Всероссийский теплотехнический институт (АО «ВТИ») завершил комплексную работу по оценке возможности, срока и условий дальнейшей эксплуатации газотурбинной установки (ГТУ) Молдавской ГРЭС. Комплексное исследование показало, что установка готова к безопасной работе ещё 25 000 часов.
В рамках проекта проанализирован режим эксплуатации ГТУ, проведён контроль состояния металла основных элементов турбины, исследованы рабочие лопатки 1-й и 2-й ступеней ротора. Особое внимание уделялось оценке повреждаемости деталей, термонапряжённому состоянию и циклической прочности ротора. По итогам работы установлено: газотурбинная установка, отработавшая более 107 000 часов, может продолжить эксплуатацию ещё 25 000 часов или 1 200 пусков при проектных параметрах. Институт также предоставил рекомендации по контролю состояния металла.
«Опыт, накопленный АО «ВТИ» в области диагностики паровых турбин, мы успешно применяем и для газовых турбин. В случае с Молдавской ГРЭС это особенно важно: станция удалена от основных научных центров России, и проведение работ потребовало высокой степени координации. Тем не менее специалисты Института подтвердили возможность продления ресурса оборудования, что открывает для заказчика дополнительные горизонты его эксплуатации», — подчеркнул Алексей Пчелинцев, директор по аналитическим исследованиям АО «ВТИ».
Работа Института имеет прикладное значение не только для Молдавской ГРЭС, но и для всей генерации. Продление ресурса газотурбинных установок позволяет оптимизировать капитальные затраты предприятий, снизить риск внеплановых остановок и обеспечить надежность энергоснабжения в долгосрочной перспективе.
Генеральный директор АО «ВТИ» Иван Болтенков отметил: «Сегодня энергетика ищет баланс между модернизацией и эффективным использованием действующего оборудования. ВТИ вносит свой вклад в эту задачу — наши исследования позволяют продлевать срок службы турбин без снижения надежности, предоставляя компаниям возможность планировать обновление мощностей более взвешенно».
Завершенные работы подтвердили научно-технический потенциал ВТИ как центра экспертизы по продлению ресурса энергетического оборудования. Институт продолжает развивать компетенции в области диагностики газовых турбин, что востребовано крупнейшими энергокомпаниями в России и за ее пределами.
Насколько актуален вопрос развития распределенной генерации? Требует ли он совершенствования отраслевого законодательства, снятия административных барьеров? Нужны ли какие-то особые механизмы или меры поддержки со стороны государства, чтобы способствовать продвижению собственной генерации в удаленных районах России?
На эти и другие вопросы в ходе Открытого интервью главному редактору газеты «Энергетика и промышленность России» Валерию ПРЕСНЯКОВУ ответил первый заместитель председателя Комитета Госдумы РФ по энергетике Валерий СЕЛЕЗНЕВ.
— С каждым годом вовлеченность в диалог отраслевого сообщества становится все больше. Например, некоторое время назад СО ЕЭС стал проводить общественные слушания по поводу СиПР. И это одна из хороших фишек, согласны?
— В целом — да, общественные слушания позволяют добиться большего баланса интересов. Но есть и негативные аспекты в виде значительного временного лага, который сопровождает обслуживание любого подобного документа: на сегодняшний день в инвестпрограмму сетевой компании невозможно включить те объекты, которых нет в СиПРе, потому что это будет считаться нецелевым использованием средств. А собственных денег сегодня зачастую хватает только на то, чтобы обслуживать процентную ставку банка.
Для того чтобы проложить новую линию, она должна быть включена в СИПР. Если ее нет, а мы видим, что в этой точке необходимо дополнительное соединение или дополнительная генерация, пока будем ходить по СИПРам, пройдет как минимум год — общественное слушание, регламенты и прочее.
Дальше — проектирование, на которое вместе с землеустройством уйдет от двух лет. То есть, если вдруг появляются средства на строительство или реконструкцию объекта для покрытия энергодефицита, их невозможно задействовать на горизонте трех лет. Считаю, что как минимум необходимо разрешить проектировать без согласования с СИПРом, если энергетики видят потребность в дополнительных объектах. И то, что Россети подняли данный вопрос, абсолютно правильно. Его решение требует серьезного и ответственного подхода, иначе с кого завтра спрашивать за энергодефицит?
— Нужны законодательные инициативы по этому вопросу?
— Безусловно. Но стоит отметить, что сейчас рассматриваются глобальные инициативы по изменению законодательства, которые изменят многие аспекты развития электроэнергетики, думаю, и эту проблему затронут тоже.
В частности, предусматривается создание специализированного банковского института для электроэнергетики и проектной организации (Росэнергопроект). Речь идет об унификации всех процессов и контроле за ними. Не так давно интересовался у министра энергетики РФ Сергея Цивилева, насколько это обоснованно? Он ответил, что по-другому просто не построить систему, которая бы отвечала запросам сегодняшнего дня.
Появляются целые отрасли экономики, которые мы предпочитаем не замечать, множатся дата-центры. А как побеждать в этой технологической гонке, если не закладывать соответствующие спросу параметры развития? Ладно, мы с майнингом поступили так, как поступили, то есть мы его запретили, хотя это тоже неправильно, потому что энергосистема не должна отказываться ни от одного потребителя. Но если мы точно так же будем от всех технологических решений отнекиваться, вроде бы как их нет, то завтра проиграем.
— Совет Рынка проводил исследование, и некоторые потребители говорили, что не хотят подключать новые производства к существующим сетям, потому что проще построить собственную генерацию… Проще?
— Честно говоря, я не знаю субъектов, которые хотят построить собственную генерацию, да еще и зарезервироваться от нее. Вы же понимаете, что для обеспечения второй категории надежности, не говоря уже о первой, надо понести расходы в двойном размере.
Поэтому обычно речь идет о строительстве генерации и сохранении сетевого присоединения, от которого будут брать электроэнергию, только когда требуется. И это в текущих условиях, действительно, может быть дешевле. Но от этого страдает электросетевой комплекс. А зачем тогда энергетической системе держать в резерве сетевой комплекс в постоянной готовности к подаче электроэнергии?
Поэтому и появилась инициатива «бери или плати», где потребителей обязывают оплачивать максимальный объем присоединенной мощности, а не фактически потребленный. Сейчас она дорабатывается, но полагаю, что как минимум для новых крупных потребителей скоро будет запущена.
Я не видел предприятий, готовых уйти в остров, отключиться от всего и понадеяться только, допустим, на дизельную генерацию.
— Нужны ли со стороны государства преференции тем, кто будет строить собственную генерацию? Хотя вижу, что, скорее всего, вы ответите отрицательно, потому что выгоднее развивать федеральные сети.
— Каждый киловатт электроэнергии, который берется из частной генерации при наличии общей сети, является дополнительной нагрузкой на всех остальных участников. Выход одного участника из общей системы — допнагрузка на тех, кто остается.
Лично я категорически против того, чтобы вообще давать возможность выходить из энергосистемы там, где она есть. Просто должен быть прямой запрет. Никому же не приходит в голову построить себе маленькую частную дорогу рядом с имеющийся трассой, потому что не хочется платить транспортные налоги.
Почему-то считают, что с энергосистемой можно творить все что угодно, так как у нее существует какая-то сверхъестественная гибкость. Но это не так. У энергосистемы есть баланс спроса и предложения, и если он будет нарушаться из-за того, что спрос будет уходить на собственные источники, то и предложение тоже должно снижаться — а это значит не поддерживать работоспособность сетей там, где нет активных потребителей, пересчитывать резервы. А потом наступают пиковые моменты, у потребителей по разным причинам встают их частные станции, они включаются в сеть и забирают эквивалент электроэнергии, способной запитать небольшой город. Как итог — все рушится и валится.
— Как быть с удаленными и изолированными территориями РФ? Должны ли быть приняты новые государственные меры поддержки для бизнеса, который туда приходит?
— Где нет никакой экономической целесообразности и исторически сложилось так, что единая централизованная инфраструктура отсутствует, экономически более выгодна распределенная генерация, и ее надо развивать. Но это должно быть государственное решение. Говоря о мерах господдержки, можно вспомнить про дальневосточную надбавку, которая, кстати, ложится полным рублем на плечи всех остальных потребителей ценовых зон. Сейчас речь идет о ее продлении до 2035 года.
Но тут есть маленькое «но». Не следует помогать всем. Надо часть этой надбавки направлять на мероприятия по замещению старой генерацию, достигшей предельной степени износа. Нужно переходить на гибридные установки (сочетание дизеля, ветра или солнца, накопителя). И сразу получим и экономический, и экологический, и логистический эффекты. Такие проекты должны приветствоваться. К примеру, Баимское месторождение. Как его снабжать энергией? Можно установить малую АЭС, которая обеспечит потребности отдельно взятой крупной компании с огромным месторождением. Ведь нецелесообразно тянуть тысячи километров высоковольтных сетей, чтобы в итоге получить тариф, который можно достичь меньшими значениями и развивая новые технологии.
— Один из депутатов ГД РФ назвал состояние энергетики главным тормозом развития экономики Арктики. И высказал идею создания единой структуры и передачи под управление, например, «Росатома» с перспективой перехода на микроатомные установки. Что вы думаете по этому поводу?
— «Росатом» — оператор развития Северного морского пути, который проходит через Арктику. Уверен, что там, где целесообразна установка, к примеру, плавучей атомной теплоэлектростанции (как «Академик Ломоносов» в Певеке), нужно ставить ее. При этом, когда мы говорим о целесообразности, речь идет как о технологических аспектах, так и об экономических. С другой стороны, где-то выгоднее использовать дизельную генерацию, гибридные установки. И тут возникает вопрос, почему выбором оптимального вида генерации должна заниматься единая структура? Это работа регуляторов. Надо развивать конкуренцию и не ограничивать ее искусственно там, где она возможна.
— А что вы можете сказать по поводу микрогенерации? По мнению некоторых, она является одним из недостающих элементов российской энергосистемы. А по сути — абсолютно малозначительный фактор в энергетике…
— Принятый в 2019 году закон о микрогенерации был, скорее, данью моде. Мы были вдохновлены западными моделями децентрализованной генерации и децентрализованных сетей. Честно говоря, не вижу больших перспектив в микрогенерации по многим причинам. Как минимум она требует подключения техприсоединения и мероприятий, которые бы позволили работать на выдачу, а не на прием. Это все стоит денег. Кроме того, есть риск возникновения новой перекрестки. Зачем?
Микрогенерация дает крохи, при этом требуя серьезного регулирования и отнимая силы на решение глобальных проблем.
— Нужна ли нам новая парадигма энергетики?
— Здесь, как и везде: все новое — это хорошо забытое старое. Все более очевидным становится, что новым типам потребителей нужны, в первую очередь, надежность и предсказуемость. А это наиболее успешно можно реализовать, только вернувшись к централизованной системе.
Сейчас наша энергосистема больна. Ее развинтили в начале 2000-х, и нужно собирать заново, воссоздать то, что было задумано как очень надежная схема. Думаю, что рано или поздно мы вернемся к тому, что энергоресурсы будут сконцентрированы в одних руках, желательно — в государственных.
ПАО «ТГК-1» планирует построить на площадке Электростанции №2 (ЭС-2) Центральной ТЭЦ в Санкт-Петербурге энергоцентр с тригенерацией — одновременной выработкой электричества, тепла и холода.
Установленная мощность холодильного оборудования станет рекордной для России — 18 МВт.
Энергоцентр ТГК-1 займет не более 1100 квадратных метров и будет интегрирован в существующий технологический цикл производства тепловой энергии от новой водогрейной котельной на площадке ЭС-2 Центральной ТЭЦ. Вырабатываемый холод позволит обеспечивать потребности в кондиционировании и охлаждении расположенных поблизости общественно-деловых пространств. Завершить строительство энергоцентра планируется до 2030 года, сейчас он находится на стадии проектирования.
«Новый энергоцентр с тригенерацией — знаковый проект для ТГК-1, так как знаменует выход компании на новый рынок централизованного холодоснабжения. Кроме того, это важно и для социально-экономического развития Петербурга. Потенциальными потребителями холода в промышленных масштабах могут стать медучреждения, метрополитен и дата-центры, а также планируемые к строительству на смежных территориях жилье и апартаменты. Если проект окажется успешным, тригенерация может появиться и на других площадках компании», — рассказал заместитель управляющего директора по управлению имуществом ПАО «ТГК-1» Эдуард Лисицкий.
Справка
Мощность нового энергоцентра с тригенерацией составит 18 МВт выработки холода, 4 МВт электрической мощности и 3,5 Гкал/ч тепловой энергии. Производить холод будут абсорбционные бромистолитиевые холодильные машины (АБХМ) и парокомпрессионные холодильные машины (ПКХМ). АБХМ используют для работы горячую воду от новой водогрейной котельной, а ПКХМ будут работать на электрической энергии газопоршневых агрегатов. При этом выхлопные газы от работы газопоршневых установок поступят в контур утилизации тепла, где нагреют воду, которая будет использоваться для собственных нужд станции, а также резервирования работы холодильного оборудования при нештатных ситуациях.
ПАО «ТГК-1» (входит в Группу «Газпром энергохолдинг») — ведущий производитель и поставщик электрической и тепловой энергии в Северо-Западном регионе России. ТГК-1 объединяет 51 электростанцию в четырех субъектах РФ — Санкт-Петербурге, Республике Карелия, Ленинградской и Мурманской областях.
