10.12.2012 Журнал «Газпром», №11, 2012
На вопросы журнала отвечает директор по развитию высокотехнологичных активов ГК «Ренова», генеральный директор ЗАО «РОТЕК», Председатель Совета директоров ЗАО «Уральский турбинный завод» Михаил Лифшиц.
— Михаил Валерьевич, известно, что Уральский турбинный завод (УТЗ) уже полвека сотрудничает с газовой промышленностью. По каким направлениям сейчас развиваются партнерские отношения? Какова доля «Газпрома» в портфеле заказов завода?
– Вы были правы, когда упомянули о многолетнем опыте совместной работы УТЗ с газовой отраслью, поскольку еще в 1960‑е годы на предприятии было создано КБ по газовым турбинам. Тогда же начался выпуск первых газоперекачивающих агрегатов (ГПА) ГТ-6–750 мощностью 6 МВт. Затем были разработаны газовые турбины мощностью 16 и 25 МВт. Всего на промыслах и объектах Единой системы газоснабжения было установлено 288 ГПА (подавляющее большинство – ГТ-6 –750) производства нашего завода совокупной мощностью 1830 МВт.
В настоящее время мы продолжаем взаимодействовать с «Газпромом» по данному направлению, но хочу отметить, что сейчас наш основной партнер в Группе «Газпром» – генерирующие компании, которые входят в холдинг «Газпром энергохолдинг», и, соответственно, основная тема партнерских отношений – электроэнергетика. Поэтому если рассматривать только сотрудничество по газовой тематике, то доля «Газпрома» в общем портфеле заказов составляет не более 5 %, если же брать и электроэнергетические проекты, то она возрастает примерно раза в три.
– Хорошо, давайте сначала коснемся традиционной сферы сотрудничества, а потом поговорим об электроэнергетике. Какие связанные с ГПА проекты УТЗ реализует совместно с «Газпромом»? Есть ли у предприятия планы по модернизации и повышению надежности эксплуатируемых сейчас агрегатов?
– Здесь, как мне представляется, надо разделить то, что мы имеем сейчас, и то, что планируем. На сегодняшний день в реализации находится совместный с ОАО «Искра–Турбогаз» контракт на модернизацию трех турбоагрегатов ГТН-6, установленных на дожимной компрессорной станции №3 (месторождение Медвежье) ООО «Газпром добыча Надым». В дальнейшем ожидается модернизация еще девяти наших ГПА на этом месторождении. Отмечу, что опыт работы дожимных компрессорных станций на Медвежьем показывает высокую степень надежности произведенных нами машин в сложных климатических условиях, включая случаи частичных подвижек свайных оснований под агрегатами.
Теперь о том, что касается будущего. Вы спрашиваете о повышении надежности ГПА. Что касается наших маленьких (то есть в 6 МВт) турбин, то там повышать нечего. Потому что надежнее, по-моему, промышленность ничего не видела. При сильно перетяжеленном корпусе, имеющемся КПД и достаточно низкой температуре внутри турбины она в таких режимах будет вращаться всегда. В данном вопросе задачу мы ставим себе по-другому – апгрейд этих машин. Иными словами, применяя новые материалы и меняя аэродинамику и газодинамику внутри машины, мы планируем поднять температуру, давление и КПД (выше 30 %). В следующем году мы представим нашу разработку «Газпрому».
– Вы готовы осуществить модернизацию всех ваших агрегатов, эксплуатируемых «Газпромом»?
– В принципе да, если таково будет желание заказчика. Но пока об этом говорить рано, поскольку впереди еще много работы. Ведь речь идет о том, чтобы прийти на рынок, по сути, с новым продуктом, за который было бы не стыдно. И еще необходимо удержаться в рамках разумных затрат. Понятно, что, когда мы применяем материалы, которые работают при нужных температурах, экономика проекта начинает кусаться. Требуется найти оптимальное соотношение цены и качества.
Полный апгрейд
– Давайте перейдем к сотрудничеству с генерирующими компаниями Группы «Газпром».
– В рамках электроэнергетики мы работаем с «Газпромом» по нескольким проектам, но у нас в планах серьезное расширение масштабов сотрудничества. Начну по порядку. Одно из ключевых наших направлений в энергетическом секторе – апгрейд самых ходовых моделей паровых турбин на 100 и 250 МВт, выпущенных в советское и постсоветское время. Это очень интересная идея, учитывая, что только паровых турбин Т-100 на российских электростанциях эксплуатируется порядка 200 штук.
То есть даже тогда, когда будут реализованы все проекты ДПМ, которые предполагают ввод новых генерирующих мощностей, таких турбин всё равно останется больше всего. А значит, у всех «генераторов» рано или поздно возникнет вопрос – то ли выводить эти турбины и строить новые, то ли, проведя серьезную модернизацию, продлить им ресурс. Еще надо иметь в виду, что второй вариант потребует вдвое меньше затрат.
Поэтому мы поставили себе задачу – разработать план модернизации таких турбин, удержавшись в том же самом формфакторе, на том же фундаменте, с теми же принципиальными гидравлическими, паровыми и электрическими схемами. Что радует – мы с этой задачей справились и теперь предлагаем свои решения заказчику как на «сотую» турбину, так и на Т-250 (самая мощная на сегодняшний день турбина, выпускаемая УТЗ). Во втором случае решение по модернизации является совместной разработкой с Alstom, в партнерстве с которой наша компания получила уникальный опыт, так как мы не формировали никаких СП, работая в рамках подписанного соглашения. Французская инжиниринговая группа прожила в нашем КБ почти полгода, и в итоге мы подготовили для ОАО «Мосэнерго» красивый проект «Модернизация турбин Т-250», поскольку на ТЭЦ этой генкомпании эксплуатируется 19 таких машин.
– То есть «Мосэнерго» уже обозначило вам свои пожелания?
– Нет, тут дело в другом. Есть техническое понятие ресурса, и есть конкретный фактор, что ресурс этих турбин в соответствии со сроком их службы подходит к завершению, причем у четырех-пяти турбин – уже в следующем году. Через год – еще у нескольких, и так далее. Соответственно, как производители оборудования, мы должны иметь что предложить заказчику – чтобы это было не простым ремонтом, не бесконечными бюджетными «починялками». Наш апгрейд дает новый ресурс на 200 тыс. часов, как и положено. Значительно увеличивается при этом и межремонтный ресурс. Срок капремонта в новом формате будет через 100 тыс. часов, тогда как до этого было порядка 40 тыс. Также возрастает КПД проточной части по цилиндрам где-то от 4 до 7 %.
– А когда вы планируете начать работу по этим проектам?
– «Мосэнерго» сейчас просчитывает экономику, рассматривая разные варианты апгрейда, поскольку мы предлагаем три версии решения данной задачи. Например, можно увеличить мощность турбины до 330 МВт, но это уже более глубокая и более затратная работа. Словом, всё зависит от заказчика. Надеюсь, что в следующем году здесь будут какие-то подвижки.
При этом мы прекрасно отдаем себе отчет в том, насколько сложно принять такое решение. Ведь я не открою секрета, если скажу, что российским «генераторам» государство не создает никаких стимулов для модернизации оборудования. У нас ведь как получается: если мы строим новый блок по ДПМ, то государство и гарантирует, и стимулирует, и всё у нас хорошо. А вот если мы получаем тот же мегаватт от модернизации существующего блока, то он никому не нужен и делать его невыгодно. На мой взгляд, это неправильно, и поэтому совершенно справедливо, что энергокомпании не первый год добиваются принятия некой стратегии или программы по модернизации действующих мощностей. Такая задача представляется более актуальной, чем даже строительство новых энергообъектов.
Возвращаясь же к «Мосэнерго», скажу, что не надо представлять ситуацию так, будто мы направили предложения и сидим, ждем у моря погоды. Нет, мы находимся с нашими коллегами в постоянном диалоге, выполняем работы в рамках действующих контрактов. Например, провели инспекцию горячего тракта газовых турбин Siemens V 94.2. Поясню, что инспекция – это не просто пришли и посмотрели, как всё работает. Она включает в себя, если есть такая необходимость, и замену отдельных компонентов – лопаток, теплового экрана или камеры сгорания, и ремонтные работы.
Питерская модернизация
– Вы сказали, что у вас есть предложения по апгрейду Т-100?
– Да, и по данному проекту мы уже сотрудничаем с ТГК-1, которая, как и «Мосэнерго», входит в группу «Газпром энергохолдинг». Еще в 2009 году мы провели модернизацию турбины Т-100–130 на Выборгской ТЭЦ. А в этом году завершили работы по апгрейду паровой турбины Т-100/120–130–4, установленной на Автовской ТЭЦ. В рамках договора Уральский турбинный завод модернизировал проточную часть турбины с заменой роторов низкого и среднего давления и установкой сотовых уплотнителей. В результате проведенной модернизации продлен срок службы оборудования еще на 200 тыс. часов и улучшены технико-экономические показатели оборудования.
К разговору о сотрудничестве с ТГК-1 добавлю, что в 2009 году на Василеостровской ТЭЦ мы поставили паровую турбину Т-50/60–8,8, что позволило увеличить мощность этой электростанции более чем на треть.
Данная турбина является принципиально новой собственной разработкой УТЗ, поскольку раньше одноцилиндровых турбин завод не делал. Она спроектирована в габаритах, позволяющих устанавливать ее в существующие ячейки в машинных залах с максимальным сохранением строительных конструкций.
Кроме установки и модернизации турбин, у нас с ТГК-1 подписан крупный контракт на долгосрочное обслуживание газовых турбин Ansaldo V 64.3, эксплуатируемых компанией. Услуги по долгосрочному сервису не только паровых, но и газовых турбин – это новое направление в нашей работе. Интегратором всех процессов здесь обычно выступает управляющий холдинг РОТЕК, он же привлекает к этой работе такой известный международный концерн, как Sulzer Turbo Services. В декабре прошлого года он подписал с УТЗ соглашение о локализации в России сервиса газовых турбин. Совместная работа будет проводиться в интересах как электроэнергетической, так и газовой отрасли. Я имею в виду модернизацию ГПА, о чем уже шла речь выше.
Кстати, если говорить о сервисе, то мы в составе РОТЕК создали одну интересную вещь – высокотехнологичный центр удаленного мониторинга турбин. Иначе говоря, мы удаленно подключены к системе управления, турбина обвешана дополнительными датчиками, которые считывают информацию, касающуюся температуры, давления, вибрации и т. д. Необходимость установки такой системы во многом связана с дефицитом квалифицированных кадров на отечественных электростанциях, которые отвечали бы за техническое состояние турбоагрегатов.
Удаленный мониторинг существенно снижает необходимость поиска специального персонала для каждой ТЭЦ или ГРЭС.