В филиале «Энергозапчасть» ОАО «Белэнергоремналадка» осуществляются работы по изготовлению впрыскивающего пароохладителя первой ступени. Указанное оборудование предназначено для проведения текущего ремонта котлоагрегата ТГМ-84Б ст. №1 филиала «Мозырская ТЭЦ» РУП «Гомельэнерго».
Впрыскивающий пароохладитель выполняет важную функцию по регулированию температуры перегретого пара в паровом тракте котлоагрегата, обеспечивает стабильность и надежность эксплуатации оборудования за счет регулирования тепловой нагрузки на элементы пароперегревателя.
Для котла типа ТГМ-84Б, как правило, впрыскивающий пароохладитель первой ступени размещается между поверхностями нагрева. Такое расположение позволяет осуществлять регулирование температурных параметров пара в поверхностях нагрева котлоагрегата.
Все работы выполняются специалистами филиала в строгом соответствии с техническими регламентами и проектными требованиями. Запланированный комплекс мероприятий будет завершен в установленные договором сроки.
Японская Mitsubishi Heavy Industries Ltd. в течение следующих двух лет намерена удвоить мощность производства газовых турбин на фоне растущего спроса на электроэнергию и соответствующее оборудование, пишет Bloomberg.
В интервью агентству генеральный директор компании Эйсаку Ито заявил, что японский производитель получает всё больше заказов, отчасти из-за того, что срок эксплуатации турбины, установленных несколько десятилетий назад, истекает.
«Мы стремились увеличить производственные мощности на 30%, но этого недостаточно для удовлетворения растущего спроса. Выполнение этих заказов – наш главный приоритет», – сказал г-н Ито.
После того, как Bloomberg News сообщило о планах компании по увеличению производственных мощностей, акции Mitsubishi Heavy выросли на 2,5%. Утром 1 сентября компания вошла в число лидеров роста японского индекса Topix.Решение было принято в то время, когда спрос на газовые турбины во всем мире возрос в связи с ростом числа центров обработки данных (ЦОД), появлением новых производственных объектов и продолжающейся электрификацией. Природный газ рассматривается как стабильная альтернатива ветровой и солнечной энергии, которая к тому же чище, чем сжигание угля, и более доступна, чем атомная энергия. Другие производители, такие как GE Vernova Inc., также отмечают рост заказов на турбины, пишет Bloomberg.
Прогноз роста потребления электроэнергии со стороны ЦОДов представлен на графике ниже:
По словам Эйсаку Ито, Mitsubishi Heavy работает над расширением производства за счёт повышения эффективности своей производственной цепочки, даже несмотря на то, что стоимость изготовления турбин за последние несколько лет почти удвоилась из-за высоких затрат на материалы и персонал.
Циклы подъёмов и спадов в спросе на турбины делают долгосрочные инвестиции рискованной ставкой, учитывая разброс прогнозов относительно скорости и объёма будущего спроса со стороны ЦОДов, отмечает Bloomberg. Расходы Mitsubishi Heavy останутся разумными, заявил г-н Ито. «Цель – быть максимально экономными», – добавил он, несмотря на то, что по прогнозам спрос должен оставаться высоким в течение следующего десятилетия.
Компания «Русь-Турбо» завершила капитальный ремонт паровой турбины Siemens SST-600 Сочинской ТЭС, входящей в структуру АО «Интер РАО – Электрогенерация». Эта станция — главный источник энергоснабжения курортного региона и современный объект российской энергетики, который по своим технико-экономическим показателям и уровню защиты окружающей среды является одним из самых эффективных в России.
Сочинская ТЭС — уникальный объект, спроектированный и построенный в начале 2000-х с учетом географических и экологических особенностей, а также в соответствии с Программой развития города Сочи и подготовки к проведению зимних Олимпийских игр 2014 года.
«Проект в Сочи был для нас достаточно интересным, несмотря на некоторые особенности, — отметил генеральный директор ООО «Русь-Турбо» Олег Дмитриев.
— Во-первых, Сочи — южный город, с жарким климатом, в котором легко отдыхать, но тяжело работать. Во-вторых, в ходе ремонта наши специалисты обнаружили большой объем недочетов, работы по которым ранее не обсуждались с заказчиком, мы попросту не были готовы к этому, а объект нужно было сдать в срок, в связи с чем пришлось серьезно повысить интенсивность ремонта.
«Изначально планировался капитальный ремонт турбины с вспомогательным оборудованием, но в ходе проведения ремонта выявлены недопустимые дефекты, которые необходимо было восстановить в кратчайшие сроки без возможности поставки новых запчастей, а только пользуясь своим опытом и незначительным перечнем запчастей, имеющихся у заказчика на складе, — пояснил технический директор ООО «Русь-Турбо» Артем Станюлис.
— В целом, на Сочинской ТЭС специалисты «Русь-Турбо» провели ремонт блока паровой турбины Siemens, начиная от самой турбины, завершая клапанами БРОУ и вакуумными насосами с конденсатором, которые установлены на станции в 2004–2009 годах».
В рамках капитального ремонта выполнен большой объем работ, включая перелопачивание ротора и реновацию системы крепления бандажной проволоки.
Компания «Русь-Турбо» традиционно применила собственные решения в рамках обратного инжиниринга — технология направлена на выявление причин выхода из строя оригинальной детали или узла и создание более надежного и эффективного изделия, а не копирование чужих ошибок. Реверс-инжиниринг от «Русь-Турбо» — будь то капитальный ремонт или модернизация деталей — это совокупность уникальных подходов, позволяющих заказчику получить обновленное оборудование с гарантией и в сжатые сроки.
На Сочинской ТЭС был перепроектирован и на площадке ремонтно-механического цеха «Русь-Турбо» заново изготовлен новый ротор для вакуумного насоса взамен полностью изношенного старого оборудования, созданы детали для регулирующих клапанов, большое количество уплотнений, стальные крышки насосов, заменившие прежние неисправные алюминиевые аналоги, а также собран комплект рабочих колес питательного насоса для турбины, который передан заказчику для установки в ходе следующего ремонта.
Участие в данном проекте компания «Русь-Турбо» приняла по итогам тендера. Ремонт выполнен за три месяца — турбина сдана в эксплуатацию и работает в штатном режиме, бесперебойно обеспечивая потребителей курорта необходимыми энергоресурсами.
Создание перспективных наукоемких продуктов, востребованных на отечественном рынке и способных по своим характеристикам конкурировать с продукцией ведущих западных производителей, является одним из драйверов развития и экономического роста предприятий машиностроительной отрасли.
К 2029 году, согласно прогнозу Минпромторга, производственные возможности России по выпуску газовых турбин вырастут на 75%. В министерстве уточнили, что совокупные производственные возможности на сегодня — восемь штук в год, с ростом до 12 уже в 2027 году и до 14 в 2029 году. На текущий момент заключены контракты на поставку 16 турбин большой мощности, что обеспечивает необходимую загрузку энергомашиностроительных предприятий в ближайшие два года.
В горизонте 10 лет потребность внутреннего рынка в турбинах большой мощности оценивается в 50 единиц, и согласно требованиям регулятора покрываться она должна за счет возможностей отечественного производителя. Многим российским предприятиям и целым отраслям пришлось проходить путь разработки и расширения номенклатуры собственного оборудования ускоренными темпами за последние несколько лет.
Показательный пример в этом отношении демонстрирует АО «Силовые машины», глобальная энергомашиностроительная компания, которая объединяет конструкторское бюро и производство, где уже запустили в серию две новые турбины и готовят выпуск еще одной, более мощной модели.
«»Силовые машины» продолжают реализацию программы по созданию отечественных газовых турбин большой мощности. Компания изготавливает два типа газовых турбин — ГТЭ-170 и ГТЭ-65, производство которых уже освоено и превращается в серийное. Что касается ГТЭ-170, то мы предлагаем версию ГТЭ-170.2 — с модернизированным осевым компрессором и усиленным подшипником компрессора, — рассказал начальник управления инженерно-технического сопровождения сервиса ГТУ, дирекции программы ГТУ «Силовые машины» Александр Михайлов.
— В настоящее время в производстве находятся 14 газовых турбин в разной степени готовности».
«Считаем, что наши машины обязательно себя найдут как на внутреннем, так и на внешнем рынках. К примеру, мы видим их в проектах газификации за рубежом».
Перспективной разработкой компании является ГТЭ-65 —турбина более высокого класса. В ней модернизированы осевой компрессор, турбина, изготовлен усиленный опорно-упорный подшипник, а также спроектирована и изготовлена принципиально новая камера сгорания.
«В рамках этого проекта для проверки расчетных характеристик мы изготовили модельный компрессор и провели его испытание. В результате испытаний получили высокую сходимость полученных параметров модельного компрессора с расчетными», — пояснил Александр Михайлов.
Взгляд на перспективу
Дальнейшие перспективы развития компания видит в создании новых моделей. «У нас есть амбиции — рост вверх по мощностям. Планируем на основе имеющихся разработок увеличить мощность газовой турбины с 167 МВт до 190−200 МВт путем модернизации основных компонентов ГТЭ-170. Соответствующая работа над концептом и эскизными проектами уже ведется.
Еще одна перспектива — ГТЭ-300. Правда, о точной мощности пока рано говорить, но будущая разработка имеет все шансы вытеснить и заменить уходящие, выработавшие свой ресурс импортные машины (Siemens, General Electric и другие). Все они постепенно будут выводиться из эксплуатации. Этот процесс может ускорить также и недостаток запчастей наряду с дефицитом фирменного сервиса от зарубежного производителя. Считаем, что наши машины обязательно себя найдут как на внутреннем, так и на внешнем рынках. К примеру, мы видим их в проектах газификации за рубежом. В любом случае, к конкуренции с западными производителями мы готовы», — считает заместитель генерального конструктора АО «Силовые машины» Сергей Оськин.
Максимальный эффект
В техническое перевооружение производства газовых турбин АО «Силовые машины» инвестировали 14,5 млрд рублей. Был обновлен станочный парк (в том числе для выпуска 10 ГТУ в год), создан участок нанесения термобарьерных покрытий на компоненты горячего тракта, организовано производство литых заготовок лопаток турбины.
Компания также реализует НИОКР по разработке ГТУ большой мощности. Объем инвестиций в НИОКР — около 10,5 млрд рублей, из них 6,8 млрд — субсидия Минпромторга РФ. По мнению Сергея Оськина, денежные средства были израсходованы с максимальной эффективностью.
«Мы выпустили рабоче-конструкторскую документацию (РКД) на ГТЭ-65. Эта газовая турбина является нашей собственной разработкой, у нее нет никакой родственной индустриальной газовой турбины. Кроме того, выпущена РКД и уже начался монтаж на электростанции первой ГТЭ-170. У этой модели есть прародитель, но объем доработок и модернизации был достаточно большой, чтобы машина достигала передовых технических параметров и заслуженно считалась инновационной.
Александр Михайлов: «В настоящее время в производстве находятся 14 газовых турбин в разной степени готовности».
Выделенные средства были направлены на создание стенда натурных испытаний камер сгорания. Стенд — полноразмерный, позволяющий проводить испытания при соответствии рабочим параметрам температуры, давления и расходов воздуха. На нем можно доводить камеры сгорания в ГТУ до необходимых выбросов оксидов азота, чтобы они соответствовали принятым мировым экологическим стандартам. В настоящее время испытания камер сгорания продолжаются.
Кроме того, на автономных стендах испытали узлы ГТУ. Речь идет про модельный компрессор, камеру сгорания, лопатки, подшипники и другие компоненты», — рассказал Сергей Оськин.
Если говорить про интеллектуальные инвестиции, то компания создала нематериальные активы (патенты, ноу-хау, программы ЭВМ) в количестве более 11 штук, разработала и внедрила технологии изготовления деталей и узлов ТГЭ-170.1 и продолжает процесс интеграции технологий для ГТЭ-65.1.
Требуется поддержка
Для развития производства отечественных турбин требуется поддержка свое-временным проведением отборов КОММОД и КОМ НГО, соблюдение требований локализации согласно положениям постановления Правительства РФ №719 «О подтверждении производства российской промышленной продукции» всеми участниками отбора. Кстати, обязательными требованиями данного постановления являются наличие прав на конструкторскую и технологическую документацию, наличие собственного программного обеспечения, сделанного на территории России, наличие отечественной системы управления, а также обязательное требование об изготовления всех частей, в том числе — горячей части, на территории РФ, включая отливки для турбинных лопаток.
Позитивное влияние требований к локализации по постановлению Правительства РФ №719 для ГТУ выражается в том, что, во-первых, ускоряется развитие поставщиков заготовок и компонентов ГТУ в РФ, а во-вторых, создаются равные конкурентные условия для производителей ГТУ и комплектующих внутри страны.
До 2050 года в РФ запланирован ввод в эксплуатацию порядка 45 ГВт новых и модернизированных генерирующих мощностей с ГТУ отечественного производства. К этому же сроку в РФ должно быть полностью локализовано производство газовых турбин средней и большой мощностей.
«В первую очередь необходимо создать условия для якорного заказа. Такой подход позволит двигаться вперед не только нам, но и всем российским турбиностроителям. Хочу напомнить, что история мирового турбиностроения всегда включает в себя этапы доводок пилотных образцов. Этот процесс очень ответственный и серьезный», — подытожил Сергей Оськин.
Поддержки также требует создание паросиловых установок (ПСУ), потому что технология суперсверхкритических параметров пара (ССКП) очень перспективна для турбиностроения и ее нужно активно осваивать.
В ближайших планах компании вывод на рынок собственных ветроэнергетических установок (ВЭУ). Этим направлением, по словам Сергея Оськина, компания очень серьезно занимается. Он не стал раскрывать подробности диапазона мощностей, заметив, что когда встает вопрос об открытии производства, то якорный заказ также будет ключевым событием.
В перечень мероприятий, реализация которых позволит турбиностроителям двигаться вперед, входят развитие производителей крупных отливок и поковок с целью снижения сроков поставки, роста качества литья и поковок, а также разработки в области новых материалов и технологий.
Потребление электроэнергии на Дальнем Востоке продолжает расти. В связи с запуском новых промышленных и инфраструктурных проектов в регионе к 2030 году требуется новая генерация. Председатель правления АО «Системный оператор Единой энергетической системы» Федор Опадчий рассказал «Компании», какие шаги для устранения прогнозируемого дефицита энергии будут предприняты в ближайшее время..
— Как выглядит Дальний Восток на энергетической карте страны? Какие особенности региона можно выделить в первую очередь?
— На Дальнем Востоке нет привычной «географической» привязки энергосистемы к региону. Основная часть потребления электроэнергии относится к Объединенной энергосистеме Востока (ОЭС Востока), которая сегодня работает изолированно от Европейской и Сибирской части Единой энергетической системы России (ЕЭС России). Кроме того, значительная часть территории включает в себя четыре технологически изолированные энергосистемы — Сахалин, Камчатка, Магадан и Чукотка, а еще — большие территории с децентрализованным энергоснабжением. Важно помнить и о Бурятии с Забайкальем: административно они входят в Дальневосточный федеральный округ, но с точки зрения электроэнергетики — «подключены» к ОЭС Сибири и не имеют постоянно работающих связей с ОЭС Востока.
В целом Дальний Восток в энергетике — это мозаика централизованных и изолированных систем, а также зон децентрализованного энергоснабжения, в каждой из которых — свои вызовы и решения.
— Какие проблемы объединяют этот непростой регион?
— Спрос на энергию вслед за реализацией крупных экономических проектов растет здесь намного быстрее, чем в среднем по стране. И на всей огромной территории остро стоят вопросы дефицита энергии и потребности в новых мощностях и модернизации сетей.
На существующую тепловую генерацию влияет высокая аварийность, что обусловлено большим износом далеко немолодого оборудования и повышенной нагрузкой. Еще один важный фактор — зависимость ОЭС Востока от фактических запасов гидроресурсов ввиду значительной доли ГЭС в энергобалансе. В периоды маловодья, когда возникают ограничения на выработку гидроэлектростанциями, нагрузка на тепловую генерацию дополнительно возрастает.
— В Схеме и Программе развития электроэнергетических систем на 2025–2030 годы (СиПР) ОЭС Востока отнесена к числу территорий технологически необходимой генерации. Это означает, что здесь в первую очередь необходимо строить новые электростанции. Что планируется сделать?
— Согласно документам перспективного планирования, до 2030 года в ОЭС Востока требуется дополнительный к уже принятым ранее решениям ввод более 600 МВт так называемой традиционной тепловой генерации и не менее 1700 МВт — возобновляемых источников энергии. Также необходимо завершить уже реализуемые проекты по вводу, расширению или модернизации действующих электростанций: Артемовской ТЭЦ-2, Партизанской ГРЭС, Владивостокской ТЭЦ-2, Приморской ГРЭС, Шепаловской ТЭС, Хабаровской ТЭЦ-4, Нерюнгринской ГРЭС, Свободненской ТЭС, Якутской ГРЭС, Якутской ГРЭС-2, Южно-Якутской ТЭС, ГПЭС Вилюйск, Светлинской ГЭС.
Для покрытия локальных дефицитов мощности в ОЭС Востока планируется новая традиционная генерация — тепловые электростанции (ТЭС) на угле и газе. Поиск инвесторов будет проходить через механизм конкурентного отбора мощности новых генерирующих объектов (КОМ НГО).
Также на Востоке планируется развитие сетевой инфраструктуры, в частности строительство линий 220 кВ Таксимо — Чара, Даурия — Могоча, Южно-Якутская ТЭС — Нижний Куранах и линий 500 кВ Хабаровская — Комсомольская и Приморская ГРЭС — Варяг. Предусмотрено развитие сети 220 кВ на Камчатке.
Отдельных решений требуют изолированно работающие Сахалинская, Чукотская и Камчатская энергосистемы, где также необходим ввод новой генерации.
— Можно ли закрыть дефицит только с помощью быстровозводимых солнечных или ветряных станций?
— Для ОЭС Востока определена технически обоснованная доля ВИЭ, при которой комбинация действующих и новых генерирующих мощностей будет эффективной. Как я уже сказал, это порядка 1,7 ГВт СЭС и ВЭС, но значительно больше этого объема строить при текущем уровне потребления и структуре другой генерации не целесообразно.
Поскольку выработка электроэнергии такого типа не является гарантированной, в энергосистеме должна быть и традиционная генерация, которая обеспечит поддержание энергобаланса и при отсутствии ветра или в пасмурную погоду. На Востоке есть ГЭС, способные «подстраховать» ВИЭ, но сейчас еще больший объем СЭС с ВЭС эффективно интегрировать в энергосистему Востока не получится, так как возможностей для «подстраховки» уже не хватает. И тогда придется ограничивать выработку ВИЭ и все равно строить традиционные типы электростанций.
Для реализации планов по строительству ВИЭ-генерации по распоряжению правительства уже состоялся дополнительный конкурсный отбор проектов, итоги которого были подведены 31 июля. Отобраны проекты суммарной мощностью более 1500 МВт: ветроэлектростанции — более 500 МВт в Амурской области и Хабаровском крае, солнечные электростанции — более 1000 МВт в Амурской области и Еврейской автономной области.
— Этих шагов достаточно, чтобы к 2030 году победить энергодефицит в регионе?
— При сохранении прогнозируемой динамики роста спроса и успешной реализации запланированных проектов к 2030 году энергодефицит не ожидается, а параметры энергосистемы, включая величину резервов, должны быть приведены к нормативным значениям.
— Как бы вы определили ключевой приоритет в развитии энергосистемы Дальнего Востока?
— Ключевым приоритетом была и остается надежность ее работы, которую важно обеспечить самым экономичным способом — то есть наиболее дешевым из возможных для потребителей электроэнергии. При выборе вариантов покрытия спроса учитываются наличие топлива, сроки строительства, доступность оборудования и другие факторы. Обычно оптимальный результат достигается, когда развивается сбалансированная комбинация разных типов генерации, учитывая их физические и экономические особенности.
В ОЭС Востока предусмотрено создание атомной энергетики как эффективного типа базовой генерации, гидрогенерации как наиболее маневренного ее типа и, конечно, ВИЭ как экологичного источника энергии. На горизонте 2042 года, согласно Генсхеме, в Дальневосточном федеральном округе планируется построить две новые АЭС, пять ГЭС общей мощностью свыше 3,1 ГВт и одну гидроаккумулирующую электростанцию (ГАЭС) мощностью 0,6 Гвт.
— В этом году Дальний Восток впервые включен в структуру российского энергорынка. Как прошел переход?
— ОЭС Востока функционирует во II ценовой зоне оптового рынка электроэнергии и мощности с 1 января 2025 года. Режимы работы энергосистемы значимо не изменились, поскольку в момент перехода в ОЭС Востока одномоментно не появились ни новые потребители электроэнергии, ни новая генерация, ни значимые сетевые объекты. Главное для нас то, что переход на новые рыночные технологии планирования и управления прошел без сбоев, а сама энергосистема продолжила стабильную работу. Не было и резких ценовых последствий.
— Какие изменения произошли для потребителей и производителей электроэнергии в регионе с переходом к рыночным механизмам?
— На сегодняшний день основная ценность перехода — это возможность применения в ОЭС Востока отработанных механизмов оптимизации загрузки электростанций, получение справедливых ценовых сигналов, принятие решений и реализация проектов по вводу новой генерации, модернизация действующей.
Включение ОЭС Востока в состав ценовых зон позволяет задействовать отработанные инвестиционные инструменты, такие как КОМ НГО, отборы поставки мощности ВИЭ и отборы проектов модернизации тепловых электростанций.
Поддержание генерации в готовности к работе в рамках конкурентного отбора мощности также является важным элементом обеспечения надежности работы энергосистемы. В ценовых зонах в рамках оптового рынка мощности собственники действующих электростанций принимают долгосрочные обязательства по обеспечению готовности к работе. В момент перехода в ценовую зону электростанциями ОЭС Востока такие обязательства были приняты до конца 2028 года, что позволяет более точно прогнозировать перспективные балансы в энергосистеме, а значит — повышать качество и эффективность решений по ее развитию.
Для потребителей переход к рынку означает следующее: прямо сейчас условия их работы значимо не изменились, но запуск рынка дал инструменты, позволяющие в ближайшем будущем более эффективно решать проблемы энергодефицита в регионе. Все это создает «энергетический фундамент» для новых экономических проектов, что важно для развития экономики и комфортной жизни на Дальнем Востоке.
