Осторожно, сложная система!
Чем сложнее система, тем более деликатной и квалифицированной должна быть работа с ней. Управление российской энергетикой нуждается в совершенствовании, считает член-корреспондент РАН Юрий Петреня
В январе 2019 года правительство утвердило программу модернизации объектов электрогенерации до 2031 года (в отрасли ее окрестили ДПМ-2). В рамках программы предполагается модернизация старых тепловых генерирующих мощностей в объеме до 41 ГВт. Это почти четверть всех ныне имеющихся мощностей тепловой генерации, включая старые электростанции «Русгидро» на Дальнем Востоке.
Программа должна привлечь в отрасль мощный поток инвестиций, оцениваемый в полтора триллиона рублей (в ценах 2020 года). При этом возврат инвестиций энергетиков с фиксированной рентабельностью, так же, как и по программе ДПМ-1, действовавшей в 2008–2017 годах, обеспечен платежами потребителей в рамках специальных договоров о предоставлении мощности (отсюда и название программы).
Мы уже анализировали программу ДПМ-2 (см. «Плохое энергетическое равновесие», № 8 за 2020 год) и пришли к печальному выводу: обновление генерирующих мощностей не приведет к удешевлению электроэнергии для потребителей (напомним, по итогам прошлого года средние цены на электроэнергию для промышленных потребителей в России превысили средние цены в США). Главными бенефициарами программы, как и первой ДПМ, станут сами энергетики, получив на пятнадцать лет вперед гарантированный денежный поток. Но у нас сохранялась надежда, что хотя бы в технологическом плане «реновация» энергетики пройдет на достойном уровне.
Обсудить технологическую сторону ДПМ-2, а заодно обозреть состояние дел в российском энергетическом машиностроении, с нами согласился профессионал экстра-класса, «зубр» отрасли Юрий Петреня. В начале сентября членкорреспондент РАН и еще недавно генеральный директор крупнейшего в России энергомашиностроительного концерна «Силовые машины» Петреня стал научным руководителем Института энергетики — подразделения питерского Политехнического университета Петра Великого. Это один из ведущих инжиниринговых и научно-исследовательских центров Политеха, который включает в себя научно-педагогические школы по энергомашиностроительному и электромеханическому направлениям и базовые отраслевые кафедры.
Юрий Кириллович работает в энергомашиностроительной отрасли с 1974 года. После катастрофы на Саяно-Шушенской ГЭС в августе 2009-го участвовал в работе правительственной комиссии по расследованию причин техногенной аварии и восстановлению гидроэлектростанции. Дал «Эксперту» по обстоятельствам случившегося обширное интервью (см. «На черной частоте», № 39 за 2009 год), в котором утверждал, что катастрофа на СШГЭС связана не только с «железом», «шпильками и гайками», а является следствием фундаментально ошибочных решений по реорганизации электроэнергетики.
Диагноз, который Юрий Кириллович поставил программе ДПМ-2, оказался неутешительным. Оказывается, модернизация мощностей не будет комплексной, к тому же сама разработка программы страдала существенными изъянами, если ее сравнивать с подобными программами в мощных зарубежных энергетических державах или в СССР. Эти соображения, высказанные первоклассным профессионалом, следует иметь в виду на будущее.
Ну а начали мы нашу беседу с обзора передовых рубежей глобальной теплоэнергетики.
— Юрий Кириллович, каков лейтмотив развития глобальной энергетики сегодня?
— Я думал над этим не один раз. Несмотря на лоббирование других видов энергетики, в ближайшие десятилетия невозможно в принципе полностью убрать тепловую энергетику. Прогноз изменения структуры энергетики обязательно должен учитывать сроки и затраты, которые необходимы для перехода к новой структуре энергетики. Тогда будет очевидно, что существенные структурные изменения в энергетике требуют десятилетий.
Одновременно лидеры энергомашиностроения продолжают развивать и внедрять новое оборудование. GE, например, предлагает заказчикам паротурбинные блоки на 650 градусов мощностью до 1200 мегаватт. Большой объем новых энергомощностей вводится в Азии. Строятся новые АЭС, в том числе с пилотными реакторами нового поколения. Проектный ресурс этих станций составляет 40–60 лет плюс несколько лет на стройку и ввод в эксплуатацию, то есть это 2060–2080-е годы без их замещения ВИЭ.
— Но вы же, насколько я помню из прежних наших бесед, не против ВИЭ?
— Нет, я за полиморфизм или полифонию. Принятие решений не одномерный процесс. Это очень сложная многомерная система, а решение — это результат той или иной ее оптимизации. Возможен ли, к примеру, быстрый возврат инвестиций? Там куча дополнительных моментов есть, большинство точно не экономического характера, в том числе включая лоббирование определенных направлений теми, кто в них заинтересован, и еще много чего другого. Германия выбрала определенную политику и линию поведения, вложила огромные деньги, чтобы создать внутри страны существенную долю возобновляемой энергетики. Но она ее системно и политически выбрала, понимая, что это приведет к большим потерям в традиционном немецком энергомашиностроении. Решение было принято, и это вызывает уважение. А заплатят за все это в итоге традиционно и бюджет, и потребители, и уже платят, хотя и не удовлетворены изменением тарифов. Понятно, что применяются регуляторные механизмы, которые позволяют перераспределять деньги и создавать преимущества для тех же ВИЭ. По экономике все это не всегда прозрачно.
— Но ведь не это ново, та же атомная энергетика в свое время разве была прозрачна по экономике, да и прозрачна ли теперь?
— Если говорить о появлении атомной энергетики в конце 1940-х и начале 1950-х годов, то надо понимать: в определенной степени все это было вне экономики. Атомные станции стали побочным продуктом в развитии ядерного оружия, результатом диверсификации технологий атомного проекта. Опыт их применения для военных транспортных систем, в подводных лодках и для гражданских стационарных систем создал условия для развития атомной энергетики, которая имеет ряд достоинств. Таким образом, новые физические принципы позволили создать новую энерготехнологию даже при наличии больших экономических неопределенностей на первых этапах развития. Дальнейшее развитие атомных технологий уже осуществлялось по правилам реализации инвестиционных проектов. Однако не всегда очевидно, что критерии такого рода инвестиционных проектов учитывают вывод из эксплуатации. В этом смысле можно говорить о некоторой неопределенности экономических факторов. На начальных этапах строительства энергообъекта и на сверхбольших сроках эксплуатации выбор и влияние экономических факторов могут существенно различаться.
— А газотурбинная тематика продолжает развиваться?
— Да, лидеры отрасли продолжают совершенствовать свои изделия. Siemens в Англии строит новые станции. У них турбина 9000HL 593 мегаватта. Есть фотография, как ее транспортируют. Там Siemens будет использовать свои передовые цифровые сервисные решения, включая удаленный мониторинг и диагностику, чтобы помочь поддерживать доступность, надежность и оптимальную производительность электростанции.
GE создали, по сути, цифровую электростанцию, где будет происходить оптимизация параметров топлива, температур воздуха и охлаждающей воды, режимных параметров. Только это позволило получить для угольных блоков дополнительный КПД один–полтора процента. По газотурбинной тематике американцы, японцы, немцы все время двигались очень понятным путем. Это повышение начальной температуры и мощности. И у них были определенные ступеньки, по которым они шли. Были освоены температуры 1600–1650 градусов. И дальше речь шла о 1700. Сейчас на 1700 у Mitsubishi и GE есть машины, ГТУ мощностью более 500 мегаватт.
— Дальше же не пойдут?
— Подготовка и переход на новую ступеньку параметров и мощности занимают многие-многие годы, а кроме того, достижение новых ступенек требует существенного роста затрат на каждом шаге. Мне кажется, что для стационарных газовых турбин сегодняшние передовые параметры находятся практически у разумного предела. Уверен, что можно и дальше пытаться двигаться, но это будет, наверное, очень дорого для энергетики. Но пригодится для других применений.
— Нельзя сказать, что произошло резкое падение спроса на ГТУ?
— Этот рынок волнообразный. Вот если вы построите график по сбыту газовых турбин за длительный период времени, то увидите: он практически никогда не был монотонно растущим. Он поднимался, потом сваливался, потом опять поднимался. Здесь главный вопрос заключается в том, будет ли подъем после очередного падения?
— Вы сами как думаете?
— Я думаю, что средняя кривая будет стабильна. Когда мы говорим про большие мощности, то ясно, что это не массовое производство. Но когда мы говорим про газотурбинные надстройки, парогазовые установки с эффективностью существенно выше паротурбинных блоков, то можно говорить о перспективах рынка.
— Поясните, пожалуйста.
— Суть следующая. Вопрос в том, какое количество инвестиционных денег появляется в разных областях. Например, у «Татэнерго» есть инвестденьги. И они для себя принимают решение: взять газовую турбину Siemens большой мощности (в последствии «Татэнерго» приняло решение приобрести турбину не Siemens, а GE. — «Эксперт»). Это как надо оценивать? Как большой рост рынка в России? По мощности вроде да. Реально это локальный вариант, связанный с тем, что в данной системе есть деньги. Структурно там это выгодно, потому что наверняка там есть инвестпроект, обоснование и все прочее. Но сделать из этого вывод, что после «Татэнерго» у нас в Российской Федерации россыпью пойдут такие же проекты, я бы не брался. Да нам и не нужно.
Если мы вспомним, газовые турбины Alstom большой мощности стоят в «Мосэнерго». Эти турбины были поставлены лет двадцать назад, и если мы берем отрезок времени в год, то нет сбыта турбин большой мощности. Если мы берем отрезок двадцать лет, то выясняется, что три-четыре случая все-таки были. Да, вообще-то, и нет у нас острой потребности в новой мощности.
Приключения русских турбин
— А что с нашими газовыми турбинами?
— Считаю, на данном этапе нормально. Потому что мы наконец все-таки вернулись к самостоятельной работе по газовым турбинам. После многих лет сложной работы с ГТД110 удалось обеспечить ее устойчивую работу в течение шести тысяч часов. На данный период это позитивный результат, полученный ОДК, «Интер РАО» и «Роснано». В течение двухтрех лет планируется вывести ее на рынок с высоким уровнем локализации и собственным сервисом.
В начале 2018 года правительство РФ и Минпромторг поддержали инициативу «Силовых машин» разработать и перейти к серийному производству газовых турбин ГТ-65 и ГТ-170. Знаю это не понаслышке, поскольку сам был активным участником подготовки и принятия таких решений. Сейчас эта работа активно продолжается в «Силовых машинах» при поддержке НИОКР государственной субсидией в объеме пяти миллиардов рублей. Использование бюджетных средств повышает уровень ответственности компании за результаты работы по этому проекту. Другое важное условие продвижения проекта — активная позиция акционера, который считает его одним из важнейших для компании, инвестирует в него и держит на постоянном контроле. В достаточно короткие сроки восстановлено конструкторское бюро газовых турбин как отдельная структура.
— Мне казалось, что в составе Ленинградского металлического завода оно всегда было.
— При организации «Сименс технологии газовых турбин» (СТГТ), совместного предприятия «Силовых машин» с компанией Siemens, КБ газовых турбин было передано в СП. За эти годы численность КБ существенно уменьшилась. В определенной степени оно было перепрофилировано, так как не выполняло полный цикл проектирования газовых турбин. Поэтому КБ газовых турбин «Силовых машин» интенсивно организовывалось практически с нуля. КБ газовых турбин на данный момент имеет численность около ста человек. Среди них и люди, имеющие опыт работы и в КБ ЛМЗ газовых турбин, и в КБ СТГТ, и авиапромовские специалисты.
— «Силмаш» же имеет еще опыт работы с ГТЭ-160 на «Интертурбо» — СП ЛМЗ с «Сименсом». По-моему, было выпущено более тридцати таких установок.
— Сохранена часть специалистов, которые занимались вопросами производства лицензионных газовых турбин и ГТ-65 на «Интертурбо» и на ЛМЗ и имеют опыт в технологии изготовления и организации производства. Планируются и реализуются большие инвестиции в подготовку производства. За очень короткое время, всего за два года, сделано очень много. На мой взгляд, это большое достижение «Силовых машин».
— На рынке все-таки есть какой-то реально отложенный спрос? Спрос найдется на эти машины? Как раз в рамках того же ДПМ-штрих?
— Я думаю, что да. Если появится первая машина, которая устойчиво заработает и куда-то встанет, то будет спрос. Но размер спроса я не могу оценить.
— Ваша ГТЭ-65 работала же в «Мосэнерго» на стыке 2010-х и 2020-х.
— С ней просто несчастный случай приключился. Это была первая российская газовая турбина средней мощности, полностью спроектированная и изготовленная в «Силовых машинах». Этот проект был поддержан тогдашним генеральным директором «Мосэнерго» Анатолием Яковлевичем Копсовым. Я руководил проектом в «Силовых машинах». Головной образец был разработан и изготовлен за очень короткий срок. Турбина была поставлена в «Мосэнерго» на ТЭЦ-9. И тут случился экономический кризис. В результате два года, в том числе время на доводку головного образца, были потеряны. Поменялось руководство энергокомпании, настало время ДПМ-штрафов. Выяснилось, что после двухгодичного простоя буквально за восемь-девять месяцев машина должна быть переведена в горячий режим. Ею стали заниматься в усиленном режиме. Для головного образца был показан выдающийся результат, потому что за три-четыре месяца она прошла фактически полный цикл холодных испытаний, была даже подготовка к холостым пускам. И в это время руководство энергетической компании приняло решение, что для головного образца существуют риски штрафных санкций, поэтому надо заменить головной образец российской турбины на итальянскую газовую турбину, которая, строго говоря, с большой натяжкой могла считаться серийной машиной. Для полноты картины следует добавить, что впоследствии срок по ДПМ для этого блока был продлен. Удивительно, но тогдашнее руководство «Силовых машин» согласилось с таким решением. Теперь, потеряв десять—двенадцать лет, предприятие вернулось к проекту ГТ-65 и делает большие ресурсные и финансовые вложения для его продвижения.
— Что касается ГТЭ-170, разве это не продолжение линии ГТЭ-160?
— Естественно, это новая машина, а не повторение аналогов. У «Силовых машин» имеются инструменты и средства проектирования. Выполнение комплекса НИОКР проводится в кооперации с авторитетными научно-исследовательскими организациями и партнерами. Разработка и освоение технологий производства проводятся с учетом специфики производственного потенциала «Силовых машин». Диапазон мощностей газовых турбин 150–200 МВт востребован на протяжении уже не одного десятка лет. Накоплен большой опыт по этим машинам. В этом классе — ГТЭ-150, чисто ЛМЗ-шная машина, которая на ГРЭС-3 имени Классона «Мосэнерго» работает до сих пор с 80-х годов. Важно также сказать, что выполнение проекта разработки, производства и освоения турбины в эксплуатации является важнейшим условием быстрого роста и становления КБ.
ДПМ-2: размытые цели
— Расскажите, пожалуйста, о программе ДПМ-2.
— Я принимал участие в заседании группы Госсовета, посвященном энергетике и предварительному рассмотрению в том числе и ДПМ-2. Очень такое активное было обсуждение, интересные выступления по срокам, регламентам, условиям реализации этой программы. Меня интересовал вопрос: какова основная цель этой программы?
— Может, повышение эффективности?
— Да, но это не основная цель, так как мы не получим существенного прироста и заметного изменения среднего значения КПД в энергетике. Заменяются или модернизируются высокотемпературные узлы, по которым в 80-е годы было предложено рассчитывать срок службы, ресурс, тепломеханического оборудования. Предполагается, что, заменив или модернизировав такой узел, вы обнулили ресурс, то есть как бы повысили долю нового оборудования в энергетике. Строго говоря, при этом надо помнить, что в составе технологической схемы остались котел, паропроводы, трубопроводы питательной воды и так далее. Некоторые из них по действующей методике не считаются ресурсолимитирующими для блока, но имеют наработку 200–300 тысяч часов и более. Так что обнуление ресурса по замене только отдельных высокотемпературных узлов вряд ли следует считать полностью корректным.
— Но многие блоки проработали более 100 тысяч нормативных часов.
— Да, это от 12 до 15 лет. В начале 80-х большое количество паротурбинных блоков стало приближаться к проектному ресурсу 100 тысяч часов и превышать его (впоследствии проектный ресурс был повышен до 200 тысяч часов). Надо было решать, что с ними делать. В принципе, было два варианта. Первый — вывести из эксплуатации и заместить. Второй — провести широкий комплекс НИР, разработать мероприятия, реализация которых позволила бы обеспечить фактический ресурс выше проектного, то есть продлить ресурс. Был выбран второй вариант, и он успешно реализовывался с середины 80-х годов. Мне довелось лично участвовать в этих работах, в выполнении НИР, быть автором и соавтором ряда важных нормативных документов. Тогда институты и организации Академии наук, Минэнерго, Минэнергомаша, Минчермета были объединены фактически в большую команду, которая координировалась ОРГРЭС, фактически под управлением Минэнерго. Вся эта команда очень подробно изучала вопрос продления ресурса с точки зрения науки и с точки зрения метода. Это проходило в очень серьезной дискуссии профессиональных людей. Возникла целая система принятия правильных решений. И в результате появилось постановление правительства, в котором буквально построчно было прописано, какие действия нужно для продления ресурса. Какова цель была? Цель была минимизировать затраты, связанные с необходимостью выполнения замен при сохранении нормального уровня надежности и эффективности. И эта цель была достигнута.
Что касается настоящего этапа программы ДПМ, то я не понимаю: какова цель? Если она сводится в основном к условному снижению доли старого оборудования в энергетике, то ее, конечно, надо было бы дополнить и другими мероприятиями с существенными экономическими и стратегическими результатами.
Если у вас уровень по рискам снижения надежности и устойчивости, потому что существуют риски крупных аварий, каскадных отключений, тогда это другой вариант, тогда анализируется надежность всей составляющей, которая влияет на это дело.
— Я знаю, что делались похожие программы в других странах.
— Да, но не локальные, а масштабные. В Америке было очень много мазутных станций. И в топливном балансе Америки при их мощностях 20 процентов топливного баланса занимал мазут. И это приводило к тому, что они вынуждены были создавать большой госрезерв по нефти. Это их ставило в зависимость от Ближнего Востока. И в 90-е годы они поставили задачу, что надо уменьшить мазут в два раза за 20 лет до 10 процентов. И под эту задачу было выстроено все, что только можно. Тарифная политика, штрафы, ограничения. Повышение эффективности и прочее. Где могли, шли ПГУ. В результате за 20 лет они уменьшили долю мазута до 10 процентов. И сделали это комбинацией различных методов.
С 70-х годов Советский Союз стал поставлять газ в Германию, и я начал также строить по годам топливный баланс Германии. Тогда уголь был, может быть, 80 процентов в балансе. И видно, как по годам по мере внедрения газа уменьшается доля угля, расширяется газ. У них была задача, условно говоря, убрать часть угля из топливного баланса. И они это делали. Сейчас они решили закрыть атомную энергетику (при соседстве с Францией) и последовательно это делают. Возможно, некоторые цели у них неверные, но, обозначив их, они системно их достигают.
— По-моему, у них и сейчас 40 процентов?
— Но в два раза меньше угля в балансе. Японцы. Посмотрите их программы, которые они развивают по газовым турбинам большой мощности, по блокам на суперсверхкритику (угольные станции с КПД более 45 процентов). У них цель какая? Максимальное повышение эффективности. Почему? Остров. Собственного топлива нет. Все привозное, все дорого. Поэтому все, что они привозят, надо сжигать максимально эффективно. Исходя из этого вся стратегия в Японии выстраивалась и выстраивается таким образом.
— Оставим иностранцев, а что все-таки у нас?
— По факту. С 1985 до 2020 года прошло очень много времени. У нас подавляющая доля оборудования того времени. Конечно, построены новые станции, ПГУ-блоки, введено около 30 гигаватт. Но тем не менее блоки 800 мегаватт, блоки 300, блоки 500 — Кострома, Конаково — они из того времени и продолжают исправно работать. Так вот, методика оценки возраста сохранилась, хотя реально одно дело, когда вам сорок лет, другое дело, когда вам семьдесят, и третье дело, когда вам сто. Если вам сорок, можно снять электрокардиограмму, померить давление и отпустить. Когда сто, надо уже смотреть, нет ли вставной челюсти. Там совершенно другие появляются процессы.
Когда мы берем высокотемпературный узел, который по старой методике определения возраста не считается возрастным, и заменяем его на другой, может быть, он будет чуть-чуть более эффективен. Но реально мы заменяем только этот узел. И с этого момента мы считаем, что мы оборудование обновили? Мы говорим, что мы теперь имеем, условно говоря, новое оборудование?
— А как надо?
— Фактически надо повторить комплекс НИР, похожий на тот, который выполнялся при исследовании проблемы продления ресурса в 80-е годы, но уже в новых условиях, когда есть парк энергооборудования со сверхбольшими наработками. Разработать варианты предложений и мероприятий по этому оборудованию. Разработать прогноз на перспективу для ПГУ. Подготовить проект перспективного плана по энергетике с горизонтом 20–30 лет. Определиться с его основными целями.
Анатомия ремонта
— Тогда давайте еще раз про опыт замен.
— У нас блок останавливается на ремонт. Например, проводится обследование и контроль основных элементов котла. Контролируются и измеряются коллекторы, пароперегреватели, металлоконструкции и так далее. По результатам выполняется ремонт. Экономические потери связаны с недовыработкой электроэнергии из-за простоя в ремонте, затратами на ремонт и контроль.
Американцы посчитали, что в некоторых случаях экономически оправдана полная замена пароперегревателей без затрат времени и средств на контроль с сокращением времени простоя оборудования в ремонте.
Они проанализировали, какие затраты нужны на то, чтобы выполнить весь этот контроль и замены. Какие потери связаны с тем, что это требует нескольких недель, а то и месяцев для ремонта. И в этот период нет выработки, блок не работает. Безусловно, любая работающая электростанция заинтересована в том, чтобы он работал. Чтобы была максимальная эффективность. В результате после проведения научно-исследовательских работ для себя выработали решение. Котлы работают 100 тысяч часов, они ничего не смотрят, ничего не контролируют. Потом целиком срезают панель. Эту панель переваривают на новую. Это гораздо быстрее получилось, чем вырезать куски, вставлять, глушить трубы. Поэтому понятна логика, понятна цель. То есть у них цель, условно говоря, экономика. Чтобы максимально снизить потери. Посчитали, выбрали такой маршрут. Все.
— А это было некое указующее действие министерства энергетики США, которое обязывало распространить технологию на все энергокомпании?
— У них есть EPRI — Electric Power Research Institute, который вплотную работает с минэнерго. Есть крупные энергетические компании, например в Огайо. Мощная компания, у которой работают эти блоки. И дальше, как правило, схема, в которой они объединяются. Эта энергетическая компания вместе с минэнерго ставит какой-то проект. И в этот проект вовлекается головная научная организация типа EPRI. И дальше выделяется грант. Часть денег дают энергетики. Часть денег дает минэнерго. Вы говорите, кто там командует? Решение принимает сама энергокомпания либо ее заставляют принимать? Я думаю, все просто. Когда вам показывают, что при таком решении вы получаете самую экономичную систему для энергосистемы, то трудно объяснить совету директоров, почему вы этим не пользуетесь. Или собственнику. Эти вопросы рассматриваются системным образом.
— Есть Минэнерго РФ. Куда оно должно обратиться? В академические, отраслевые институты, в вузы? Не Минэнерго же само придумало ДПМ-2.
— При правительстве РФ организованы советы по приоритетным направлениям развития. Профильным советом по направлению энергетики является совет под председательством академика Владимира Фортова. Он может выполнить экспертную и координирующую роль на межведомственном уровне, который в этом случае необходим, так как требует участия Минэнерго, Минпромторга, Миннауки, Академии наук. В Институте энергетики Политеха, который обладает большим научным потенциалом (в СПбПУ имени Петра Великого работают два академика и три члена-корреспондента РАН) мы подготовили предложения для совета и заинтересованных министерств по подготовке и организации таких исследований и работ. Учитывая важность и актуальность этих направлений работ, будем их реализовывать в кооперации с заинтересованными министерствами, вузовскими и отраслевыми организациями.
— Мне казалось логичным услышать, что заказчик таких работ — Минэнерго.
— Конечно, Минэнерго, но Минэнерго изменилось по отношению к Минэнерго советского периода времени. Тогда было Министерство энергетики Советского Союза, которое не занималось ни газом, ни нефтью. И было отдельно Министерство нефтегазовой промышленности. Все-таки изменилась система управления энергетикой. Раньше это было Минэнерго, в котором централизованным образом находились все большие энергетические мощности и которое отвечало за их работу. И внутри этой компании, естественно, была потребность этих работ, и был заказчик на них в лице этой огромной компании.
Мы перешли в другую структуру управления. Когда в прямом подчинении у Минэнерго, вообще-то, нет электростанций. Минэнерго является некой управляющей и регулирующей компанией для других энергетических компаний. Ясно, что сама структура управления изменена. Регуляторные функции Минэнерго, как и любого такого министерства, на мой взгляд, сильная вещь. Энергетика, управление и регулирование энергетики — это очень сложные системы. Переходя на язык математики, кибернетики, можно сказать, что чем сложнее система, тем более деликатной и квалифицированной должна быть работа с ней, так как даже небольшие неправильные воздействия могут привести к потере равновесия и устойчивости такой системы.
«Стодесятка», кажется, «взлетает»
Ирик Имамутдинов
К концу первого десятилетия XXI века единственной газовой турбиной, которую с оглядкой на историю вопроса (корнями турбина уходит в военно-морские разработки советских времен, и спроектирована она в КБ «Заря-Машпроект» в украинском Николаеве) можно назвать отечественной, была ГТЭ-110. Ее при поддержке Анатолия Чубайса доводили до ума в рыбинском НПО «Сатурн», но так и не довели, и сейчас из шести таких турбин, установленных на двух станциях, в Иванове и Рязани, в прошлом году работала лишь одна.
Три года назад три организации — «Интер РАО», которому принадлежат ивановские ПГУ с ГТ-110, ОДК и «Роснано» (надо сказать, что Чубайс, еще будучи руководителем РАО ЕЭС, принимал живое участие в создании этих установок. Сейчас в «Роснано» нашли возможность вложить существенные деньги), приняли решение модернизировать эту турбину и выполнили за три года большую работу. Привлекли авиационную промышленность, металлургов, сделали множество реконструкций по жаропрочным лопаткам, за счет специальных демпферов снизили в десять раз вибрационные усилия, которые возникали в машине. Сейчас машина устойчиво наработала уже пять с лишним тысяч часов. Получен более высокий КПД, чем на головных машинах: 37%.
Специалисты не видят в конкуренции двух российских производителей ничего страшного. В середине сентября на площадке Инженерного корпуса Ленинградского металлического завода (ЛМЗ, «Силовые машины») прошла научно-техническая сессия «Научно-технические проблемы широкого применения газотурбинных и парогазовых установок в электроэнергетике РФ». Организовали мероприятие комиссия по газовым турбинам РАН, Всероссийский теплотехнический научно-исследовательский институт (ВТИ) — разумеется, не без поддержки принявших конференцию хозяев «Силовых машин», которые производят сейчас ГТЭ-170 и 65 на ЛМЗ.
На конференции приводились расчеты Виктора Нечаева (ранее он был начальником Главтехуправления Минэнерго СССР): для технического перевооружения действующих ТЭЦ необходимо 290 газовых турбин мощностью от 70 до 170 МВт. По словам одного из докладчиков, если для программы модернизации каждое из предприятий выпустит по сотне таких турбин, «то это будет просто превосходно».
В выступлениях докладчиков все время звучала мысль, что создание отечественной турбины непременно должно быть государственным проектом. «Почему-то в России это словосочетание предано анафеме, все должен рассудить рынок. А рынок ни о чем не рассуждает. Он один в Америке, другой во Франции, третий в Китае, четвертый в Японии, и все они разные. Мы считали, что существует единый рынок, который функционирует по законам Адама Смита. Но это иллюзия. Каждая страна защищает свои интересы, используя для этого любые средства, любые», — заявил научный руководитель ВТИ Гурген Ольховский.
Фото: Сергей Фадеичев/ТАСС; пресс-служба АО «СИЛОВЫЕ МАШИНЫ»
Хочешь стать одним из более 100 000 пользователей, кто регулярно использует kiozk для получения новых знаний?
Не упусти главного с нашим telegram-каналом: https://kiozk.ru/s/voyrl