В России большинство газовых турбин произведено Siemens, General Electric, Alstom, Ansaldo, а также Mitsubishi, Kawasaki, Solar

17.09.2022    9 мин.    Электроэнергетика

В настоящее время на территории Российской Федерации существуют несколько компаний, успешно перенявших и применивших иностранный опыт в турбиностроении, претендующих на реализацию разработанных газовых турбин большой мощности в рамках отбора проектов модернизации генерирующих объектов тепловых электростанций с применением инновационных газовых турбин в объеме до 2000 МВт. Это партнерство ООО «Газпром энергохолдинг» с ООО «Сименс Технологии Газовых Турбин», дочерней компанией Siemens, и ПАО «Силовые машины»; консорциум Объединенной двигателестроительной корпорации (ОДК) «Ростеха» с холдингом «Интер РАО» и АО «Роснано»; а также «Интер РАО» с известной в энергетической отрасли корпорацией General Electric. Также следует отметить предложения по поставке турбин со стороны ООО «Русские Газовые Турбины» и АО «РЭП Холдинг». Уже сейчас, до подведения итогов отбора проектов модернизации генерирующих объектов тепловых электростанций, запланированного до 1 сентября 2020 года, можно говорить о значительной заинтересованности со стороны производителей силового оборудования в разработке, производстве и реализации своей продукции.
В России за последние 10-15 лет стали широко применяться парогазовые и газотурбинные установки средней и большой мощности. Это относится как к уже построенным за это время новым ТЭС, так и модернизированным, которые работают на природном газе.
При этом нельзя не отметить, что доля оборудования, поставляемого зарубежными компаниями для уже работающих ПГУ и ГТУ, в своей суммарной мощности составляет более 70%, а их прогнозируемая доля в планируемых вводах превышает показатель 80%.
В России большинство газовых турбин произведено ведущими мировыми производителями. Среди них такие компании, как Siemens, General Electric, Alstom, Ansaldo, а также Mitsubishi, Kawasaki, Solar и ряд других. Если брать их общее количество, то они уже поставили более сотен единиц ГТУ, и в большинстве случаев эти установки относятся к предыдущим поколениям. На всех поставленных ГТУ их сервисное обслуживание и ремонтные работы выполняют исключительно специалисты зарубежных фирм, чьи услуги чрезвычайно дорогостоящи. Такая высокая зависимость от поставок в страну импортного энергетического оборудования несет угрозу научно-технологическому суверенитету энергетической отрасли. Но при этом нельзя не отметить и позитивные тенденции, которые заключаются в локализации на территории страны производства ГТУ на базе совместных предприятий и открытия зарубежными производителями своих дочерних предприятий.
По информации представителя корпорации Siemens, уровень локализации газовой турбины SGT5-2000Е на заводе «Сименс Технологии Газовых Турбин» достигает 60%. При этом уровень локализации может быть оперативно доведен до 90% и выше, если будет подписан специальный инвестиционный контракт (СПИК). Срок достижения такого уровня - 2023 год. В соответствии с данным СПИК объем инвестиций составит порядка 1,3 млрд руб. Целью данных вложений является локализация и продолжение развития производства.
Как пояснили представители компании, деятельность по разработке экосистемы уже начата. Она касается российских поставщиков тех компонентов, которые имеют наиболее важное значение, например элементов горячего тракта турбины. По словам представителей компании, целым рядом потенциальных партнеров уже получены технические документы.
Вместе с тем вложения ожидаются и от российской стороны. Так, в ПАО «Силовые машины» ведется разработка двух видов газовых турбин. Это типоразмеры ГТЭ-65, ГТЭ-170. При этом по модели ТГЭ-65 достигнута полная готовность технической части документов. Однако до настоящего времени проводится работа над камерой сгорания. Относительно ГТЭ-170 готовность документации составляет порядка 80%. Более того, тестовая модель оборудования уже начала работать. Еще в 2012 году были выполнены испытания модели ГТЭ-65. На текущий момент это оборудование проходит ревизионные мероприятия на производстве изготовителя.
Представленные турбины произведены исключительно российскими компаниями. Поставки оборудования начнутся уже в 2023 году. При этом специалисты ПАО «Силовые машины» продолжают работать над улучшением качеств обеих турбин для повышения их мощности и технических, а также экономических параметров.
В настоящее время проект ГТД-110М является единственным, который реализован на 100% в России. Обновление этого оборудования осуществляется несколькими компаниями. В консорциум входят «Интер РАО», «Роснано», «Ростех».
Осенью обновленная турбина проработала 3000 часов в испытательных целях. При этом испытания были разделены на два этапа - стендовый и промышленной эксплуатации. Планируется, что указанный типоразмер турбины будет продолжать работать на Ивановских ПГУ.
Разработчикам пришлось преодолевать повреждения и неполадки установки - ведь такая сложная энергетическая технология требует планомерного контроля и доработок.
Энергетические компании и машиностроители обсуждают и другой путь - перенос зарубежных технологий турбостроения в Россию. Но здесь есть серьезные трудности, так как существуют жесткие требования Минпромторга к локализации - ее уровень должен быть не ниже 90%. Учитываются все критические компоненты: камеры сгорания, горячий тракт, качество литых заготовок, систем управления, упаковок.
В 2017 году возник скандал, вызванный зависимостью от импорта: в то время проводилось строительство двух электростанций в Крыму, которые нуждались в газовых установках значительной мощности. На вторичном рынке были закуплены турбины Siemens, затем обновленные на российских заводах. Но европейские производители все равно выразили недовольство, ограничив поставки в РФ высокотехнологичного оборудования.
В начале 2019 года правительство приняло программу модернизации электростанций теплового типа ДПМ-2, но она не дала возможности использовать газовые турбины для настройки паросиловых установок либо воплощения проектов по монтажу ПГУ Это произошло из-за того, что проекты имеют установленные предельные суммарные капитальные инвестиции (CAPEX), что составляет 33 тыс. руб. за установленный кВт для самого распространенного диапазона мощностей. Проекты с газовыми турбинами по данному показателю находятся на уровне 55-60 тыс. руб. за установленный кВт (новое строительство) и 3640 тыс. руб. за установленный кВт (действующие станции).
Генеральный директор «Infoline Аналитика» объясняет, что парогазовые проекты по CAPEX отсекаются, а по LCOE - одноставочному тарифу, показывающему затраты всего жизненного цикла, - даже не рассматриваются. Основная заинтересованность российских производителей газовых турбин заключается в повышении допустимого предела по CAPEX в ДПМ-2, гарантии сохранения требований относительно локализации, согласно постановлению № 719 Правительства РФ, запрете индивидуальных решений после заключения нестандартных инвестиционных контрактов, предоставлении инновационным российским разработкам льгот по штрафным санкциям в случае аварийности либо нарушения сроков ввода.
В перспективе возможен рост присутствия российских производителей в отрасли газовых турбин при активации производственного потенциала энергомашиностроительных предприятий страны и задействования мощностей авиадвигателестроения с целью выпуска ГТУ малой и средней мощности. К примеру, ЗАО «Уральский турбинный завод» при условии заинтересованности бизнеса и наличии достаточной государственной поддержки имеет потенциальную возможность внедрить производство оборудования рассматриваемого класса.
В последнее время заметно снизились темпы роста спроса на газотурбинные энергетические установки, в том числе и на использование иного энергетического оборудования.
Причиной этого послужил тот факт, что в стране сформировался избыток таких генерирующих мощностей.
Произошло это за счет того, что в последнее десятилетие в результате их интенсивного ввода в эксплуатацию произошел существенный спад темпов роста потребления электроэнергии. Судя по прогнозам, такая тенденция сохранится, вероятнее всего, и в среднесрочной ближайшей перспективе. Основания для принятия решения о потребности проведения масштабной модернизации тепловых электрических станций в ЕЭС России сформулированы в Генеральной схеме размещения объектов до 2035 года, утвержденной Распоряжением Правительства Российской Федерации от 09.06.2017 № 1209-р. Согласно указанному программному документу, на горизонте до 2035 года инвестиционные решения должны быть приняты в отношении 53 ГВт генерирующих мощностей в части демонтажа, в том числе под замену; в отношении 76 ГВт генерирующих мощностей в части модернизации с продлением паркового ресурса, повышением технико-экономических показателей работы оборудования при удельных капитальных затратах не выше 40% от нового строительства.
При проработке механизмов привлечения инвестиций в модернизацию учитывались, в частности, ограничения на финансирование удаленных объектов электроэнергетики, развитие электросетевого комплекса страны, финансирование модернизации атомной энергетики, развитие возобновляемых источников энергии.
Для оценки предельного объема денежных средств, который может быть направлен на финансирование проектов в электроэнергетике, рассмотрено несколько сценарных условий в рамках действующих решений, принятых Правительством Российской Федерации ранее, различающихся темпами изменения потребления электроэнергии и прогнозными темпами роста индекса потребительских цен.
При консервативном сценарии рост электропотребления определен на уровне 0,5%, величина инфляции снижается с 4% в 2018 году до 2% в 2027-м и далее; оптимистичный сценарий спрогнозирован исходя из 1% роста электропотребления и снижения инфляции с 4 до 3,2% в 2020 году и стабилизации инфляционных ожиданий на уровне 3% с 2021 года.
Предельный объем денежных средств, который может быть направлен на финансирование проектов в электроэнергетике, определяемый как превышение цен на основе инфляционных ожиданий над прогнозируемой ценой по уже принятым решениям, в ценах 2021 года и заданных сценариях составляет от 3486 млрд руб. (консервативный) до 4355 млрд руб. (оптимистичный) на горизонте до 2035 года. Правительство Российской Федерации считает целесообразным проводить проработку механизмов привлечения инвестиций в отрасль исходя из консервативного сценария развития, учитывая, что динамика электропотребления в последние несколько лет отличается волатильностью с небольшим ростом порядка 1%.
Так, консервативный сценарий относительно развития в стране энергетики до 2035 года предполагает суммарный ввод ПГУ порядка 40-50 блоков единичной мощностью до 500 МВт, а также таких блоков с мощностью от 8001000 МВт. Для этого потребуется поставка от 110 до 120 газовых турбин мощностью порядка 300 МВт и более.
Такие потребности в ГТУ могут практически быть закрыты полностью имеющейся продукцией отечественных производителей и за счет совместных производств. Дополнительный спрос на подобное оборудование возможен лишь только в условиях восстановления экономики страны и более высоких темпов ее развития за счет интенсификации обновления таких электрогенерирующих мощностей.
Уровень развития отрасли энергетического машиностроения в разных странах возможно оценить по установленной мощности всех функционирующих турбин в мире. Так, несомненным лидером в производстве турбин большой мощности является компания General Electric, турбины которой составляют 27% установленной мощности тепловой энергетики в мире, дальше располагается Siemens AG, чьи турбины покрывают 7% всей мощности ТЭС. В то же время отечественная компания ПАО «Силовые машины» покрывает 4% общемировой мощности, не имея высокомощностных агрегатов [Лозенко, Болдырев, 2019].
Однако проблема отсутствия отечественных турбин средней и большой мощности была решена благодаря началу работы ООО «Сименс Технологии Газовых Турбин». Это совместное предприятие Siemens с 65% акций и ОАО «Силовые машины» с долей участия 35%. Предприятие может выпускать современные газовые турбины, разработанные компанией Siemens, с единичной мощностью от 60 до 80 МВт, 172 МВт и также от 190 до 200 и 304 МВт.
Но лицензионное соглашение пока не предусматривает уровень локализации производства в достаточном масштабе, и это при том, что интенсивная локализация производства потребует высокотехнологичных элементов проточных частей турбомашин. Также есть потребность в камерах сгорания, в системах автоматизации и целом ряде других высокотехнологичных узлов. Все это необходимо для сокращения издержек на техническое обслуживание и ремонт, в том числе на решение задач технологической безопасности.
Однако следует отметить, что программа модернизации, обеспечивающая спрос на отечественные турбины большой мощности, финансируется из внебюджетных средств, а именно за счет специальных нерыночных надбавок или договоров о предоставлении мощности. Таким образом, спрос на турбины в основном обеспечивается спросом на электрическую мощность, которая оплачивается как отдельный товар потребителями оптового рынка электрической энергии и мощности.
Удельные капитальные затраты на установку отечественных турбин достаточно высоки, во многом за счет требований к степени локализации генерирующего оборудования, а также из-за отсутствия достаточного опыта в оптимизации производства комплектующих для турбин. Потому потребителям электрической энергии и мощности приходится оплачивать повышенную по сравнению с готовыми западными образцами стоимость.
Ярким примером зависимости энергобезопасности и в конечном счете экономики от отечественного энергомашиностроения может служить пример строительства ТЭС «Ударная» в Тамани. Электростанцию планировали построить еще в 2015 году. ТЭС на 500 МВт рассматривалась как необходимый элемент для стабильной работы энергомоста в Крым. Тогда «Технопромэкспорт» заявлял, что уже закупил для строительства станции турбины немецкой Siemens, которые в итоге попали в Крым в 2017 году.
После введения Минфином США санкций в отношении Российской Федерации проект стал нереализуемым в силу распространения санкций на производителей иностранного энергооборудования, поставляющих свою продукцию на территорию Крымского полуострова. Поставка турбин Siemens вызвала международный скандал, и ЕС и США наложили новые санкции на участников поставки турбин.
После скандала 2017 года с перепоставкой турбин немецкой Siemens в Крым правительство приняло решение о создании в России отечественных образцов газовых турбин большой мощности. Как уже отмечалось, исторически в СССР и России делали ГТУ мощностью до 25 МВт на базе авиадвигателей, но большие машины самостоятельно не производили. Сейчас в стране их собирают только в кооперации с американским General Electric и немецким Siemens. При этом уровень локализации достаточно низкий. Оба концерна думают об углублении локализации, тогда как полностью российскую турбину обещают сделать «Силовые машины» Алексея Мордашова и консорциум Объединенной двигателестроительной корпорации «Ростеха» с «Интер РАО» и «Роснано».
Данная ситуации наглядно демонстрирует, что угрозы перебоев энергоснабжения Крымского полуострова можно было избежать, если бы в распоряжении отечественных компаний-подрядчиков были отечественные турбины большой мощности. далее jsdrm.ru М.М. Балашов

Предложить новость »



Рейтинг@@Mail.ru
^