Модернизация через локализацию

Грядущая программа модернизации старых электростанций требует удовлетворения спроса российской энергетики на локализованные газотурбинные установки большой мощности. Единственный их производитель в РФ, немецкий концерн Siemens, уж достиг 50-процентной локализации своей наиболее востребованной в РФ газовой турбины SGT5-2000E. Теперь компания переходит к локализации обслуживания жизненного цикла турбин большой мощности: в рамках Петербургского экономического форума (ПМЭФ-2018) концерн открыл цех по восстановлению лопаток газовых турбин на своем предприятии в Санкт-Петербурге.

Полная модернизация для эффективности

Россия готовится запустить масштабную программу по модернизации старых ТЭС (ДПМ-2), которая должна прийти на смену завершившейся программе строительства новых, и реконструкции устаревших генерирующих мощностей в РФ. Объем программы модернизации должен составить примерно 3,5 млрд руб.

Выбор схемы модернизации зависит от многих факторов, и в первую очередь экономических: на одной чаше весов — необходимые инвестиции, на другой — значительное снижение эксплуатационных затрат, в том числе топливных, и повышение эффективности станции. Модернизация может пойти несколькими путями: это модернизация паросиловой установки (ПСУ), репауэринг (преобразование ПСУ в блок парогазовой установки (ПГУ)) и полная реконструкция. Как подсчитали в Siemens, себестоимость разных вариантов реконструкции сильно различается: так, если модернизация ПСУ обойдется собственнику в €100-150 на 1 кВт установленной мощности, то репауэринг — в €250-350, а полная реконструкция — в €450-550 на 1 кВт. Однако комплексная реконструкция позволит повысить общий КПД станции с 35% до более чем 60% и увеличить срок службы, который на данный момент исчисляется годами, до 35-40 лет. Нормированная стоимость электроэнергии (LCOE) при модернизации ПСУ будет снижена только на 5% от текущих величин, тогда как репауэринг приведет к снижению ее уже на 14%, а полная реконструкция — на 19%.

Локализация большой мощности

Но выход за пределы модернизации ПСУ, значительно повышающий эффективность модернизированной станции, диктует необходимость наличия в России значительного предложения газовых турбин. При этом власти требуют крайне высокого уровня локализации оборудования, задействованного в программе ДПМ-2. Вместе с тем, по оценке Минэнерго, спрос на газовые турбины мощностью 50-180 МВт в России в 2020-2035 годах составит 80 единиц, свыше 300 МВт — 20 единиц.

В России есть единственное предприятие, производящее газовые турбины большой мощности,— СП Siemens (65%) и "Силовых машин" (35%) ООО "Сименс технологии газовых турбин" (СТГТ)", запущенное еще в 2015 году. СТГТ занимается разработкой, сборкой, продажей и сервисом газовых турбин мощностью выше 60 МВт для рынка России и СНГ, а также локализацией производства. Инвестиции в его строительство и оснащение составят €275 млн.

Номенклатура завода включает в себя модели SGT5-2000E (в составе ГТУ может обеспечивать выработку электроэнергии в диапазоне до 187 МВт), SGT5-4000F (до 329 МВт) и SGT5-8000H (до 450 МВт, одна из самых мощных газовых турбин в мире). Одной из наиболее востребованных на российском рынке является модель SGT5-2000E, использующаяся на электростанциях, в нефтяной и газовой промышленности. В 2017 году уровень локализации этой турбины достиг 52%, что подтверждено Минпромторгом. Локализация производства газовых турбин большой мощности является одним из важнейших направлений деятельности Siemens в РФ. При этом принципиально, чтобы локализация не ограничивалась только производством, но покрывала весь жизненный цикл оборудования, что диктует необходимость в локализации сервисного обслуживания и ремонта газовых турбин большой мощности. Концерн намерен довести уровень локализации сервиса до 100%.

Жизненный цикл больших турбин

24 мая, в первый день проведения ПМЭФ-2018, в производственной зоне Горелово Ленинградской области СТГТ открыла новый цех по ремонту и восстановлению рабочих и направляющих лопаток газовых турбин. В новом цехе будет проводиться полный объем ремонтных работ с предоставлением всех надлежащих гарантий Siemens.

Как объясняют в Siemens, жизненный цикл турбинных лопаток — это длительная работа в экстремальных условиях с резкими и многократными колебаниями температур, высокими динамическими и механическими нагрузками. За четыре года, то есть 33 тыс. эквивалентных часов эксплуатации, рассказывают в компании, изменение температуры происходит более тысячи раз, а кромка пера лопатки проходит около 37 млн км.

При ремонте турбинных лопаток учитываются многоцикловая и малоцикловая усталость, окисление, коррозия, эрозия и механические повреждения, образовавшиеся под действием напряжения и попадания инородных предметов. Восстановление и модернизация лопаток будет производиться с применением технологии Si3DT и нанесением новейших металлических, керамических и термобарьерных покрытий. В будущем планируется задействовать новый цех и для нанесения покрытий на заготовки лопаток.

Первый замминистра энергетики Алексей Текслер, принявший участие в церемонии открытия цеха, считает, что безусловным преимуществом нового цеха является выполнение полного объема ремонтных работ, "что позволит обеспечивать и продлевать жизненный цикл эксплуатируемых в России газовых турбин более оперативно и без необходимости осуществления ремонта за границей". "Хочу отметить, что мы видим в открытии цеха только первый шаг, в дальнейшем Минэнерго рассчитывает на 100-процентный переход к производству на территории России элементов горячего тракта газовых турбин, что будет являться дополнительным вкладом в реализацию стратегического курса на импортозамещение",— цитирует господина Текслера ТАСС. Замминистра напомнил, что Siemens обязалась в текущем году довести уровень локализации до 60%, а через два года он должен будет составить примерно 78%.

Создание цеха по ремонту и восстановлению турбинных лопаток для ГТУ всех версий SGT5-2000Е является логичным продолжением локализации сервисного бизнеса и осуществлено с учетом результатов, полученных локальным мониторинговым центром (УМЦ), запущенным в 2016 году в Санкт-Петербурге, говорит глава "Infoline-Аналитики" Михаил Бурмистров. "Мониторинг и анализ данных по работающим в России ГТУ, проведенный УМЦ, позволил доработать методологию ремонтных работ, например, по подшипникам компрессора ГТУ SGT5-2000Е и компонентам горячего тракта турбины SGT5-4000F,— говорит эксперт.— Следующим этапом локализации сервисного и производственного бизнеса является переход к выпуску на территории России элементов горячего тракта газовых турбин, а в сервисном бизнесе — освоение в уже запущенном цехе ремонта лопаток для ГТУ SGT5-4000F". Оба этих этапа, отмечает господин Бурмистров, могут быть реализованы в горизонте 2020 года и в числе других мероприятий, по его оценке, могут обеспечить повышение уровня локализации до 60% к началу 2019 года и до 78% — в 2020 году.

При этом Siemens углубляет локализацию и других типов энергооборудования. 25 мая в рамках ПМЭФ глава ГЭХа Денис Федоров и главный коммерческий директор ООО "Сименс" Александр Либеров в присутствии председателя правления "Газпрома" Алексея Миллера заключили соглашение о стратегическом сотрудничестве. Оно определяет основные направления и принципы сотрудничества в модернизации энергообъектов ГЭХа с применением инновационного оборудования Siemens. В частности, речь идет о внедрении вакуумных генераторных выключателей и высокотехнологичных комплектующих при строительстве и модернизации энергоблоков. Siemens планирует организовать выпуск данного оборудования на территории РФ с достижением уровня локализации к 2020 году не менее 50% и поэтапным повышением до 75% к 2022 году.