Энергетика РТ в эпоху санкций: «В наихудшем сценарии придется консервировать энергоблоки»

«Основная проблема – это сервис и запчасти»

– Юрий Викторович, энергосистема Татарстана выглядит наиболее пострадавшей в сложившейся ситуации – ставка на создание парогазовых установок (ПГУ) с иностранными газовыми турбинами, сделанная в начале 2010-х, теперь обернулась проблемами. Какие из них основные, на ваш взгляд?

– Очевидно, что основная проблема – это сервисное обслуживание такого сложного и зачастую уникального оборудования. Даже если General Electric, чьи турбины в составе ПГУ на трех ТЭЦ в Казани сейчас работают, не откажется от действующих соглашений по сервису, наверняка могут возникнуть другие ограничения – например, проблемы в части логистики запчастей или оплаты услуг.

В первую очередь это касается частей высокого давления самих газотурбинных установок – камеры сгорания турбины, первых ступеней турбины, элементов воздушного компрессора. Кроме того, ПГУ состоит не только из газотурбинной установки, там есть еще довольно много другого оборудования – например, насосы, запорно-регулирующая арматура, автоматика... Если эти элементы на действующих или проектируемых ПГУ (или ГТУ – газотурбинные установки открытого цикла) поставлены компаниями из списка недружественных стран или компаниями, ушедшими с российского рынка, то сейчас придется искать замену и этим поставщикам тоже. Возможны также и проблемы в обслуживании программного обеспечения.

– Сейчас ПГУ сконцентрированы в энергоузле Казани, их строили здесь для того, чтобы закрыть проблему энергодефицита. Если представить, что эти энергоблоки вдруг «встанут», чем это может грозить городу?

– Если раньше казанские ТЭЦ справлялись без ПГУ, то могут справиться и сейчас, при прочих равных (например, если энергопотребление за эти годы не выросло существенно). Думаю, значительная часть «старых» паросиловых мощностей на этих станциях еще осталась в работоспособном состоянии, плюс нельзя забывать о возможности перетоков электроэнергии из других энергосистем. Так что ничем катастрофическим гипотетическая остановка или вывод в резерв парогазовых энергоблоков столице Татарстана не грозит – конечно, при условии, что такой сценарий заранее проработают, просчитают теоретически и подготовятся.

В наихудшем сценарии, в котором у генкомпаний совсем не останется возможности обслуживать газовые турбины, действительно придется консервировать такие энергоблоки либо производить их реконструкцию с заменых газовых турбин General Electric на аналогичные по всем характеристикам, но другого производства – российского, иранского, не суть важно. Сценариев может быть много.

Что касается тепловой энергии, то, как мне кажется, на ПГУ не приходится какая-то значительная доля ее выработки. Теоретически компенсировать выработку тепловой энергии на ПГУ можно будет либо существующими паросиловыми мощностями, либо, при необходимости, за счет включения в работу пиковых котельных (возможно, придется строить и вводить дополнительные).

Что касается уникального по мощности энергоблока с ГТУ на Казанской ТЭЦ-3, то, насколько я понимаю, вся тепловая энергия с него уходит на «Казаньоргсинтез» в виде промышленного пара. Котел-утилизатор без включенной ГТУ работать, естественно, не сможет, поэтому его придется законсервировать, если турбина будет выключена. Значит, у СИБУРа возникнет задача создать новый источник тепловой энергии либо вернуться к тому, от которого комбинат потреблял пар раньше.

– То есть Казань не замерзнет и без света не останется, если уж совсем упрощать…

– Если все ПГУ взять и просто выключить прямо сейчас – конечно, будут проблемы. Но если к такому варианту подготовиться и планомерно, заранее разработать и заблаговременно провести все необходимые замещающие мероприятия, то горожане вообще ничего не заметят.

«Перенос газовой турбины сопоставим с пересадкой сердца»

– А что вы думаете об инициативе Минэнерго РФ выводить ПГУ в резерв для сохранения паркового ресурса? Ведомство даже предлагало переносить ПГУ из каких-то энергоузлов, где они не особо нужны, в другие узлы, где они более необходимы. Насколько адекватны эти предложения?

– По поводу сбережения ресурса ПГУ. Эта инициатива исходит от самих генерирующих компаний, а они, видимо, знают, о чем говорят. Я думаю, что в отношении мощных турбин, от 250 МВт и выше, не говоря уже о той, что на Казанской ТЭЦ-3 работает (ее установленная мощность – 405,6 МВт, – прим. Т-и), – проблем сейчас действительно возникло много, потому что они все на 100% импортные. Если ГТЭ-160 с локализованной турбиной от Siemens выпускалась с применением российских компонентов на заводе «Сименс технологии газовых турбин», то все остальные машины импортировались. С ними, конечно, что-то нужно будет решать, сохранять их ресурс, в том числе и за счет вывода в резерв. Думаю, это будет довольно разумно в сложившейся ситуации.

Что касается идеи перемещения ПГУ или ГТУ на другое место. Парогазовый энергоблок – это часть тепловой электростанции, то есть большого промышленного предприятия. Газовая турбина – это главный элемент такого энергоблока, самый важный, дорогой и тяжелый. Энергоблок в целом – это капитальное сооружение, которое просто физически невозможно куда-то взять и передвинуть. Дешевле построить что-то новое. Перемещать из точки А в точку Б однотипные газовые турбины, наверное, можно, но вопрос этот тоже непростой, ведь нужно, чтобы кто-то за все это нес ответственность. При строительстве новых ТЭС ответственность за доставку несет поставщик оборудования при участии страховых компаний, затем есть четкая ответственность за монтаж, пусконаладку и пуск в эксплуатацию. И если, условно говоря, газовая турбина – это «сердце» парогазового энергоблока, то перенос газовой турбины сопоставим с пересадкой сердца.

Попытаемся это себе вообразить. Сначала нужно будет найти две ТЭС, у которых вообще все одинаковое – газовые турбины, котлы-утилизаторы, паровые турбины. Потом взять это «сердце», вытащить его из «грудной клетки» (из существующего главного корпуса – капитального сооружения, частично его разобрав), поднять – а она самое тяжелое, что есть на электростанции, – куда-то погрузить, как-то перевезти, смонтировать на новом месте, наладить, запустить… Будет ли все это после таких пертурбаций надежно работать? Кто будет эту турбину на новом месте обслуживать, если с ее производителем отношения расторгнуты? Мне кажется, тут вопросов больше, чем ответов, и идея переноса турбины в таких условиях выглядит фантастической.

Скорее, можно рассчитывать на имеющийся профицит генерирующих мощностей (35 ГВт) и ограничение роста спроса на электроэнергию в ближайшие годы на фоне экономического кризиса. Оценки Минэнерго РФ – плюс 1-2% потребления электроэнергии к концу года, оценки «Сообщества потребителей энергии» – до минус 5%. Если сбудется прогноз снижения спроса на электроэнергию (а мне он кажется более вероятным), то в итоге в единой энергетической системе (ЕЭС) России сложится еще больший профицит мощностей, чем есть сейчас, и его можно будет в том числе использовать и для компенсации постепенного выхода ПГУ из эксплуатации.

«Возврат к паросиловому циклу в энергосистеме – это явный шаг назад на 40 лет»

– А чем вообще так хорош парогазовый цикл, что его прям нужно стараться максимально сохранить? Ведь у нас все-таки большинство ТЭС работает на традиционных паротурбинных установках.

– ПГУ – это самая совершенная технология выработки электроэнергии на электростанциях, использующих в качестве топлива природный газ. В мире не придумали ничего лучше парогазового цикла для таких ТЭС – и по экологическим показателям, и по затратам топлива, и по производительности труда, и по габаритам, и по срокам строительства, и по удельной стоимости, и по многим другим параметрам. Паросиловая технология использовалась для новых станций с конца XIX века до 1980-х, но с тех пор, вот уже более 40 лет, все современные электростанции на природном газе – это только ПГУ и ГТУ.

Можно, конечно, по «старой» паросиловой технологии создавать теплоэлектроцентрали – ТЭЦ, которые будут вырабатывать тепловую и электрическую энергию в эффективном режиме когенерации. Но это не всегда и не везде возможно – в периоды, когда тепловая энергия не нужна потребителям в значительных количествах, эффективность этого режима резко снижается. Чаще всего такие ТЭЦ, спроектированные на полезное использование 85% сжигаемого топлива, за пределами отопительного сезона полезно используют лишь 30% – примерно вдвое меньше, чем современные ПГУ.

ПГУ и ГТУ тоже можно использовать в режиме когенерации, и тогда в отопительный период они будут полезно использовать не 55-60%, а 85-90% топлива. В долгосрочной перспективе парогазовые установки всегда, в течение десятилетий, будут сжигать меньше газа в пересчете на выработку единицы полезной энергии. Соответственно, у них больше возможностей для сокращения операционных затрат и для управления ценой для конечного потребителя. Таким образом, возврат к тотальному доминированию паросилового цикла в энергосистеме – это явный шаг назад на 40 лет.

«Объемы перетоков будут не сокращаться, а расти»

– В Татарстане ранее неоднократно заявлялось, что проблема энергосистемы – это дефицит эффективной мощности. Установленная мощность станций в республике – более 8 ГВт, а зимние пики – порядка 6 ГВт. Ставка на строительство ПГУ – это попытка в том числе сократить объемы перетоков из смежных энергосистем. Сейчас эту стратегию можно похоронить?

– В условиях ограничения доступа к парогазовой технологии – по крайней мере на ближайшие годы, пока в России не появится собственных эффективных газовых турбин большой мощности, о масштабном вводе новых эффективных мощностей на основе ПГУ и ГТУ действительно можно забыть. Более реальным выглядит сценарий с отключением неэффективной мощности в Татарстане и увеличением ее связей с соседними регионами, где мощность стоит дешевле. Таким образом, объемы перетоков будут не сокращаться, а расти.

Региональная логика (основанная на административных границах) подхода к энергосистемам вообще, на мой взгляд, несколько оторвана от реальности. ЕЭС России едина по определению, оптовый рынок электроэнергии также един (по крайней мере, в пределах первой ценовой зоны от Северо-Запада до границы с Сибирью), то есть энергосистема и технологически, и коммерчески едина вне зависимости от административных границ субъектов РФ. И надежность энергоснабжения, и цена на оптовом рынке не зависят от того, где эти границы проходят, поэтому стремление регионов становиться самодостаточными с точки зрения баланса потребления и производства электроэнергии выглядит довольно странным.

«Если сервиса не будет, то и турбина работать не будет»

– Если ПГУ на американских турбинах на казанских ТЭЦ уже работают, то схожие же блоки на турбинах Siemens на «Нижнекамскнефтехиме» и «Казаньоргсинтезе» еще строятся. Там проблемы будут аналогичные?

– Да. Учитывая мощность этих энергоблоков, они тоже на 100% импортные – значит, их сервис (после ввода в эксплуатацию) будет ограничен. Кстати, Siemens Energy уже заявила о том, что уйдет из России до конца этого года. Даже если эти машины уже физически находятся на стройплощадках, то до запуска объектов в коммерческую эксплуатацию нужно еще проделать очень большую работу: монтаж турбины, монтаж технологических связей, завершение строительных работ, пусконаладка, комплексное опробование… Есть соответствующий стандартный план действий, и почти на каждом шаге требуется участие и поддержка шеф-инженеров от Siemens. А после того как на комбинатах все-таки введут эти ПГУ в эксплуатацию, потребуется сервисное обслуживание. И мы возвращаемся в самое начало разговора. Если сервиса не будет, то и турбина работать не будет.

– Еще одну ПГУ на Нижнекамской ТЭЦ строит «Татнефть», но на базе оборудования от «Силовых машин». Нефтяная компания сейчас воспользовались правом сдвига запуска на год – с чем это может быть связано?

– Нет жесткой гарантии, что у «Силовых машин» появится работоспособный образец ГТЭ-170, готовый к поставке на Нижнекамскую ТЭЦ для работы в условиях коммерческой эксплуатации, а не стендовых испытаний. В публичной плоскости не было сообщений о том, что уже готов соответствующий экземпляр, то есть турбина, которая прошла испытания, которая показала, что она достигает определенных характеристик – и по надежности, и по вибрации, и по другим техническим параметрам (мощность, температура уходящих газов, наработка на отказ и т.д.). Испытания новых газотурбинных установок длятся месяцами, годами – мы это видели на примере ГТД-110 на испытательном стенде в Ивановской области.

– То есть нельзя сказать, что «Татнефть» стратегически верно поступила, сделав в свое время ставку на отечественную газовую турбину? Просто у нее будут другие проблемы с запуском ПГУ, получается.

– Трудно сказать. Возможно, «Татнефть» с бо́льшим доверием относится к проекту ГТЭ-170 или считает, что соответствующими рисками для нее как владельца Нижнекамской ТЭЦ можно эффективно управлять. Кроме того, важно понимать – мы уже ранее об этом говорили, – что ПГУ состоит не только из газовой турбины. И «Татнефти», и ее подрядчикам придется искать замену поставщикам и всего остального оборудования, поставщики которого уходят из России, тоже. Заниматься не только турбиной, а каждым конкретным насосом, задвижкой или трансформатором, а таких единиц оборудования на любой ТЭС сотни. Это, конечно, проблемы не космического масштаба, их можно решить, но придется поработать – найти альтернативных поставщиков, переделать проекты и планы закупок, перестроить логистику. Это все займет время. Так что «Татнефть» вполне логично воспользовалась возможностью перенести запуск своего проекта на год, это очень разумное решение в текущей ситуации.

«Татэнерго» получило бы очень эффективную суперсовременную электростанцию»

– Знаковый проект для Татарстана – модернизация Заинской ГРЭС – сейчас оказался фактически заморожен из-за отказа General Electric поставлять уникальную турбину. Какие альтернативы, на ваш взгляд, остались у «Татэнерго»?

– Этот проект замышлялся, как мне представляется, в расчете на три составляющие. Первая – очень высокая технологическая и топливная эффективность нового оборудования General Electric последнего поколения, которая позволяла на долгие годы снизить топливные затраты на выработку электроэнергии. Проект декларировался как рывок в сторону сокращения цены для конечных потребителей – или, по крайней мере, ограничения ее роста. Скорее всего, был и какой-то расчет на скидку от General Electric. Я знаю, что несколько компаний претендовало на этот проект, и наверняка американцы могли пойти на какие-то уступки по цене.

Второй важный момент – это эффект масштаба. Огромная единичная мощность – свыше 850 МВт, сконцентрированная в одном месте – в энергоузле Заинска. Соответственно, и капзатраты можно было сократить по максимуму.

И третье – привлечение в качестве ЕРС-подрядчика турецкой компании ENKA, хорошо зарекомендовавшей себя во время «волны» ДПМ-1, тоже могло сократить затраты и сроки реализации проекта или, по крайней мере, ограничить рост этих показателей, за счет эффективного управления инвестпроектом в целом.

Расчет был, мне кажется, на эти три фактора, которые бы привели к тому, что на выходе «Татэнерго», сильно рискнув, получило бы очень эффективную суперсовременную электростанцию с низкой себестоимостью электроэнергии. И в очень сжатые сроки – уже к 2024 году.

Сегодня технологическую эффективность уровня этой турбины GE, равно как и эффект масштаба – за счет единичной мощности, могут дать только другие поставщики из списка недружественных стран – например, тот же Siemens Energy или Mitsubishi Power, и вероятность позитивного исхода этой идеи не очень велика. Любой другой состав оборудования не даст такого эффекта. Так что первые два «фактора успеха» уже можно считать неработающими. Третий фактор – эффективное управление проектом – наверное, остается, но его роль в условиях отсутствия ключевого оборудования незначительна.

«Турбины, которые есть у Ирана, по нынешним меркам – это морально устаревшее оборудование»

– А в варианты с турбиной из Ирана или с той российской ПГУ, которая есть в собственности у «Татэнерго», вы не верите?

– Как я сказал ранее, в этом случае не получится обеспечить запланированный ранее уровень технологической эффективности и эффект масштаба. Более того, турбины, которые есть у Ирана, – это аналог машин мощностью до 160 МВт, которые в России ставились повсеместно в 2010-х. По нынешним меркам это морально устаревшее оборудование – никакого сравнения с «Альбертой» на Казанской ТЭЦ-3 или с той махиной на 571 МВт, что планировалось установить в Заинске. Ни у «Силовых машин», ни у Объединенной двигателестроительной корпорации (ОДК) машин такого уровня (как у GE для Заинской ГРЭС) нет даже в теоретических разработках. Поясню: если не получится сделать ту же большую мощность, сконцентрированную в одном месте, нужно будет увеличивать количество единичного оборудования меньшего масштаба. Все это сразу отразится на строительной части. И удельный CAPEX (капитальные затраты, – прим. Т-и) вырастет.

– А может ли «Татэнерго» вообще вывести Заинскую ГРЭС из эксплуатации без ущерба для энергосистемы? Или это какой-то нереальный сценарий?

– Устаревших и изношенных ТЭС, которые давно стоило бы вывести и демонтировать, в России много. Как правило, стандартным способом решения этой проблемы пока является вывод такого объекта в режим так называемой вынужденной генерации, при котором станция получает индивидуальный тариф на мощность и, соответственно, за счет него источник финансирования на проведение каких-то мероприятий по «продлению жизни». А «жизнь» электростанциям можно продлевать, в принципе, очень долго, если есть источник финансирования на их реконструкцию и регулярное своевременное «подлатывание», замену изношенных частей и конструктивных элементов.

Но если будет принято решение о выводе из эксплуатации – это тоже возможно, и для этого есть специальная стандартная процедура. После формального заявления собственника станции «Системный оператор» должен будет оценить, может ли ЕЭС России отказаться от этой мощности без ущерба для работы системы, оценить компенсирующие мероприятия и так далее. Может оказаться, что вывод из эксплуатации возможен, нужно будет просто усилить те же самые перетоки.

Читайте также: Турбины пока под парами: что ждет энергопроекты Татарстана в эпоху санкций?

Мельников Юрий Викторович – независимый эксперт по устойчивой энергетике, кандидат технических наук.

Окончил Ивановский государственный энергетический университет по специальностям «инженер тепловых электростанций» и «экономика энергетики».

Проработал 17 лет в инженерно-консалтинговом бизнесе, научно-исследовательских и образовательных организациях в электроэнергетике и промышленности.

В 2010–2017 годах трудился в российском подразделении международной компании Fichtner GmbH & Co KG (штаб-квартира в Штутгарте, ФРГ) и ООО «ЭФ-ТЭК» (г. Москва) на позициях заместителя гендиректора по развитию бизнеса. Специализировался в сфере энергоэффективности, генерации электроэнергии, технических экспертизах, техническом надзоре, маркетинге и бизнес-девелопменте.

С 2017 по 2022 год – старший аналитик, руководитель направления по водороду и энергоэффективности Центра энергетики Школы управления СКОЛКОВО, где отвечал за исследовательские и образовательные проекты в сфере водородной экономики и энергоэффективности.

С июля 2022 года в роли независимого эксперта сотрудничает с несколькими организациями, в том числе Дивизионом устойчивой энергетики Европейской экономической комиссии ООН.

Соавтор более 20 открытых исследований, вышедших на русском и английском языках, академический директор и соавтор нескольких образовательных программ.