Сохранить тепло

Энергетика
Москва, 17.09.2012
«Эксперт Северо-Запад» №37 (583)
У отечественного энергомашиностроения есть шанс укрепить свои позиции на внутреннем рынке за счет растущего спроса, однако для этого им необходимо научиться работать в кооперации с зарубежными коллегами

Фото: архив «Эксперта С-З»

Теплоэнергетика России находится не в лучшей форме. Если в среднем кпд теплоэлектростанций (ТЭС) у нас составляет 36,6%, то в развитых странах этот показатель на 4-5% выше. К примеру, в Японии кпд ТЭС приближается к 41,5%, во Франции – к 39,5- 40% , в Германии – к 39-40%. Для повышения эффективности использования газа в производстве электрической и тепловой энергии правительство РФ еще в 2010 году приняло решение при обновлении ТЭС, использующих природный газ, осуществлять переход на парогазовый цикл в энергогенерации.

Ограниченные возможности

Для постепенного замещения морально и физически устаревшего оборудования до 2030 года российским генерирующим компаниям потребуются газовые турбины как большой, так и малой мощности. Как рассказал на прошедшей в Петербурге LIX научно-технической сессии по проблемам газовых турбин директор по технологическому развитию электроэнергетики Агентства по прогнозированию балансов в электроэнергетике Виктор Нечаев, с учетом развития когенерации, в ближайшие 20 лет возникнет потребность в 50 газотурбинных установках (ГТУ) мощностью 340-350 МВт и 186 ГТУ мощностью 260-285 МВт. Также потребуется 59 установок 150-160 МВТ, 314 – 110-120 МВт, и 440 – мощностью 65-70 МВт. Отечественные энергомашиностроительные компании, признает он, не смогут закрыть потребности в типоразмерах ГТУ 340-350 и 260-285 МВт: К примеру, производство ГТУ 285 МВт на совместном предприятии Siemens и концерна «Силовые машины» еще не начато.

Не менее сложная картина с поставками газовых турбин (ГТ) для парогазовых установок (ПГУ) в линейке мощностью 60-80 и 100-160 МВт. Потенциал производства ГТД-100 компанией «Сатурн» оценивается в три турбины в год, возможности Ленинградского металлического завода (ЛМЗ) по изготовлению ГТЭ 160 МВт – в восемь турбин, ГТЭ 65 МВт на том же ЛМЗ – в шесть турбин. При этом до 2020 года будут востребованы 316 ГТ 60-80 МВт и 265 ГТ 100-160 (200) МВт.

Таким образом, отечественные энергомашиностроительные заводы смогут закрыть потребности в турбинах мощностью 60-80 и 100-160 МВт соответственно на 19 и 41,5%. «Ниша когенерационных ПГУ средней мощности на российском рынке энергооборудования практически полностью занята зарубежными поставщиками, в основном General Electric и Siemens. Конкуренция со стороны отечественных поставщиков отсутствует», – подчеркивает Виктор Нечаев.

Пряник для генераторов

Кроме постепенного решения проблем в энергомашиностроении, требуется создание системы стимулов генерирующих компаний к обновлению мощностей с использованием ПГУ и ГТУ. В России ведется масштабная модернизация генерирующих мощностей, в основе которой – механизм договоров на присоединение мощности. С одной стороны, договоры обязывают инвесторов возводить новые станции (объемы и сроки строительства – фиксированные), а с другой – гарантируют им возврат инвестиций.

Первые договоры были разработаны еще в период реорганизации РАО «ЕЭС России» и использовались как инструмент воздействия на инвесторов, приобретавших акции в сформированных оптовых генерирующих компаниях (ОГК) и территориальных генерирующих компаниях (ТГК). Однако по мере выполнения обязательств по этим договорам к 2016 году может возникнуть реальная угроза, что инвесторы притормозят процесс инвестиций в модернизацию и новое строительство. Это, в свою очередь, может привести к резкому сокращению объемов ввода ПГУ и ГТУ. «Именно за счет договоров на присоединение доля парогазовых и газотурбинных установок в России стала постепенно возрастать в общем балансе, как следствие энергомашиностроительные мощности получили новые заказы и толчок к развитию», – замечает Виктор Нечаев. Для продолжения этих процессов и нужно формировать новые стимулы.

В генерирующих компаниях и без указаний властей понимают необходимость повышения эффективности оборудования. «Для нас как генераторов дальнейшее развитие технологий производства электрической и тепловой энергии с использованием природного газа заключается в повышении единичной мощности и экономичности для снижения затрат за жизненный цикл, в повышении маневренности для участия в рынке системных услуг, а также в интеграции с системами газификации твердого топлива, системами улавливания двуокиси углерода и топливными элементами», – объясняет директор по развитию, член правления ТГК-1 Эдуард Лисицкий.

При этом в компании отмечают, что основные типы используемых турбин определяются технической политикой генерирующих компаний группы «Газпром энергохолдинг». Так, на Южной ТЭЦ в Петербурге проект предусматривал установку парогазового энергоблока (две газовые турбины ГТЭ-160 и паровая турбина Т-125/150) электрической мощностью 425 МВт и тепловой 290 Гкал/ч. Произвели оборудование «Силовые машины» и Подольский завод. По величине установленной мощности Южная ТЭЦ – самая крупная в системе ТГК-1.

На Первомайской ТЭЦ установлены четыре газовые турбины мощностью 64 МВт производства Ansaldo Energia, две паровые турбины поставил Калужский турбинный завод. В 2008 году на Правобережной ТЭЦ началось строительство второго энергоблока на базе парогазовой установки электрической мощностью 450 МВт и тепловой 316 Гкал/ч. Установка включает в себя две газовые турбины ГТЭ-160 мощностью по 150 МВт и паровую турбину электрической мощностью 150 МВт. Оборудование изготовлено «Силовыми машинами».

По словам Эдуарда Лисицкого, эффективность парогазовых технологий в среднем на треть выше, чем паросиловых установок аналогичной мощности. Они обеспечивают снижение затрат топлива при той же выработке. А это означает, во-первых, сокращение затрат на его покупку, во-вторых, уменьшение выбросов. «За счет работы парогазовых установок в 2011 году удалось обеспечить плановый уровень выручки даже при том, что водность в целом по году была низкой, а средняя температура воздуха зимой – наоборот, высокой. То есть и ТЭЦ, и ГЭС не могли работать в полную силу, но ТГК-1 получила новую возможность управлять эффективностью производства, – говорит Лисицкий. – Раньше маневрировали загрузкой тепло- и гидростанций, теперь же можно в зависимости от обстоятельств решать, когда выгоднее использование парогазовых, а когда – паросиловых блоков».

Таким образом, на волне роста спроса на энергооборудование у отечественных производителей есть шанс не только сохранить свою долю на внутреннем рынке, но и увеличить ее. Но это станет возможным только в случае создания конкурентоспособного как по цене, так и по техническим характеристикам продукта.

Санкт-Петербург

Оценка степени участия российских заводов в поставках газовых турбин мощностью 60-80 и 100-160 МВт для вновь строящихся и реконструируемых действующих ТЭС с частичным учетом ограничений потребности
Вводы ПГУ по годам

У партнеров

    «Эксперт Северо-Запад»
    №37 (583) 17 сентября 2012
    Малый бизнес
    Содержание:
    Нулевое сальдо

    Бизнес не ожидает особого экономического эффекта от налоговых новаций, которые вступят в силу в следующем году. Зато предпринимателям придется вновь вникать в фискальные тонкостии, вероятно, реформировать процесс налогового учета

    Реклама