Месяц назад правление РАО ЕЭС приняло "Концепцию технической политики ОАО РАО 'ЕЭС России' на период до 2009 года". По-своему это уникальный документ. В течение 13 лет существования энергохолдинга из его недр выходили различные проекты и концепции - но только не системная программа технического перевооружения отрасли.
Представляя проект концепции научной и технической элите отечественной энергетики на совещании, прошедшем еще в конце марта во Всероссийском теплотехническом институте (ВТИ), председатель правления РАО ЕЭС Анатолий Чубайс назвал ее "стратегией технического развития". По его словам, пять лет назад постановка вопроса о такой стратегии едва ли "имела бы смысл" из-за тяжелого, если не катастрофического финансового положения энергокомпаний, когда "платежи потребителей за электроэнергию и тепло составляли всего 15-17% от начисления". Еще одна причина проволочек с созданием технологической стратегии - длительная и "бессмысленная политическая перепалка" вокруг базовых положений реформирования самой энергетики. Но Анатолий Чубайс не назвал главного, благодаря чему можно было жить столь долго без какой-либо стратегии, - удивительной технологической живучести построенной в советское время энергетической системы. Именно благодаря такой живучести было время и на создание эффективных финансовых схем, и на длительные проволочки с реформированием отрасли и ее техническим перевооружением. Но теперь это время, похоже, закончилось.
Советский задел
Сейчас, по словам главы РАО ЕЭС, "задачи масштабного антикризисного менеджмента" решены, финансовое положение региональных энергетических компаний и отдельных станций укрепилось. В конце 2004 года российское правительство окончательно определилось и с судьбой реформ, отринув, по словам Анатолия Чубайса, все политические спекуляции и переведя вопрос "в абсолютно содержательное профессиональное русло". С окончательной реорганизацией РАО "ЕЭС России", которая завершится в конце 2006 года, созданные семь оптовых и 14 территориальных генерирующих компаний перейдут в частные руки стратегических инвесторов, а под государственный контроль попадут магистральные и распределительные сети и диспетчеризация. Реформы еще не закончились, и теперь, по словам Чубайса, пора начинать выстраивать технологическую стратегию. Многократный запас прочности, обеспеченный нашей энергетике советским энергомашиностроением и испытанный 15 годами реформ, исчерпывается. У нас сегодня есть свет и тепло только потому, что нам осталось богатое советское наследство - 216 ГВт энергетических мощностей (из них 150 ГВт на электростанциях РАО ЕЭС), а еще потому, что почти десятилетие после развала СССР мы мало чего производили, и потребление энергии упало. Энергетика смогла протащить нашу экономику и ЖКХ буквально до последней недели без серьезных технических сбоев и уж тем более без катаклизмов. Даже когда в начале нового тысячелетия начала было расти экономика, электростанции работали в среднем лишь на 70% своей мощности, а диспетчерские службы РАО ЕЭС ограничивали работу АЭС, чтобы те не вырабатывали слишком много "лишнего" электричества.
Ответственный чиновник бывшего Минатома, сокрушаясь из-за невозможности нарастить инвестиционную составляющую в тарифе атомного киловатта, говорил "Эксперту": "О какой структурной технической перестройке электроэнергетики можно говорить, когда в самый пик потребления в 2004-м без загрузки оставалось более 30 гигаватт (то есть простаивало более 15% от установленных мощностей. - 'Эксперт')". Но только таким недоиспользованием ресурсов установленных еще в СССР мощностей и можно объяснить тот факт, что наша энергетика умудряется питать страну при официальном "среднем износе", составившем в 2004 году 57,3%.
Основная масса действующих сегодня электростанций вводилась в 60-70-е годы прошлого столетия, то есть многим из этих станций более 40 лет. Еще энергетики отмечают наличие серьезных проблем с сетевыми и распределительными системами. Один из ведущих специалистов отрасли образно сравнивал состояние сетей в районах массового потребления электроэнергии, например в центре России, с активным движением по двухполосному шоссе: "Пока нет проблем, все движутся примерно с одной скоростью, но в случае непредвиденных обстоятельств все движение прекращается, а также 'встают' и соседние автодороги, по которым все пытаются объехать пробку".
По данным научного руководителя Всероссийского теплотехнического института Анатолия Тумановского, в стране около 38% станций, возраст которых превышает 30 лет. Специалисты отраслевых институтов считают, что до 2015 года в России почти 70% мощности ТЭС подлежит реконструкции или замещению новыми агрегатами (на электростанциях РАО ЕЭС это составит 50 ГВт). Так что масштабы модернизации в ближайшие годы вырастут кратно.
Период тотальной модернизации
Обновление российской электроэнергетики пойдет двумя путями - за счет реконструкции и ремонта основного оборудования станций и за счет ввода новых мощностей (оставим пока в стороне совершенствование сетевой и распределительной инфраструктуры). В ближайшие четыре с лишним года - так прописано в концепции - предстоит полностью демонтировать наиболее изношенные энергоблоки общей мощностью 4,569 ГВт. При удачных инвестиционных раскладах вместо них введут около 2,5 ГВт новых мощностей. Но это просто смешные цифры по сравнению с тем объемом мощностей, который предстоит в эти же годы реконструировать - 25,148 ГВт, то есть четыре-шесть гигаватт ежегодно. Причем простым "продлением срока службы" на бумаге обойтись уже не получится - придется провести капитальную реконструкцию энергоблоков.
Любопытно, что продление жизненного цикла старых электростанций сегодня возможно отчасти из-за болезней роста советской энергетики. Дело в том, что основные объемы запускаемых с конца 50-х мощностей изначально проектировались на сверхкритические параметры пара, что предполагало работу энергоблоков при температуре 580 градусов и давлении около 240 атмосфер. А затем, рассказывает технический директор "Силовых машин" и генеральный директор Центрального котло-турбинного института (НПО ЦКТИ им. И. И. Ползунова) Юрий Петреня, начались проблемы с поверхностями нагрева котлов, так как проектирование шло по завышенным расчетным характеристикам, выполненным в отраслевых институтах Министерства черной металлургии, ответственного за выпуск жаропрочных труб. При массовом вводе энергоблоков (до 14 ГВт в год!) в сжатые сроки испытания сталей, предназначенных для изготовления различных узлов - паропроводов, пароперегревателей, - проводились в спешке. В ходе испытаний выяснилось: чтобы выдержать заданные параметры, надо либо существенно снижать срок службы, либо трубы делать толще. Но это привело бы к дополнительному напряжению оборудования и новым перерасчетам, к тому же страна не была готова к гигантскому росту металлоемкости. В итоге рабочая температура энергоблоков была понижена сначала до 565, а потом и до 540-545 градусов. А так как снижение на 10-12 градусов на практике означает двукратное увеличение ресурса основных узлов оборудования, мы получили существенные резервы для ремонта и реконструкции мощностей без окончательного их вывода из эксплуатации.
Рынок заказов на реконструкцию оборудования, безусловно, останется за отечественными научными и производственными организациями. Дело даже не в том, что за последние 15 лет новых мощностей было введено немного и наши компании поднаторели в умении обновлять стареющее энергетическое оборудование. Энергетикам привычнее работать по проверенным техническим схемам и стандартам, имея дело в основном с привычным оборудованием еще советского производства. Привычнее иметь дело с теми предприятиями, которые это самое оборудование когда-то поставляли (энергетика СССР базировалась на технике внутреннего производства). Эти предприятия накопили большой опыт обновления техники в ходе плановых ремонтных работ с одновременным повышением КПД и общим увеличением эффективности станции. К примеру, проведя недорогую модернизацию отдельных узлов старых турбин, можно поднять общий КПД станций на 3-4%, что, кстати, соответствует параметрам новой энергетической стратегии. Исключение традиционно составляют системы автоматизации и управления, но и в этом направлении наши компании в последнее время проявляют активность, разрабатывая собственные решения на покупной элементной базе. Соваться в этот сегмент услуг иностранцам в целом не с руки, несмотря на привлекательность грандиозных объемов работ. Достаточно сказать, что иностранным претендентам на долю на рынке реконструкции пришлось бы выкупать всю техническую документацию у производителей оборудования - то есть у российских компаний. Но есть и чисто технологические препятствия. По словам научного руководителя кафедры паровых и газовых турбин Московского энергетического института (МЭИ) профессора Алексея Трухния, "из-за совершенно различной идеологии конструкции паровых турбин, например Ленинградского металлического завода (ЛМЗ) и Siemens, немцам не имеет никакого экономического смысла подстраивать свое производство под реконструкцию российских турбин - а это самый важный элемент электростанции, подвергаемый реконструкции". Так что большая часть этого многомиллиардного рынка достанется все-таки отечественным компаниям, а западным фирмам остается уповать только на возможную поставку нового оборудования.
Чего хотят в РАО
Любопытно, что о стратегии технологического обновления российской электроэнергетики заговорили на совещании под названием "Концепция технической политики ОАО РАО 'ЕЭС России' и потенциал зарубежных производителей в ее реализации". Однако в утешение отечественным производителям первый из двух дней этого мероприятия был посвящен исключительно их предложениям. Словно оправдываясь за название конференции, Анатолий Чубайс заявил ученым, инженерам и конструкторам, отвечающим за энергетику страны: "При выходе на самые современные параметры по критерию цена-качество, мы, конечно же, будем оказывать предпочтение российским поставщикам. Но это не означает индульгенции на недостаточно высокие технологические параметры".
Алексей Трухний считает, что заявления Анатолия Чубайса направлены в первую очередь не против производителей, поставляющих устаревшее оборудование, а против косности тех энергетиков-эксплуатационщиков, которым проще в условиях дешевого топлива покупать морально устаревшее оборудование, нежели поработать над более эффективными схемами. "Ведь как еще случается: запущенная сорок лет назад турбина Т-100 отработала свой ресурс, а для ее замены станция N снова заказывают турбину с рабочими характеристиками сорокалетней давности", - говорит г-н Трухний. По его мнению, самое главное, что концепция обозначает границу эффективности для вновь закупаемого дочерними компаниями РАО ЕЭС оборудования - они не могут покупать технику ниже уровня, заявленного в документе.
Едва ли РАО откажется от паровых турбин ЛМЗ или электродвигателей "Электросилы". Выступая на упомянутом совещании, главный конструктор паровых турбин ЛМЗ Александр Лисянский убедительно показал, что наши турбины вполне на уровне, а в разработке многих элементов мы намного опередили западных энергомашиностроителей, к тому же наши турбогенераторы выигрывали не один тендер у именитых конкурентов на зарубежных рынках.
Что же имеет в виду концепция РАО под "высокими технологическими параметрами"? В описании замещающих технологий "основного оборудования тепловых электростанций" на самом деле нет ничего нового: старые блоки должны уступать место энергоблокам, работающим на так называемых суперсверхкритических параметрах пара, парогазовым установкам, а где-то и установкам сжигания угля в циркулирующем кипящем слое.
Парогаз вместо сверхкритики
Создавать энергоблоки с суперсверхкритическими параметрами пара (USC-блоки) начали в середине прошлого века США и СССР. Научиться работать с такими параметрами (300 атмосфер при температуре выше 580 градусов) было очень заманчиво, ведь USC-блоки могли бы работать с КПД, превышающим 45%. Для сравнения: средний КПД российских ТЭС составляет сейчас 35%. Созданный в нашей стране задел был ориентирован на температуру пара 650 градусов. По словам Анатолия Тумановского, "небольшой опытный котел с такими температурами и давлением пара 300 атмосфер проработал с 1949 года (!) на экспериментальной ТЭЦ ВТИ свыше 200 тысяч часов". Десятки тысяч часов наработал с 1969 года энергоблок на Каширской ГРЭС с такими же параметрами. В том же ВТИ Константином Раковым еще 35 лет назад были проработаны возможности создания котла с параметрами пара 300 атмосфер и 700 (!) градусов. Распространения эти блоки тогда не получили из-за дороговизны и отсутствия возможности массового производства специальных материалов (в США из-за проблем с жаропрочными сплавами в конце 60-х случилось несколько аварий).
С начала 90-х строительство подобных блоков возобновилось. Шестнадцать котлов с такими параметрами, как рассказывает Юрий Петреня, работают в Дании, Японии и Германии. КПД лучших японских и немецких блоков составляет 45-46%, датских, работающих на холодной циркуляционной воде с глубоким вакуумом, - на 2-3% выше. Но в общем объеме мощностей такие блоки составляют пока менее 3%. Далеко не все специалисты считают, что традиционные паротурбинные станции непременно нужно делать "под суперсверхкритику". Применение USC-блоков за границей показывает, что они мало-мальски начинают окупаться только при очень высокой единичной мощности станции и при высоких тарифах на топливо.
Структурным изменениям в российской энергетике должен поспособствовать постепенный рост цен на газ, доля которого в теплоэнергетике составляет сейчас 65% - это в 2 раза больше доли угля. Это вовсе не означает, что все бросятся строить эффективные, но очень дорогие суперсверхкритические блоки. Наблюдается чудовищный перекос в структуре использования топлива в пользу газа по сравнению с мировой практикой, где соотношение газ/уголь как минимум обратное. Это предопределяет основную технологию, которая будет постепенно замещать старые газовые станции. Генеральный конструктор НПО "Сатурн" Михаил Кузменко говорит: "Перспектива развития большой энергетики России сегодня - парогазовые установки, и дороговизна газа приведет к переходу отрасли на парогазовые установки. Это и понятно. Сейчас электрический КПД лучших российских газовых станций редко превышает 38 процентов, а парогазовая установка при том же потреблении топлива даст в любом случае больше 50 процентов".
