Обоснование целесообразности реконструкции котельных и тэц с использованием газотурбинных установок. Основные принципы реконструкции и модернизации тэц

Ильин Е.Т., к.т.н., ЗАО «Комплексные энергетические системы», руководитель департамента по инвестиционно-технической политике

Научно-техническая конференция «Энергетическое машиностроение России – новые решения»

Развитие энергетики страны до настоящего времени шло в основном за счет ввода новых паротурбинных агрегатов, имеющих более высокие начальные параметры и большую единичную мощность. Повышение начальных параметров позволяло совершенствовать термодинамический цикл и снижать удельные расходы топлива. Вторым фактором повышения экономичности было широкое развитие теплофикации.

Здесь и далее под термином теплофикация понимается энергоснабжение на базе комбинированной, то есть совместной выработки тепловой и электрической энергии в одной установке. Термодинамической основой теплофикации служит полезное использование отработавшего в паросиловой установке пара для отпуска тепла внешним потребителям (в этом случае используется теплота фазового перехода пара в жидкость).

В комбинированной выработке заключается основное отличие теплофикации от так называемого раздельного метода энергоснабжения, при котором электрическая энергия вырабатывается на конденсационных тепловых электростанциях (КЭС), а тепловая - в котельных.

Особо следует подчеркнуть роль теплофикации для нашей страны, находящейся в зоне суровых климатических условий, где для поддержания жизнедеятельности требуются значительные расходы энергии и тепла. Среднегодовая температура в России - минус 5,5°C. В то же время, например, в Финляндии - плюс 1,5°C. В Швеции и Норвегии еще выше - плюс 2 °C, а это самые северные страны Европы, которые расположены по широте значительно севернее, чем большая часть территории России. Это объясняется тем, что на климат в Европе существенное влияние оказывает теплое морское течение Гольфстрим. Поэтому климатические пояса в Европе расположены таким образом, что средняя температура меняется больше не с севера на юг, а с запада на восток, т.е. чем дальше от побережья, тем холоднее

Развитие теплофикации в нашей стране шло в основном за счет ввода мощных паротурбинных установок типа Т-110-130 или Т-250/300-240. Это позволило за последние 50 лет более чем в два раза снизить удельные расходы топлива на выработку электроэнергии на ТЭЦ с bуд = 590 г.у.т/кВтЧч до bуд = 264 г.у.т/кВтЧч. Однако начиная с 80-х годов, процесс снижения удельных расходов топлива на выработку электроэнергии практически прекратился и даже начался наоборот, рост удельных расходов топлива, рис. 1. Это связано с тем, что к тому моменту теплоснабжение практически всех крупных потребителей теплоты (крупных городов и мощных промышленных потребителей) осуществлялось от мощных ТЭЦ с паротурбинным оборудованием типа Т-110-130, ПТ-80-130, Т-175-130, Т-250-240. Дальнейшее наращивание мощностей ТЭЦ проводилось за счет ввода больших единичных мощностей отдельных агрегатов, что удешевляло строительство, но приводило к неоправданному увеличению αтэц. В результате увеличилось время работы агрегатов ТЭЦ по конденсационному циклу, что и привело к снижению эффективности использования ТЭЦ.

Это подтверждает анализ режимов работы и условий эксплуатации оборудования ТГК-9, ТГК-5, ТГК-6. Даже в отопительный период на уровне 60-70%. Отчасти это связано со снижением тепловой нагрузки промышленных предприятий. Коэффициент использования установленной мощности ТЭЦ в летний период составляет k=0,3-0,4 не более для станций с параметрами пара Ро=130 кг/см ² и tо=555 °С, а станции с параметрами пара Ро=35 кг/см ² и tо=440 °С, имеют коэффициент использования установленной мощности еще более низкий k=0,2-0,3, так как значительно уступают по экономичности работы в конденсационном режиме мощным энергоблокам с промежуточным перегревом пара.

Одним из основных показателей определяющим эффективность оборудования ТЭЦ, является удельная выработка на тепловом потреблении. Ниже, в табл. 1. приводится изменение показателей удельной выработки на тепловом потреблении, для оборудования различного типа.

Как видно из табл. 1., только турбины типа Т-250/300-240, на закритические параметры, способны составить конкуренцию в летних режимах для конденсационных энергоблоков. Таким образом, большинство ТЭЦ с существующим оборудованием, морально и физически устарели и требуют реконструкции или модернизации. При этом реконструкция или должна сопровождаться увеличением уровня загрузки в течение всего года. Так как в противном случае реализация проекта, как правило, не окупается. Из этих условий следует, что реконструкция и модернизация должна сопровождаться повышением выработки электроэнергии на тепловом потреблении, оптимизацией величины αтэц, повышением конкурентоспособности реконструируемого или модернизируемого оборудования в конденсационном режиме. Обеспечить эти условия можно либо путем повышения параметров в паротурбинном цикле или путем газотурбинной надстройки существующей паротурбинной части, если оборудование не выработало свой ресурс.

Для станций работающих на газовом топливе наиболее эффективным способом реконструкции является надстройка существующей паротурбинной части, газовыми турбинами. Этот вариант реконструкции обеспечивает существенное увеличение выработки электроэнергии на тепловом потреблении, при минимальных капиталовложениях.

Такая надстройка может производиться несколькими способами :

1) Надстройка с котлами утилизаторами, бинарного типа или по параллельной схеме;

2) Надстройка с вытеснением системы регенерации;

3) Надстройка со сбросом газов в котел.

Выбор варианта реконструкции в каждом конкретном случае должен определяться исходя из реальных условий эксплуатации и обеспечения экономической эффективности проекта.

Реконструкция с вытеснением системы регенерации или со сбросом газов в котел являются менее эффективными, с точки зрения электрического КПД станции (42-44 и 46-48 соответственно). В этом случае они существенно уступают при прочих равных условиях ПГУ с котлами утилизаторами, электрический КПД которых, для современных ГТУ, меняется от 51% и выше. В силу более низкой эффективности, а также сложности реконструкции схемы реконструкции по вариантам 2 и 3 не нашли широкого применения. Однако, несмотря на высокую экономичность, при реализации первого варианта реконструкции возникает проблема с подбором газовых турбин.

В качестве критериев подбора оборудования для реализации вышеуказанной схемы можно назвать следующие:

Котлы-утилизаторы должны производить достаточное количество пара с параметрами, соответствующими параметрам паротурбинной части;

Параметры газов за газовой турбиной должны обеспечивать возможность генерации пара с необходимыми параметрами в течении всего года, без использования дожигания;

Использование паровых турбин в схеме ПГУ предполагает отключение реге-нерационных отборов (весь цикл подогрева питательной воды осуществляется в котле-утилизаторе). В этом случае мощность паровых турбин, при сохранении уровня тепловой нагрузки и параметров регулируемых отборов, уменьшается приблизительно на 20%. Анализ различных вариантов парогазовых установок

с котлами утилизаторами , показывает, что доля газотурбинной мощности в составе общей электрической мощности ПГУ (брутто) составляет 65-70 % в конденсационном режиме работы и может быть более при максимальном отпуске тепловой энергии от установки. Таким образом, исходя из характеристик паровой турбины, определяется мощность и количество газотурбинных установок.

В общем случае выбор количества и единичной мощности газотурбинных агрегатов ПГУ-ТЭЦ представляет собой комплексную технико-экономическую задачу, имеющую итерационный характер, при этом учитываются максимальный и минимальный уровень необходимых нагрузок, их суточное и сезонное распределение (т.к. мощность ГТУ меняется в зависимости от температуры наружного воздуха), расходы энергии на собственные нужды энергоисточника, капитальные затраты в оборудование, тарифы на отпускаемые виды энергии и цена топлива, а также необходимые требования по надежности энергопроизводства и пр.

Снижение количества и увеличение единичной мощности ГТУ с одной стороны способствует уменьшению удельных капитальных затрат в оборудование станции, снижению количества технологических связей на ТЭЦ и числа вспомогательных агрегатов. Однако в этом случае значительно снижается степень надежности энергоснабжения, так как любой (плановый, либо аварийный) вывод из эксплуатации газотурбинной установки автоматически означает остановку всего парогазового энергоблока. Также заметно сокращается возможный диапазон регулирования нагрузок.

С уменьшением единичной мощности и увеличением числа ГТУ возможно осуществление более гибкого регулирования нагрузок ПГУ-ТЭЦ, а вывод из эксплуатации газотурбинных агрегатов, в том числе и на плановые ремонты, менее болезненно отражается на общем отпуске полезной энергии от станции. С другой стороны при этом увеличиваются удельные затраты в оборудование, возрастает количество паропроводов, водопроводов и других технологических связей. Также увеличиваются необходимые размеры площадки станции, что зачастую является решающим, так как при реконструкции имеются ограничения по существующим размерам ячеек для размещения оборудования.

Существенное влияние на выбор типа ГТУ установки оказывает характеристика изменения температуры уходящих газов за газовой турбиной в процессе эксплуатации. На рис.2 и рис.3 представлены зависимости изменения температуры уходящих газов за газовыми турбинами соответственно фирмы Сименс, ГТУ типа SGT-800 и завода «Авиадвигатель» GTES-16P. Анализ этих характеристик показывает, что SGT-800 способна обеспечивать температуру пара на уровне 510 оС, при понижении температуры наружного воздуха до tнв=-30оС, сохраняя при этом производительность котла утилизатора. В то же время » у GTES-16P температура уходящих газов понижается до 400°С. В этом случае без дожига топлива, не удается обеспечить необходимые параметры пара за котлом утилизатором, что соответственно приводит к снижению эффективности такой реконструкции.

Следует отметить, что реализация схем реконструкции с вытеснением системы регенерации или со сбросом газов в энергетический котел, менее чувствительны к таким характеристикам ГТУ.

Анализ стандартных параметров и мощностей паровых турбин установленных на существующих ТЭЦ показывает, что для газотурбинной надстройки нужны параметры уходящих газов за газовой турбиной в соответствии с требованиями представленными в табл. 2.

В этой ситуации, оказывается, что с учетом сурового климата нашей страны, для реализации надстройки с котлами утилизаторами возможно применение очень ограниченного ряда ГТУ. Расширение парка ГТУ для надстройки может быть достигнуто за счет перевода работы паротурбинного оборудования на скользящие параметры. В этом случае необходимо выделение соответствующего оборудования в отдельные блоки и согласование режимов работы паротурбинной части с заводами изготовителями, а также необходим пересчет характеристик паротурбинной установки и котла утилизатора, при переводе их на скользящее давление.

Кроме этого, значительная часть ТЭЦ находится в черте городов. Поэтому реконструкция ТЭЦ с одновременным наращиванием электрической и тепловой мощности должна обеспечивать если не снижение, то хотя сохранение вредных выбросов на прежнем уровне. В этой ситуации варианты надстройки паротурбинной части с помощью ГТУ с котлами утилизаторами позволяет решить эту задачу без дополнительных затрат на очистные сооружения, так как современные газотурбинные установки способны обеспечить выбросы оксидов азота на уровне 25ppm и ниже. В результате чего при вытеснении котельных агрегатов котлами утилизаторами, выбросы при росте электрической мощности остаются в допустимых пределах. Перечень некоторых ГТУ средней мощности и их характеристик приведен в табл. 3.

Для обеспечения оптимального αтэц по мере исчерпания ресурса паротурбинной части, часть из них должна выводиться без замены. В этой ситуации, в освободившихся ячейках может быть размешены газотурбинные установки, если компоновка позволяет это сделать. Следует при этом учесть, что по мере увеличения удельной выработки на тепловом потреблении, оптимальная доля αтэц снижается, с αтэц =0,5-0,55 для паротурбинного оборудования с параметрами пара на Ро= 130кг/ см2, tо=555оС, до αтэц =0,35-0,4 для ПГУ с удельной выработкой на тепловом потреблении выше 1МВт/Гкал.ч.

Приведенный выше анализ позволяет определить основные принципы реконструкции ТЭЦ и требования к оборудованию, необходимому для реконструкции.

1. Реконструкция и модернизация ТЭЦ должна быть направлена на повышение использования установленной мощности в течение всего календарного года. С этой целью экономичность реконструируемого или модернизируемого оборудования должна быть не ниже экономичности существующих мощных конденсационных энергоблоков. Поэтому необходимо рассмотрение вопроса о расширении номенклатуры паротурбинного оборудования с промперегревом, в том числе единичной мощностью N= 100МВт.

2. В процессе реконструкции и модернизация ТЭЦ удельная выработка электроэнергии на тепловом потреблении должна быть повышена до максимально

возможной, с учетом выбираемой технологии. При этом выбор технологии определяется наличием рынка потребителей тепловой и электрической энергии и их пропорции.

3. Реконструкция ТЭЦ с надстройкой газотурбинными установками с котлами утилизаторами должна предусматривать отключение системы регенерации, с соответствующим пересчетом характеристик паровой турбины.

4. Параметры газов за газовой турбиной должны обеспечивать сохранение параметров пара перед паровой турбиной во всем диапазоне нагрузок и температур наружного воздуха, в противном случае необходимо организация дожига в котле утилизаторе или перевод паротурбинной части на скользящие параметры. При этом эффективность работы оборудования снижается.

5. В процессе реконструкции и модернизации, необходимо приведение величины αтэц к оптимальному уровню, в соответствии с принятой технологией реконструкции.

Список использованной литературы

1. Цанев С.В., Буров В.Д., Ремезов А.Н. Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электростанций. М.: Издательство МЭИ, 2002.-584с.

2. Арсеньев Л.В., Тарышкин В.Г. Комбинированные установки с газовыми турбинами. Л.: Машиностроение, 1982.

3. Безлепкин В.П. Парогазовые и паротурбинные установки электростанций. СПб.: СПбГТУ, 1997.

К.т.н. П.А. Березинец, зав. лаборатории парогазовых установок, ОАО «ВТИ», г. Москва

Газотурбинные надстройки отопительных котельных

Появление на отечественном рынке энергетических газотурбинных установок (ГТУ) малой и средней мощности с неплохими экономическими показателями (КПД, габаритные размеры, стоимость) дает возможность реализовать комбинированную выработку тепла и электроэнергии в отопительных и промышленных теплоисточниках, использующих газообразное топливо.

При реконструкции отопительных котельных с использованием газотурбинных надстроек возникают следующие проблемы:

Вывод генерируемой электроэнергии (без этого об использовании ГТУ не может быть и речи);

Изыскание площади для размещения ГТУ (при отсутствии свободных площадей или неприемлемости других технических решений для размещения ГТУ использование их также невозможно);

Ограничение потребления природного газа (если разрешено потребление природного газа в количестве, достаточном только для обеспечения максимальной или более низкой тепловой нагрузки, то диапазон покрываемой ГТУ нагрузки сужается);

Необходимость повышения давления природного газа для ГТУ.

Модернизация отопительных котельных может выполняться двумя способами.

1. Посредством установки модулей ГТУ-ГПСВ (ГПСВ - газовый подогреватель сетевой воды) и интегрированием их в тепловую схему котельной. Фактически это расширение котельной, т.к. располагаемая тепловая мощность при этом увеличивается. Режим эксплуатации существующей части котельной в этом случае изменится из базового на пиковый. Выбор суммарной мощности модулей должен осуществляться при оптимальном коэффициенте теплофикации.

2. Посредством надстройки действующих водогрейных котлов газотурбинными установками. При этом способе необходимо согласование характеристик ГТУ и котлов. Это касается в первую очередь расхода выхлопных газов ГТУ, рас-

хода газов через водогрейные котлы и производительности дымососов. Возможны три схемы сопряжения ГТУ и водогрейного котла (рис. 1).

Первая - сбросная сбалансированная схема (рис. 1а), при которой весь расход выхлопных газов направляется в горелки водогрейного котла. Дополнительное топливо в водогрейном котле сжигается за счет воздуха, имеющегося в выхлопных газах ГТУ. При недостатке в них воздуха может быть использован дутьевой вентилятор. При отключении ГТУ сохраняется возможность работы котла на дутьевых вентиляторах. Перевод котла из комбинированного режима (с ГТУ) в автономный (с дутьевыми вентиляторами) наиболее просто осуществляется при остановленных ГТУ и котле переключением плотных газовых клапанов или заглушек.

Вторая - сбросная несбалансированная схема, когда расход выхлопных газов ГТУ превышает допустимый расход газов через котел.

За ГТУ можно установить ГПСВ, в котором выхлопные газы охлаждаются до температуры уходящих газов водогрейного котла. Необходимое для сжигания топлива количество газов направляется в горелки котла, а остальная часть выбрасывается в дымовую трубу. Сетевая вода нагревается в ГПСВ и водогрейном котле (рис. 1б). Тепловая нагрузка регулируется изменением расхода топлива в горелки водогрейного котла и необходимого для его сжигания расхода газов после ГПСВ.

В третьей схеме избыточная часть расхода выхлопных газов после ГТУ сбрасывается в ГПСВ, включенный параллельно водогрейному котлу (рис. 1в). Регулирование тепловой нагрузки осуществляется изменением расхода топлива в котле.

Для реализации последних двух схем необходимы дополнительные затраты на сооружение ГПСВ. Если не требуется увеличение тепловой мощности котельной, то в первую очередь должна рассматриваться сбалансированная схема.

Для иллюстрации использования ГТУ рассмотрим типичную районную отопительную котельную, оснащенную двумя котлами КВГМ-100, среднемесячная тепловая нагрузка которых в течение года представлена на рис. 2. График продолжительности действия тепловых нагрузок котельной и соответствующий ему график мощности ГТУ показан на рис. 3.

Котельная имеет возможность расширения за счет имеющихся свободных площадей и демонтажа неиспользуемого оборудования. На территории котельной есть место для размещения электротехнического оборудования, обеспечивающего передачу электроэнергии в энергосистему. Лимит потребления природного газа используется на 50%, т.к. расширение котельной остановлено из-за снижения темпов жилищного строительства. Избыточное давление природного газа, поступающего на территорию котельной, составляет 0,15 МПа, т.е. для работы ГТУ требуется установка дожимных компрессоров. Таким образом, котельная полностью удовлетворяет перечисленным условиям размещения в ней ГТУ. Показатели работы котельной, выполненной по сбалансированной схеме с использованием ГТУ различной мощности, представлены в табл. 1. В расчетах были приняты следующие температурные графики тепловой сети: зимний - 70/150 ОС, летний - 35/70 ОС.

При стоимости установленной газотурбинной мощности 600 долл. США/кВт фактический срок погашения 100% кредита (12 млн долл. США) на установку первой ГТУ составит 4 года. Однако для привлечения инвесторов следует ориентироваться на фактический срок погашения кредита до 2 лет, что также возможно, но при условии, если стоимость установленной мощности составляет менее 400 долл. США/кВт.

Таким образом, если в отопительной котельной имеются необходимые условия, то установка ГТУ с использованием сбалансированной или несбалансированной сбросной схемы может обеспечить существенный экономический эффект.

Газотурбинные и парогазовые ТЭЦ

Опыт разработки ГТУ-ТЭЦ показывает, что, не уступая паросиловым ТЭЦ по технико-экономическим показателям, ГТУ-ТЭЦ значительно дешевле по капитальным затратам, проще по устройству и эксплуатации.

Россия обладает значительным опытом освоения ГТУ-ТЭЦ. Первая такая установка была сооружена в 1971 г. для теплоснабжения г. Якутска. На этой ТЭЦ в настоящее время эксплуатируются четыре ГТУ типа ГТЭ-35 и две типа ГТЭ-45 производства ОАО «Турбоатом». Тепло выхлопных газов утилизируется в газовых подогревателях сетевой воды. Суммарная электрическая мощность станции составляет 230 МВт, максимальная тепловая нагрузка, отпускаемая электростанцией, превышает 300 Гкал/ч.

Главная проблема при использовании ГТУ-ТЭЦ - определение оптимальной доли газотурбинной мощности в отпускаемой тепловой мощности и числа часов ее использования. Если ГТУ-ТЭЦ работает на потребителя с постоянной круглосуточной тепловой нагрузкой, то максимальная выгода владельцу обеспечивается в том случае, если все тепло отпускается от газотурбинных установок. Если же в течение года тепловая нагрузка изменяется значительно, ГТУ будет использоваться существенно меньшее число часов, что в свою очередь будет повышать себестоимость электроэнергии.

Основную роль при решении этой задачи играют технико-экономические показатели ГТУ и ее мощность. Совершенно очевидно, что если КПД ГТУ в автономном режиме сравним с КПД паросиловой ТЭЦ в конденсационном режиме, то преимущество ГТУ-ТЭЦ неоспоримо в любом случае.

Электрический КПД современных ГТУ составляет 34-37%. Он близок или даже выше КПД паротурбинных установок ТЭЦ докритического давления, работающих в конденсационном режиме. Выработка тепла не снижает этого КПД в отличие от паротурбинных установок, где электрическая мощность и КПД вследствие отборов пара на теплофикацию (особенно промышленных, при высоком давлении) значительно уменьшаются.

Для увеличения выработки тепла в периоды максимальных нагрузок могут использоваться основные котлы-утилизаторы ГТУ, которые для этого оснащаются горелками для сжигания дополнительного топлива. Дополнительное сжигание топлива, однако, так же как и уменьшение тепловой нагрузки (недоиспользование тепла отработавших в ГТУ газов), снижает эффективность ГТУ-ТЭЦ. Даже с учетом этого ГТУ наиболее привлекательны для промышленных ТЭЦ со значительной долей стабильной паровой нагрузкой, хотя экономически ГТУ-ТЭЦ могут быть выгодными и при резко переменном графике тепловой и электрической нагрузки.

Наиболее эффективным вариантом модернизации ТЭЦ является использование бинарных парогазовых установок. При такой схеме каждая ГТУ работает на свой котел-утилизатор, в котором генерируется и перегревается пар, поступающий, например, в общий коллектор и из него в имеющиеся паровые турбины.

Схема котла для ПГУ-ТЭЦ может быть упрощена путем замены контуров низкого и среднего давления газоводяным подогревателем сетевой воды. Выработка тепла в этом случае осуществляется за счет отборов пара из паровой турбины и в газоводяном подогревателе.

Сравнительная эффективность газотурбинных и парогазовых ТЭЦ с ГТУ средней мощности (70 МВт), используемых для покрытия одной и той же заданной тепловой нагрузки, характеризуется данными, приведенными в табл. 2. Расчеты выполнялись с учетом срока использования -40 лет, при мировых ценах на топливо, оборудование, электроэнергию и тепло. Результаты свидетельствуют, что все варианты ТЭЦ при разумных тарифах и ценах на топливо эффективны. Наилучшие финансово-экономические показатели имеют ГТУ-ТЭЦ и ПГУ-ТЭЦ с турбинами типа Т.

Газотурбинные установки с котлам-утилизаторами лучше всего располагать в новом главном корпусе на площадке действующей ТЭЦ. В этом случае старые котлы и часть паровых турбин могут сохраняться в резерве для покрытия пиковых нагрузок или использоваться при перерывах в газоснабжении (т.к. в котлах в качестве резервного топлива может использоваться мазут).

На многих ТЭЦ возможна пристройка блока ГТУ - котел-утилизатор со стороны временного торца главного корпуса, ввод его в действие и подключение к паровому коллектору, создание резерва паровой мощности и последующая поочередная замена энергетических котлов и паровых турбин на ГТУ и котлы-утилизаторы.

Различные варианты использования ГТУ и ПГУ на ТЭЦ могут получить широкое распространение. На ТЭЦ мощностью более 200 МВт (эл.), в топливном балансе которых природный газ занимает 90% или более, эксплуатируется около 300 паровых турбин мощностью 60-110 МВт. Часть из них можно и целесообразно заменить газовыми. При этом наибольшая выгода может быть получена, если такая замена будет осуществлена с увеличением электрической мощности ТЭЦ (при постоянной тепловой нагрузке оптимально увеличение мощности в 2-2,5 раза).

Заключение

Трудности, возникающие при техническом перевооружении котельных и ТЭЦ с использованием газотурбинных и парогазовых технологий, в основном связаны: со стесненностью площадок, необходимостью вывода увеличенной мощности и обеспечения надежной круглогодичной подачи природного газа (или резервирования дизельным топливом), минимизацией капитальных вложений.

На ТЭЦ возможны газотурбинные надстройки различных типов. При сравнительно небольшой единичной паропроизводительности котлов старых ТЭЦ для этой цели можно использовать ГТУ мощностью 15-30 МВт с расходами газов 65-100 кг/с. Надстройки увеличивают выработку электроэнергии на тепловом потреблении. Их эффективность по финансово-экономическим показателям необходимо оценивать в каждом конкретном случае.

Выгода от внедрения газотурбинных и парогазовых технологий для технического перевооружения ТЭЦ будет максимальной в том случае, если будут использованы газовые турбины отечественного производства.

При благоприятном решении организационно-технических и хозяйственных вопросов, связанных с внедрением ГТУ в энергетику, их использование позволит в 1,5-2 раза снизить издержки на производство электроэнергии и тепла.

Новосибирский завод "Элсиб" — одно из крупнейших энергомашиностроительных предприятий за Уралом. На его генераторах работают 33% ТЭЦ и 30% ГЭС России. О том, что ждет предприятие от грядущей модернизации тепловых электростанций и планах на будущее в интервью корреспондентам РИА Новости Дмитрию Михалеву и Ларисе Макеевой рассказал гендиректор завода Дмитрий Безмельницын.

— Дмитрий Аркадьевич, как "Элсиб" оценивает предварительные итоги 2017 года?

— Все наши заказчики готовятся к процессу модернизации энергетики. Они стремятся все свои инвестиционные потребности, что разумно, скомпоновать в рамках новой программы модернизации энергомощностей (ДПМ-2).

Рыночная ситуация достаточно напряженная: количество заказов ограничено, игроков на рынке не убавилось. Более того, идет мощная экспансия со стороны зарубежных производителей, таких как Siemens и General Electric, которые тоже ощущают дефицит загрузки.

С учетом реалий, которые сложились на рынке и в экономике, считаю, что результаты 2017 года можно назвать нормальными. Предприятие функционирует, осваивает новую продукцию, не прекращает реализацию инвестпрограммы.

— По итогам 2017 года есть прирост выручки?

— По выручке мы остались на уровне 2016 года — около 2,4 миллиарда рублей. И 2018 год мы тоже планируем на аналогичном уровне. Этот объем позволяет нам оставаться в плюсе, нормально вести хозяйственную и инвестиционную деятельность. В 2019 году мы ожидаем рост выручки до 3 миллиардов рублей, а в 2020 году планируем выйти на выручку в 5 миллиардов рублей.

— Какова ситуация по объему портфеля заказов?

— Думаю, что в этом году начнется рост. Уже сейчас есть проекты, которые с большой долей вероятности будут реализованы. В этом году мы можем выйти на показатель по контрактации в 3,5-4 миллиарда рублей. Эти цифры как раз и обеспечат рост выручки предприятия в 2019-м и дальнейших годах. В 2017 году мы законтрактовали проектов на 2,575 миллиарда рублей. На сегодняшний день в этом году законтрактовано проектов на 1,545 миллиарда.

— Какие основные риски на сегодняшний день существуют для предприятия?

Риск один — промышленности нужна загрузка. Даже меры господдержки в виде софинансирования каких-то затрат… Это хорошо, но их же нужно возвращать, даже если процентная ставка или часть затрат субсидируется. А из чего вернуть, если ты не работаешь? Но мы находимся, может быть, даже в чуть более выигрышной ситуации по сравнению с другими отраслями. Потому что, во-первых, энергетика такая отрасль, в которой остановка инвестиций и ремонта чревата тяжелыми последствиями. Во-вторых, энергокомпании-заказчики, в большей степени, финансово устойчивы. Третье, и это озвучено на уровне президента и правительства, готовятся документы для грядущей программы модернизации энергомощностей.

— Как вы оцениваете перспективы загрузки "Элсиба" новыми заказами в рамках разрабатываемой сейчас масштабной программы модернизации тепловой генерации?

— В рамках этой программы планируется обновить 40 ГВт мощностей, причем речь идет о городских ТЭЦ, где эксплуатируется большое количество наших машин — в основном генераторы мощностью 60 МВт и 100 МВт. То есть, если мы за все время существования изготовили 870 турбогенераторов, то здесь речь идет о том, что нужно за 10 лет изготовить не одну сотню машин. Понятно, что не все они попадут к нам в производство, тем не менее, это будет серьезный объем. А кроме этого еще будут проекты не в рамках договоров предоставления мощности.

— Способны ли российские производители полностью покрыть потребности новой программы?

— Климатические условия нашей страны и низкие температуры позволили наработать опыт и компетенции в сфере проектирования и изготовления теплофиксационных турбин — на территории России вырабатывается большая часть теплоэнергии мира. Соответственно, отечественные энергомашиностроители считаются одними из самых передовых в этом сегменте.

Относительно нашего завода — мы готовы на 100%. Абсолютно. Ничего не утрачено. Поэтому я просто уверен, что энергомашиностроительный комплекс страны блестяще справится с решением этой задачи и очень сильно поднимется на этой программе.

— В свете обсуждения перспектив производства газовых турбин на территории РФ есть ли интерес к проектам производства ключевых элементов газотурбинных установок?

— Эта продукция требует специфичного станочного парка. Здесь нужен специализированный турбинный завод, для того чтобы полноценно и эффективно осваивать изготовление таких компонентов. То есть это не наша сфера.

— Какие меры со стороны правительства, на ваш взгляд, сегодня уместно предпринять для поддержки отечественных производителей энергооборудования?

— На ближайшие 10-15 лет рынок России будет являться самым крупным рынком энергомашиностроения в мире. Потому что в мировом масштабе рынок уже насыщен оборудованием и, чтобы зайти на второй круг, надо ждать 30 лет, когда оно износится. А мы уже как раз подошли к этому.

Все крупные компании, в том числе Siemens, GE и многие другие имеют в своем арсенале паровые турбины и генераторы для них. Сейчас они имеют очень большие проблемы с загрузкой. В этой ситуации только правительство может сказать, что "нам надо поддержать своих". Мы очень надеемся на это. Наш энергомашиностроительный комплекс вполне конкурентный. Единственное, правительство не должно допустить стороннего давления на отечественные заводы. Это будет лучшей поддержкой.

— Как реализуются проекты по поставкам двигателей на АЭС, которые строит "Росатом" в России и за рубежом?

— Сейчас мы реализуем проекты по изготовлению двигателя для индийской станции "Куданкулам", создаются третий и четвертый блоки. В ближайшее время начнутся конкурсы по АЭС "Аккую" (Турция), "Руппур" (Бангладеш), "Бушер-2" (Иран), "Ханхикиви" (Финляндия), "Пакш" (Венгрия). Поскольку все эти двигатели будут разыгрываться на конкурсной основе, мы одни из возможных производителей. Считаю, что мы очень серьезно поборемся за эти заказы. Там будут и тяжелые машины мощностью 7100 кВт и большое количество других машин. В этом году и в целом в перспективе 3-5 лет будут очень большие объемы заказов по атомной технике.

— В 2019 году завод должен поставить индийской АЭС "Куданкулам" двигатели нового типа. Выполнение этого контракта увеличит шансы на получение новых?

— Это очень серьезные машины. Они должны обладать высокой надежностью, продукция требует серьезных инженерных решений и технологических возможностей по изготовлению элементов и узлов. Справившись с такой работой, мы доказываем свою дееспособность и имеем возможность участвовать в проектах, о которых мы говорили ранее. А дальше, если ты справляешься с самой сложной машиной, то тебя будут привлекать и на другие. Понятно, что есть конкуренция по цене, но если говорить об АЭС, то главный упор будет на качество, так как последствия могут быть необратимыми. Здесь нужно действовать наверняка.

— Какие возможности для себя "Элсиб" видит в области распределенной энергетики?

— Мы видим их, прежде всего, в части освоения выпуска генераторов меньших мощностей для комплектования турбин, которые работают в распределенной энергетике. Это мощности 6,8,12,16 МВт как для паровых, так и для газовых машин.

В некоторых регионах тарифы на электроэнергию достаточно высокие, некомфортные для многих промышленных потребителей, которые имеют свою генерацию. Поэтому спрос на генераторы малой мощности будет иметь место.

Мы уже этим занимаемся, выполнили поставку машины мощностью 6 МВт на Южную станцию Рубцовска для паровой турбины. Этот проект, хоть и не относится к распределенной энергетике, стал для нас первым опытом изготовления генератора такой малой мощности. Сейчас у нас в производстве с выпуском в этом году находится генератор мощностью 12 МВт. Мы планируем расширять номенклатуру и линейку генераторов для распределенной энергетики.

— То есть предприятие планирует развитие по всем направлениям?

— А почему нет? Ведь, на данный момент, сохранен коллектив завода, материальная часть, осваивается новая продукция. Мы готовы к реализации масштабной программы модернизации энергомощностей. Мое мнение, что "Элсиб" ждет блестящее будущее. Причем развитие будет комплексным.