастает. В 1960-е годы был скачок индустриализации, резко выросла потребность в электроэнергии, надо было организовать массовую генерацию в тепловой, а потом и в атомной энергетике. В приоритете были объемы. Теперь, имея установленную мощность и понимая, что вывод АЭС из эксплуатации потребует затрат, мы видим, что приходящий из прошлого долг ложится тяжелым грузом на будущие поколения. Поэтому мы действительно должны научиться принципиально по-новому ставить задачи по увеличению ресурса реакторов, турбоагрегатов и стремиться к сверхбольшим срокам эксплуатации.
Тема создания оборудования на ресурс в 100 лет озвучена японцами еще лет двадцать назад применительно к паровым блокам. Мы должны говорить о принципиально новых подходах к проектированию и созданию машин – задействовать модульный принцип, позволяющий устаревшую часть заменить на что-то другое, сразу учитывать возможность модернизации, минимизацию затрат в последующие 100 лет. Это принципиально новая философия проектирования, которой должны заниматься профессиональные коллективы на очень высоком уровне.
Можно ли решить вопрос столетней перспективы созданием резервных фондов, например, сделав заготовки роторов и положив на склад до будущих времен? При таком подходе мы просто омертвляем деньги; это не технический, а экономический вопрос. Уверен, что в ближайшие годы тема сверхбольшого ресурса для вновь создаваемого оборудования станет важной и потребует на первом этапе глубокой научной проработки принципиально новых методов разработки и проектирования оборудования как ядерного, так и турбинного острова АЭС.
В целом научно-техническое и инженерное взаимодействие нас как предприятия-изготовителя и Росэнергоатома как заказчика должно выстраиваться еще активней. Мы являемся исполнителями, а Росатом – заказчик. Но наша совместная работа – это «наши» общие энергоблоки, где мы остаемся вместе и в победах, и в трудностях. Именно такое отношение к общей работе по созданию и развитию российских технологий АЭС и должно культивироваться.
Алексей Комольцев для журнала РЭА
