Участники дискуссии ИННПРОМ-2026 «Типовые проекты энергоблоков – базис энергомашиностроения» обсудили актуальные вопросы энергомашиностроения применительно к тепловым (газовым и паровым) турбинам, затронув такие аспекты, как востребованность и перспективы применения типовых проектов для российских объектов генерации, роль государства в разработке и реализации решений для энергетического машиностроения, создание базы типовых проектов, плюсы и минусы типизации проектов энергоблоков в разрезе КАПЕКС, ОПЕКС, сервисного обслуживания и ремонта. В работе приняли генеральный директор компании «Силовые машины» Алексей Подколзин, генеральный директор «Газпром энергохолдинг индустриальные активы» Дмитрий Лисняк, первый заместитель генерального директора ВО «Технопромэкспорт» Игорь Сокоушин, руководитель департамента инжиниринга «Т Плюс» Константин Фролагин. Модератором и активным участником дискуссии выступил Александр Таничев, генеральный директор, «Интер РАО – Машиностроение»
Кризис назрел
– По нашему убеждению, в отрасли назрела острая необходимость системного подхода к реализации строительства и модернизации новых и существующих энергоблоков, – заявил модератор, генеральный директор «Интер РАО – Машиностроение» Александр Таничев. – Одной из ключевых текущих проблем является высокая стоимость возведения новой генерации, сопровождаемая чрезмерно длительными сроками строительства. Это, скажем так, подводит нас к осознанию технической необходимости унификации проектов. Сегодня каждый проект уникален, индивидуален, что, на наш взгляд, неоправданно. Одним из возможных решений видится типизация блоков. Именно об этом мы сегодня и поговорим.
Позвольте кратко охарактеризовать структуру «Интер РАО – Машиностроение» («Интермаш»), которая объединяет шесть крупных заводов: Уральский турбинный завод, ЭЛСИБ, «Современные технологии газовых турбин» (СТГТ), «Русские газовые турбины», а также два трансформаторных завода – в Санкт-Петербурге и Воронеже. Особенность «Воронежского трансформатора» заключается в выпуске не только силовых, но и тяговых трансформаторов. В частности, тяговый трансформатор, предназначенный для высокоскоростных магистралей, представляет собой знаковый шаг в развитии именно Воронежского трансформаторного завода. Что касается кадрового состава, мы неуклонно приближаемся к отметке в 7 тыс. сотрудников. Это уже значимая цифра, хотя нам, безусловно, есть куда расти. Мы продолжаем активный набор персонала, создаём новые рабочие места, вкладываем существенные средства в модернизацию производства и открываем новые производственные линии. В частности, в текущем году ожидаем ряд интересных событий, о которых расскажем позднее.
Возвращаясь к теме стандартизации блоков, позволю себе краткий исторический экскурс в практику Советского Союза – это крайне поучительная школа, к которой нам стоило бы прислушаться. Рассмотрим динамику ввода и вывода мощностей тепловых станций в единой энергетической системе сначала СССР, затем Российской Федерации с 1960 по 2030 год. В советский период было построено множество блоков различной мощности – от 100 до 800 МВт, и даже один блок на 1200 МВт на Костромской ГРЭС. Этот пример – исключение, но он убедительно демонстрирует, что подобные блоки технически реализуемы даже на тепловых станциях, хотя вопросы надёжности системы при таких мощностях остаются дискуссионными. Хочу подчеркнуть: одной из самых массовых машин стала паровая турбина Т-100 производства Уральского турбинного завода. УТЗ выпустил порядка двухсот пятидесяти агрегатов, что, по сути, говорит о многом.
Следующий показательный момент: все слышали о блоках К-200 и К-300, но далеко не все знают, что оборудование на этих блоках было разнородным. Основные паровые турбины поставлялись как Ленинградским металлическим заводом, так и Харьковским турбоатомом. На трёхсотках преобладали турбины ЛМЗ, генераторы – «Электросилы» и «Электротяжмаша», а на некоторых блоках – генераторы ЭЛСИБ. Тенденция такова: на блоках 110 и 120 МВт преимущество в турбинах было у ХТЗ (200 МВт), на трёхсотках – у ЛМЗ. Блоки Т-250 – это продукт ХТЗ. Однако, говоря о стандартном блоке К-200 или К-300, важно отметить: они существенно отличались друг от друга, что подтверждается множеством примеров. Разница между К-300 ХТЗ и К-300 ЛМЗ весьма значительна. Имею в этой области определённый опыт: в предыдущей деятельности я занимался модернизацией блоков К-200 и К-300 с заменой цилиндров высокого давления и глубокой модернизацией цилиндров среднего давления.
Что касается постсоветского периода, то существенным изменением в структуре единой энергосистемы стали программы ДПМ-1, в результате которых появилось огромное количество генерирующего оборудования иностранных производителей: General Electric, Siemens, Alstom, Mitsubishi, а также в меньших объёмах Ansaldo, Solar и Rolls-Royce. К 2018 году доля иностранного оборудования в блоках ПГУ достигла порядка 70 %, а на станциях было установлено около 500 газовых турбин зарубежного производства. При этом образовался так называемый «зоопарк» – огромное разнообразие типов турбин. После 2022 года мы воочию увидели основные последствия этого «зоопарка»: сервисное обслуживание данных машин стало крайне проблематичным. Вопросы решаются сейчас, после ухода основных производителей, но ситуация остаётся сложной. Расширенная инспекция – тема, уже неоднократно поднимавшаяся, в том числе на совете производителей энергии. Генеральный директор «Газпром Энергохолдинга» Денис Фёдоров отметил, что стоимость одной расширенной инспекции, а фактически их требуется две, сравнима с первоначальной ценой закупки турбины. Разумеется, цены изменились, однако порядок цифр становится очевидным.
Что же мы делаем? С 2022 года курс на технологический суверенитет приобрёл особую актуальность. Мы обязаны говорить о запуске серийного производства российских газовых турбин. Сегодня эта тема прозвучит особенно весомо. Представлены новые решения в проектах газовых турбин. В настоящее время в производстве находятся несколько типоразмеров отечественных газовых турбин. Коллеги подробно расскажут об этом. Мы ожидаем пуск первой из этих машин буквально в ближайшее время. ГТ-110 я не беру в расчёт – они уже вводятся в эксплуатацию; пуск новых моделей состоится ориентировочно в начале следующего года.
Исходя из этого, мы переходим к теме масштабирования. Блоки работают. Тема стандартного блока отнюдь не нова. Во времена ДПМ-1 у нас уже существовало несколько типовых решений. В частности, блок ПГУ-4, начавшийся с первого блока Северо-Западной ТЭЦ. Затем по этой схеме были реализованы второй блок Северо-Западной ТЭЦ, два блока Калининградской ТЭЦ-2, несколько блоков в ТГК-1 (Южная, Правобережная), блоки в «Мосэнерго» на ТЭС-27 (схема «два плюс один»: две газовые турбины на одну паровую). В «Т Плюс» также строились блоки по схеме «один плюс один» на Ижевской, Владимирской, Пермской и других станциях. Всё это можно с полным основанием считать типовыми блоками. Возвращаясь к «Интер РАО – Машиностроение», подчеркну: наличие соответствующих заводов в составе компании позволяет нам поставлять основное энергетическое оборудование для типового блока. С учётом двух типоразмеров турбин – средней и большой мощности – возможны два типа блоков: моноблок «один плюс один» (газовая турбина плюс одна паровая) средней мощности и дубль-блок «два плюс один» также средней мощности. Аналогично для турбин большой мощности: моноблок «один плюс один» и дубль-блок на базе ГТ-185 (схема «два плюс один»). Показатели КПД в комбинированном цикле очевидны. Всё основное оборудование – газовые турбины, паровые турбины, генераторы, трансформаторы, котлы-утилизаторы – входит в объём поставок, производимых предприятиями, входящими в контур группы «Интер РАО».
Исходя из этого, замечу: Россия – страна огромная. У каждого региона есть свои климатические, географические и социальные особенности, включая возможности привлечения персонала для эксплуатации. Это чрезвычайно важный момент. Все перечисленные факторы оказывают заметное, а порой и существенное влияние на проекты строительства энергетического оборудования. Особенно остро сегодня стоит вопрос энергоснабжения юга Российской Федерации. Хочу отметить, что «Технопромэкспорт» уже реализовал ряд значимых проектов для Южного региона, в том числе строительство Ударной ТЭС, а ранее – Таврической и Балаклавской ТЭС.
Традиции хорошо, эффективность лучше
– Хотелось бы подробнее остановиться на оборудовании, которое мы используем в настоящее время. Речь идет о газотурбинных технологиях в составе парогазового цикла (ПГУ), – отметил Игорь Сокоушин, первый заместитель генерального директора ВО «Технопромэкспорт». – В нашем распоряжении один блок открытого цикла с отечественной машиной производства ОДК – ГТД-110М. Мы планируем закладывать в наши проекты ряд концептуальных решений, которые соответствуют сегодняшним требованиям рынка, и в том числе связаны с типизацией. В советский период применялась строго типизированная линейка оборудования: от блоков докритических параметров мощностью от 50 до 200 МВт с редко меняющимися стандартами, что обеспечивало широкое использование, до сверхкритических агрегатов на 300, 500 и 800 МВт. Однако сегодня мы вступили в иную эпоху – эпоху газотурбинных технологий. Требования к энергоэффективности, экономичности блоков и их обслуживанию существенно возросли. Поэтому я сосредоточусь именно на газотурбинных установках.
На текущий момент мы выделяем четыре ключевых элемента линейки оборудования. Первый – машина на базе ГТ-170, прототипом которой является Siemens V94.2. Такие агрегаты, начиная с Северо-Западной ТЭЦ, представлены на наших крымских станциях, где установлены машины уже восьмой серии. Второй – ГТЭ-65, которая готовится к выпуску и поставке на «Т Плюс» и «Силовые машины». Третий – две машины линейки ОДК на базе ГТА-25: это производная от авиационного двигателя, адаптированная для энергетического рынка и широко используемая. И четвертый – ГТД-110М, первый серийный образец которой эксплуатируется на ТЭЦ «Ударная». Да, эта машина пока проходит стадию «детских болезней» – мы продолжаем доработку совместно с коллегами, но она займет достойное место в диапазоне от 25 до 200 МВт.
Что касается машин на базе Siemens V94.2, в России насчитывается более сорока блоков. Они присутствуют практически во всех крупных энергетических компаниях: «Интер РАО», «Газпром энергохолдинг». Мы эксплуатируем шесть таких машин: четыре из них – производства Siemens SGT5-2000E (на площадях СТГ), две – пятой серии. Пять машин работают в «Т Плюс» и других компаниях. Накопленный опыт значителен, и мы видим возможность объединить его для выработки единого подхода, унификации и типизации блоков, особенно в компоновке силового острова. По машинам до 100 МВт: на базе ГТА-25 выпущено и эксплуатируется более 37 машин по всей России. ГТД-110М пока работает лишь в трех компаниях: «Интер РАО», Технопромэкспорт и планируется на ОГК-2 (Новочеркасская ГРЭС) с плановым вводом первой машины в 2027–2028 годах.
Мы убеждены, что возможности для типизации блоков существуют. Многое определяется территориальным размещением, сейсмикой и климатическими условиями. Это может быть открытая или закрытая компоновка, дубль-блочное или модульное исполнение, как в случае с ГТА-25. Совместно с Институтом «Зарубежэнергопроект» мы уже работаем над типовыми решениями для новых блоков на Таврической и ТЭС «Ударная», унифицируя компоновку основного оборудования. Единственным отличием, обусловленным системой охлаждения, станет расположение паровой турбины: в одном случае поперечное, в другом – продольное, так как применяется воздушно-конденсационная установка. Это приведет к изменениям. От типового решения до окончательного проектного, необходимого для государственной экспертизы, предстоит уточнить конфигурацию: необходима ли теплофикация или это конденсационная установка, требуется ли испарительная градирня, система сухого охлаждения или комбинированная. Схема выдачи мощности также влияет на расположение основного оборудования. Вариативность технических решений может достигать 120 вариантов. Наше видение – типизировать несколько ключевых решений: дубль-блок, моноблок, открытая и закрытая компоновка. На их основе можно развивать проекты с учетом специфики размещения.
У типовых проектов есть как плюсы, так и минусы. Преимущества – это сроки. Применяя типовые решения, мы оперативно оцениваем проектные проработки, определяем затраты на реализацию, а при одинаковых климатических зонах влияем на стоимость проектирования. Впоследствии унифицированный состав оборудования и компоновки сокращают расходы на обучение персонала, упрощают обслуживание и сервис. Однако недостатки тоже очевидны: чрезмерность проектных решений – закладывание избыточных элементов (каркас здания, вспомогательное оборудование) для соблюдения линейки. На сроки выпуска оборудования это не повлияет, так как оно подбирается под климатику и сейсмику. С коллегами из «Силовых машин» мы отрабатываем эти нюансы: разница строительства в Крыму и Сибири будет, равно как и влияние сейсмичности. Возможно снижение конкуренции при типизации: адаптировав решения под конкретное оборудование, сложно менять его, не теряя преимуществ в сроках и CAPEX.
По нашему мнению, применение типовых проектов целесообразно, и мы предлагаем это сделать на базе силового острова. Также рекомендуем производителям основного оборудования разработать типовые компоновочные решения по обвязке ТЭС с несколькими вариантами взаимного расположения. В работе с проектными институтами всегда встает вопрос: есть ли типовые альбомы для применения? В советское время, да и при использовании иностранных турбин, у нас были каталоги. Это позволяло проектному институту оперативно оценить компоновку без глубокого погружения в детали.
И последнее предложение: мы наблюдаем на рынке возможности снижения затрат. Типизация направлена прежде всего на уменьшение капитальных расходов при строительстве. Это разработка линейки паровых машин на низком фундаменте с осевым или боковым выхлопом, как применяется за рубежом. Каждый метр высоты здания сокращает капитальные затраты: на фундаменты, колонны, стеновые ограждения, строительный объем инженерных систем и прочее. Рассмотрение таких типовых решений позволит сократить как сроки строительства, так и затраты.
– В 2024 году была введена в эксплуатацию ТЭЦ «Ударная», повысившая надежность энергоснабжения Краснодарского края и Республики Крым. Планируете ли вы строительство второго энергоблока и какой эффект видите от применения аналогичных газовых турбин?
– Игорь Сокоушин: Опыт применения на ТЭЦ «Ударная» воздушно-конденсационной установки зарекомендовал себя с лучшей стороны. Этот метод, как уже поднималось на уровне Министерства энергетики, будет использован и «Газпром энергохолдингом» на своих объектах. Он позволяет существенно оптимизировать затраты на собственные нужды. Поэтому мы придерживаемся на ТЭЦ «Ударная» того же технологического решения – с воздушно-конденсационной установкой паровой турбины осевого выхлопа. Однако при строительстве третьего блока мы пересмотрим компоновочные решения. Это связано с оптимизацией эксплуатационных затрат: снижением длины кабельных трасс и эстакад. Ранее у нас были два отдельных корпуса – газовых и паровых турбин; теперь мы будем размещать их в одном корпусе. Немаловажно и то, что это продиктовано условиями безопасности, которые необходимо применять сегодня. За последние годы мы строили объекты, исходя из мирной ситуации в стране. К сожалению, наши станции испытали внешнее воздействие, и мы теперь понимаем, какие крит
ические узлы уязвимы и как их защищать. В советское время многие решения применялись, но с учетом минимизации CAPEX мы упростили схемы. Однако с учётом сегодняшней обстановки отказ от этих решений теперь видится преждевременным.
Не рискуйте в зоопарке
– Приветствую инициативу коллег из «Интермаша» поднять животрепещущую типизации в энергомашиностроении, расскажу об опыте нашей компании, – отметил руководитель департамента инжиниринга ПАО «Т Плюс» Константин Фролагин. – ПАО «Т Плюс» эксплуатирует 52 электростанции, включая теплоэлектроцентрали (ТЭЦ) и государственные районные электростанции (ГРЭС). Ярким примером стратегического партнерства стало недавнее подписание контракта между «Т Плюс» и «Уральским турбинным заводом» (УТЗ) на поставку паровой турбины Т-31. Данное оборудование будет интегрировано в инновационный парогазовый энергоблок Пермской ТЭЦ-14, где турбина УТЗ будет работать в связке с первой отечественной газовой турбиной F-класса ГТ-60.
Глобальный тренд сегодня – опережающий рост потребления электроэнергии. За последние два года мировой спрос увеличился на 4%, аналогичная динамика наблюдается и в России. Согласно Генеральной схеме размещения объектов электроэнергетики, прогнозируемый прирост установленной мощности в стране до 2042 года составляет порядка 88 ГВт. При этом значительную долю парка составляют импортные газотурбинные установки (ГТУ). Высокая степень разнородности оборудования создает «зоопарк» технологий: в нашей компании эксплуатируются турбины различных модификаций от ведущих мировых концернов, что требует уникальных сервисных решений. Текущая геополитическая обстановка привела не только к росту стоимости обслуживания, но и к возникновению критических рисков, связанных с зависимостью от зарубежных поставок запчастей и специализированного программного обеспечения.
Разнотипность парка – это системный риск. Единственным эффективным решением мы видим переход на единый типоразмерный ряд отечественных ГТУ. Для компании, работающей в режиме когенерации, оптимальны два базовых решения: блок ПГУ-105 (газовая турбина 60–80 МВт) и блок ПГУ-230 (газовая турбина 150–180 МВт). На текущий момент сформирован портфель потенциальных площадок для реализации таких проектов. Отраслевая программа до 2030 года уже включает использование турбин ГТ-65 («Силовые машины»), ГТД-110 (ОДК) и ГТ-170 («Силовые машины»). Однако для производителей необходим гарантированный долгосрочный спрос за пределами этого горизонта планирования.
Преимущества когенерации перед раздельной выработкой тепловой и электрической энергии очевидны: экономия топлива достигает 20–30%. В удельном выражении это обеспечивает экономию около 50 кг условного топлива на 1 МВт·ч и снижение выбросов CO2 на 80 кг на 1 МВт·ч ежегодно. Типизация в сервисном обслуживании обладает рядом неоспоримых преимуществ:
- Стандартизация ЗИП и формирование единых складских запасов.
- Унификация регламентов, графиков и программ обучения ремонтного персонала.
- Сокращение сроков ремонтов за счет отработки технологий.
- Развитие сервисной конкуренции и, как следствие, снижение затрат.
- Внедрение единого ПО для цифрового мониторинга и предиктивной диагностики.
К потенциальным рискам следует отнести ограниченную гибкость при адаптации к нестандартным площадкам, вероятность тиражирования конструкторских ошибок на всю серию, возможную зависимость от одного поставщика и сложности при масштабной модернизации всей линейки. Тем не менее, системные выгоды значительно перевешивают данные издержки.
Роль государства как регулятора и крупнейшего заказчика должна заключаться в создании нормативной базы, обеспечении финансовой поддержки через механизмы гарантированного возврата инвестиций и формировании долгосрочного отраслевого заказа. База для создания типовых проектов должна опираться на советские инженерные школы (ВТИ, ЦКТИ), эксплуатационную статистику и передовые технологии: BIM-моделирование, цифровые двойники, 3D-печать компонентов, создание гибридных схем (тепловая генерация в сочетании с ВИЭ) и применение адаптивных систем управления.
Наше предложение заключается в разработке отраслевой программы модернизации ТЭЦ, основанной на установке блоков ПГУ-105 для городов с населением 70–300 тыс. человек и ПГУ-230 для агломераций свыше 300 тыс. жителей, с закреплением механизмов инвестиционного финансирования на государственном уровне.
– Мировой опыт возведения ПГУ свидетельствует, что средний временной горизонт составляет порядка 15–18 месяцев. Опираясь на собственный профессиональный опыт, могу подтвердить, что под моим руководством был реализован проект ПГУ мощностью 410 МВт, путь которого от «нулевого цикла» до ввода в эксплуатацию занял всего 13 месяцев, хотя в России строительство энергоблока занимает около пяти лет. Какие системные меры, на ваш взгляд, позволят отечественным генерирующим компаниям выйти на сопоставимые стандарты эффективности?
– Константин Фролагин: Вы абсолютно правы, сегодня процесс – от формирования концепции проекта до ввода объекта в эксплуатацию – растягивается на пять лет. Ключевым инструментом трансформации данного процесса является переход к типовым проектным решениям. Наличие готового, апробированного проекта, требующего лишь адаптации (привязки) к конкретной площадке, позволит существенно оптимизировать административные процессы, в частности, переход к упрощенной схеме получения разрешительной документации на строительство. Более того, для строительных организаций работа по тиражируемым проектам станет залогом профессиональной отточенности процессов: многократное воспроизведение идентичных технических решений гарантирует логистическую четкость и системность монтажных работ. Синхронно с этим, долгосрочное планирование заказов обеспечит предсказуемость для производителей оборудования, позволяя им соблюдать жесткие графики поставок. Комплексная реализация этих факторов неизбежно приведет к радикальному сокращению цикла – ср
оки реализации проектов ПГУ, включая стадию проектирования, могут быть оптимизированы до 18 месяцев.
Сила есть, машину надо
– За последние годы сформировалось несколько ключевых векторов конструкторской мысли, задающих траекторию нашего развития, – отметил генеральный директор ПАО «Силовые машины» Алексей Подколзин. – Значительный пласт наших задач сосредоточен на модернизации тепловых электростанций. Касательно типовых проектов: если советский опыт опирался на типизацию, то она была своеобразной – множество заводов выпускали абсолютно разные машины. Чтобы систематизировать процесс модернизации, мы внедрили модульный подход. Мы проектируем решения на базе набора унифицированных модулей, адаптируя их под конкретные параметры оборудования, выпущенного в разные десятилетия. Это позволяет повышать КПД устаревших агрегатов на 2–3% и внедрять технологические решения следующих поколений, наращивая мощность действующего оборудования.
Второе направление – новое строительство и разработка инновационных паровых турбин. Здесь мы видим две магистральные стратегии. Первая – оптимизация капитальных затрат (CAPEX). Мы разработали решения, позволяющие сократить количество цилиндров в новых блоках: турбины, ранее имевшие четыре цилиндра, теперь могут проектироваться на трех, пяти – на четырех, а малые агрегаты – с двух до одного. Это существенно снижает стоимость строительства при сохранении прежних показателей КПД.
Второй вектор – переход на новый технологический уклад с повышением параметров пара, в частности, строительство блоков на базе суперсверхкритических параметров (ССКП). Это принципиально иной подход, направленный на качественный рост КПД. Мы стоим перед стратегической развилкой: либо мы тиражируем предыдущее поколение техники, максимально экономя CAPEX в краткосрочной перспективе, но фактически консервируя старый технологический уклад на следующие 40–60 лет; либо мы инвестируем в новые технологии, где рост КПД с запасом перекрывает увеличение начальных затрат. По нашим расчетам, экономическая эффективность ССКП-блоков выше, однако отсутствие массового опыта эксплуатации и необходимость освоения производства делают этот путь сложным вызовом для всей отрасли.
Анализируя Генеральный план до 2042 года, мы видим, что фокус смещен в сторону модернизации при малых объемах нового строительства. В сегменте эффективной угольной генерации мощностью 300–800 МВт требуются конкретные серии типовых проектов, однако общая картина спроса требует глубокого отраслевого обсуждения и долгосрочного планирования, лишенного текущей краткосрочности.
Ситуация с газовыми блоками выглядит более определенной: серийное производство парогазовых установок (ПГУ) перспективно. Наша стратегия предусматривает модернизационный потенциал для каждой газовой турбины. К примеру, ГТ-65 имеет задел для перехода на показатели ГТ-76 или ГТ-80 через сервисное обслуживание и замену проточной части без полного перепроектирования станции. ГТ-170 с 2029 года будет выпускаться в модификации 190 МВт, при этом все ранее произведенные машины могут быть доведены до этих параметров. Что касается ГТ-300, сейчас мы разрабатываем эскизный проект и технико-экономическое обоснование, ожидая от генерирующих компаний гарантий спроса. Реализация этой программы потребует 10–12 лет непрерывной работы.
Резюмируя по паровым машинам: внедрение ССКП позволяет повысить КПД энергоблоков на 3,5–4% и снизить удельный расход топлива на 7,5–8%, что напрямую влияет на сокращение выбросов CO2. Срок поставки такого оборудования составляет четыре года. Мы убеждены, что необходимо переходить к новому технологическому укладу, а не эксплуатировать решения вчерашнего дня. Нам требуется понимание долгосрочного заказа, основанное на расчетах жизненного цикла – CAPEX, эксплуатационных затратах и надежности. Текущая практика принятия решений через краткосрочные отборы, часто не скоординированные между инженерными центрами генерирующих компаний, препятствует выработке единой стратегической линии развития российской энергетики.
На текущий момент мы, по сути, продолжаем «зоопарк» разрозненных технологических решений, лишенных общего стратегического вектора. Для эффективного развития энергомашиностроения необходимо внедрение долгосрочного государственного и отраслевого заказа, подкрепленного единой политикой. Нам следует отказаться от консервации устаревших укладов, опираясь исключительно на перспективные технологии. При этом приоритетным принципом должна стать экологическая ответственность: отказ от сиюминутных выгод в пользу долгосрочных экологических стандартов. Данные тезисы являются лишь контуром политики, которая, к сожалению, сегодня практически отсутствует в публичном поле.
Важным аспектом остается защита интеллектуальной собственности. Как компания, инвестирующая значительные средства в НИОКР (наше КБ насчитывает 1 000 специалистов), мы сталкиваемся с дилеммой: если рынок требует типовых решений, необходимо создать прозрачный механизм возврата инвестиций в разработки. Очевидно, что финансовая нагрузка распределяется на потребителя, однако при стандартизации важно обеспечить устойчивость воспроизводства инноваций. Моя цель – не дать готовые ответы, а стимулировать отраслевое сообщество к широкой дискуссии.
Рассматривая советский опыт типового строительства электростанций (блоки серий К-200, К-300, К-500, К-800), можно выделить ключевые преимущества: долгосрочное планирование, высокая предсказуемость исполнения контрактов, относительная дешевизна и исключительная надежность оборудования. Обратной стороной этой системы была технологическая стагнация: медленный переход от инновационных идей к их массовому внедрению. Несмотря на лидерство СССР в разработке первых газовых турбин, процесс их коммерциализации был чрезмерно затянутым. Наша задача сегодня – найти баланс, сочетающий системность планирования с гибкостью адаптации современных технологий.
Примером успешного, хоть и сложного перехода, может служить опыт ЛМЗ по созданию газовой турбины ГТ-150 для ГРЭС им. Классона. Этот проект, реализованный при участии ВТИ, продемонстрировал возможности конструкторской школы в трансформации энергетического уклада. В нынешних условиях компетенции «Силовых машин», охватывающие весь спектр оборудования – от газовых и паровых турбин до генераторов и котлов-утилизаторов, – позволяют реализовывать комплексные, высокоинтегрированные проекты. Комплектные поставки значительно ускоряют реализацию проектов за счет оптимизации обмена конструкторскими данными. Интеграция модернизационного потенциала непосредственно в проект (например, при строительстве ПГУ на базе ГТ-190) позволяет планировать развитие станции на годы вперед. В отличие от схемы, при которой оборудование закупается разрозненно – что зачастую ведет к повторению вчерашних технологических решений, – комплексный подход позволяет проектировать «силовые острова» с заделом на будущее.
Модульность является ключом к эффективности. Использование унифицированных цилиндров для различных типов паровых турбин позволяет сокращать номенклатуру уникальных деталей и оптимизировать производственные процессы. Концепция «минус один цилиндр» – яркий пример того, как применение проверенных модулей повышает надежность при создании нового оборудования. Главная выгода типовых проектов заключается в прогнозируемости спроса. Многолетняя цикличная нестабильность («то густо, то пусто») препятствует развитию материально-технической базы. Типовой проект обеспечивает долгосрочную загрузку мощностей: наши поставщики, зная требования к компонентам (например, к литью или поковкам), могут выстраивать долгосрочные производственные программы. Это неизбежно приведет к сокращению сроков поставки, снижению себестоимости и, что наиболее важно, к повышению общего технологического уровня всей энергетической отрасли.
Новое, но понятное
– Для нас направление электроэнергетики является новым, но полностью понятным: речь идет об адаптации нашей турбины для привода электрогенератора в интересах энергетического сектора, – отмечает генеральный директор компании «Газпромэнергохолдинг Индустриальные Активы» Дмитрий Лесняк. – Индустриальный актив «Невский завод» является производителем газотурбинных установок «Ладога» мощностью 32 МВт, которые активно и эффективно работают в газотранспортной системе. Задачи по обеспечению газоперекачивающих агрегатов для нас давно решены и отработаны. Возможность расширения сферы применения данной турбины под генерацию стала предметом детальной проработки по поручению министра энергетики Сергея Цивилёва, который посетил наше производство около года назад.
Это не была инициатива в рамках факультативной работы: к исследованию мы привлекли экспертов МЭИ. Совместно с коллегами в два этапа была просчитана производственно-техническая, конструкторская и экономическая целесообразность проекта. Согласно Генеральной схеме размещения объектов электроэнергетики до 2042 года, до 2037 года запланирован ввод восьми агрегатов мощностью 32 МВт. Проведенный анализ подтвердил возможность адаптации двигателя по двум сценариям: классическому – с применением редукторной схемы, и второму – посредством модернизации проточной части.
На текущий момент в газотранспортной системе эксплуатируется 80 агрегатов «Ладога», чья суммарная наработка достигла почти 2 млн часов. Мы преодолели все этапы освоения технологии, изучили поведение турбины во всех климатических зонах: от высокогорья до экстремальных широт. Учитывая уход западных поставщиков, мы провели масштабную работу по импортозамещению, и сегодня уровень локализации «Ладоги» составляет 99%. К 2027 году ожидается завершение локализации производства рабочих лопаток и прохождение обязательных ресурсных испытаний критически важных узлов объемом 5000 часов, что является необходимым условием подтверждения надежности согласно стандартам «Газпрома».
По расчетам МЭИ, окупаемость установки в цикле ГТУ составляет 7 лет, в цикле ПГУ – 9 лет. Турбина конкурентоспособна, и стоимость генерируемой электроэнергии будет находиться в пределах рыночного диапазона. Но в вопросе о потенциале серии следует признать: восемь агрегатов до 2037 года не позволяют говорить о серийности в классическом понимании. Производственная мощность «Невского завода» достигает 10 агрегатов в год, и наша задача – обеспечить дозагрузку мощностей. Мы уже прорабатываем запросы на поставку турбин для промышленной и распределенной генерации, что позволит диверсифицировать применение нашего оборудования.
Ключевым фактором для развития энергетического машиностроения является стандартизация энергоблоков и их вспомогательного оборудования. Сегодня при реализации подобных проектов мы сталкиваемся с риском высокой вариативности вспомогательных систем – до 80%. Для успешной реализации стратегии необходимы долгосрочное планирование, исключающее изменения условий, и подписание отраслевых рамочных договоров. Это позволит окончательно завершить локализацию, укрепить доверие поставщиков, унифицировать компоненты – от корпусных деталей до вспомогательного оборудования – и, как следствие, существенно снизить себестоимость и повысить эксплуатационную надежность энергетических комплексов.
– Способствует ли монополизация производителей оборудования типизации решений и снижению их многообразия?
– Алексей Подколзин: В вопросе типизации необходимо разделять стандартизацию процессов и жесткое ограничение рынка. Если под типизацией мы понимаем профессиональные стандарты, квалификационные требования и строгую аттестацию персонала, то такая унификация безусловно необходима. Она должна динамично развиваться вместе с обновлением технологий.
Ключевая задача – исключить работу непрофессиональных подрядчиков, чьи услуги отличаются низкой стоимостью при сомнительном качестве. Однако полное закрытие рынка для сторонних организаций нецелесообразно. Компетенции компании сосредоточены не в ее «вывеске», а в людях. Профессиональный уровень организации определяется непрерывным обучением сотрудников и регулярной переаттестацией. Только те компании, которые подтверждают наличие квалифицированного кадрового состава, должны допускаться к выполнению профильных работ. Стратегически верный путь заключается не в искусственном ограничении состава игроков, а в создании строгой системы профессионального отбора.
– Александр Таничев: Исторический опыт отечественной энергетики показывает эффективность существования сети специализированных проектных и наладочных институтов – ВНИПИэнергопром, ВТИ, ЦКТИ, ОРГРЭС, а также профильных ремонтных и монтажных компаний. Типовые проекты, например, энергоблоки мощностью 200 МВт, обеспечивались полным комплектом проектных решений и технологических карт на ремонт (ППР). Это позволяло подрядным организациям выполнять работы с высокой скоростью и предсказуемостью результата.
Даже в условиях плановой экономики высокая степень централизации не исключала децентрализованного присутствия ремонтных баз в регионах, что критически важно для оперативного устранения аварий. Чрезмерное укрупнение компаний ведет к избыточной бюрократизации, снижая гибкость операционных процессов. Необходим баланс. Заказчик должен выбирать не между одной монополией и множеством неквалифицированных «гаражных» кооперативов, а между десятью надежными, опытными компаниями, обладающими необходимыми ресурсами и персоналом. Качественный рост обеспечивается конкуренцией среди профессионалов, а не административными барьерами.
– Дмитрий Лисняк: Если обобщить дискуссию, то проектный институт и завод – это лишь ресурсы, работающие на достижение целей энергетической стратегии. Чтобы определить потребность в этих ресурсах, необходимо иметь четко сформулированную задачу, сроки и целевые показатели Генеральной схемы развития электроэнергетики. На текущий момент мы сталкиваемся с отсутствием исчерпывающей ясности в постановке таких задач. Второе важное замечание касается методологии оценки эффективности. Сегодня акцент часто делается исключительно на снижении капитальных затрат (CAPEX). Однако при стандартизации необходимо ориентироваться на совокупную стоимость жизненного цикла (LCC). Снижение издержек на этапе строительства часто влечет за собой ухудшение эксплуатационных характеристик и снижение ресурса оборудования. Затраты на техническое обслуживание и регулярные ремонты должны быть интегрированы в расчеты с самого начала. Критерий «инженерной доступности» узлов при сервисном обслуживании напрямую влияет на трудоемкость процессов и общую экономическую эффективность актива. Что касается серийности: реальный серийный эффект достигается поточным методом строительства. В прошлом это обеспечивало ввод энергоблоков ежегодно за счет высокой преемственности проектных и строительных решений силами одних и тех же коллективов. Сейчас для достижения аналогичных результатов необходимо формирование долгосрочного заказа и наличие четких типовых проектных решений.
– Игорь Сокоушин: В советское время прорыв обеспечивался поточным методом Сапожникова: строительство первого блока занимало четыре-пять лет, после чего следовало тиражирование проекта с сохранением команды специалистов. Год назад под эгидой Министерства энергетики началось обсуждение идеи создания проектного института «Росэнергопроект». Его ключевая миссия – анализ реализованных проектов (в том числе на зарубежных технологических платформах) и разработка на их базе оптимальных, стандартизированных компоновочных решений. Данные типовые проекты должны стать базой для компаний, назначаемых правительственной комиссией на реализацию крупных энергетических объектов в пилотных регионах.
Итак….
– Александр Таничев: Резюмируя дискуссию, подчеркну: отраслевую политику определяет Министерство энергетики, наша задача – качественное исполнение в зоне нашей ответственности при тесном межотраслевом взаимодействии. Основная польза типовых проектов заключается в сокращении сроков и стоимости проектирования, а также в унификации используемого оборудования под единые стандарты качества. Для выработки жизнеспособных решений необходим плотный диалог между промышленностью, энергетиками и регуляторами. Подобный обмен мнениями должен стать регулярным. Наша общая цель – создание устойчивой энергосистемы Российской Федерации и укрепление технологического суверенитета страны.
Об авторе
