|
|
Круглый стол «РЕКОНСТРУКЦИЯ И МОДЕРНИЗАЦИЯ ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ: ТЕНДЕНЦИИ, ПРОБЛЕМЫ, ПЕРЕДОВОЙ ОПЫТ, НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ, ОБОРУДОВАНИЕ И МАТЕРИАЛЫ» |
|
Круглый стол «РЕКОНСТРУКЦИЯ И МОДЕРНИЗАЦИЯ ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ: ТЕНДЕНЦИИ, ПРОБЛЕМЫ, ПЕРЕДОВОЙ ОПЫТ,
НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ, ОБОРУДОВАНИЕ И МАТЕРИАЛЫ»
6 апреля 2012 г.
Межевич. … Я понимаю так, что здесь такая тема могла привлечь только профессионалов. Да, действительно, в процессе реформы удалось при распаковке энергетических систем решить проблему создания новых энергетических мощностей там, где у нас прогнозировался или уже был создан дефицит электрической энергии, была придумана форма возврата инвестиций в виде договоров о предоставлении мощности. Критикуемая, может быть, не совсем удачная, но, тем не менее, работающая и которая будет работать несколько лет. Это касается крупных энергетических мощностей, электроэнергетических в основном. И в течение нескольких лет эти мощности будут появляться.
Но осталась вторая проблема, которую необходимо решать. Это проблема модернизации всего остального энергетического хозяйства, всех остальных энергетических мощностей. И в первую очередь, на мой взгляд, если коллеги поддержат, это проблема теплоэлектроцентралей. При очевидной выгоде производства электрической и тепловой энергии в комбинированных циклах мы сегодня находимся в ситуации, когда можем в течение 7 лет потерять то преимущество, которое было создано в России при комбинированной выработке электрической энергии и тепла. Мы сегодня можем оказаться без теплоэлектроцентралей, и этот крест, который рисуют на 7-летний период, уже дали название одному из руководителей энергетического сектора, топливно-энергетического сектора. И вот как из этого положения выходить, как решить проблему модернизации действующих сегодня мощностей, безболезненного вывода тех мощностей, которые ни по физическим, ни по моральным качествам не имеют права работать, может быть, мы услышим даже какие-то советы, или предложения, или предложения по технологиям на сегодняшнем круглом столе.
Вот такой короткий спич, и я передаю слово Щедролюбову Виктору Леонидовичу для ведения круглого стола. Спасибо.
Щедролюбов. Здравствуйте, коллеги. Я представлюсь: я главный инженер «Энел ОГК-5». Я второй раз участвую в этом форуме: в прошлом году и в этом. Мне представляется тема очень интересной. Я надеюсь не злоупотреблять положением ведущего, и поэтому свою презентацию оставлю на потом. Если у вас останутся силы, мы покажем свои проблемы, которые у нас есть. Надеюсь, что я услышу то, как вы решаете проблемы старых мощностей.
А о нашей компании могу сказать следующее. Мы приступили к модернизации старых мощностей, наверно, одними из первых – первые 4 энергоблока Конаковской ГРЭС нами были уже модернизированы. Мы внедрили первыми технологию нового реактивного облопачивания, поменяли ротора́, проточные части, перемаркировали турбины. На сегодняшний день 4 энергоблока Конаковской ГРЭС – это блоки К-325 на базе стандартных советских блоков К-300, с хорошими удельными расходами. Но мы сейчас этот проект остановили в силу того, что коэффициент использования установленной мощности Конаковской ГРЭС 0,38 по году, мы полностью покрываем потребность четырьмя модернизированными энергоблоками. И только в прошлый, так называемый «сенокосный», год, когда была температура под 30о, атомные станции – все, кто имеет оборотную систему водоснабжения, имели проблемы с циркуляционной водой. Конаковская ГРЭС, наверно, за мою бытность в ОГК-5 впервые всем составом оборудования – 8-ю энергоблоками отработала июль и август-месяц. Такая проблема у нас есть, и, конечно, доказать акционерам перспективность такой технологии, чтобы блоки модернизированные простаивали, наверно, невозможно. Хотя она и довольно эффективная.
Мы также первыми приступили к модернизации (надеюсь, первыми, может быть, меня кто-то и поправит) угольной – наша гордость: Рефтинская ГРЭС – крупнейшей угольной станции до недавнего времени в Европе. Мы остановили энергоблок № 5 и приступили к его коренной модернизации, прежде всего поставив перед собой две задачи. Это экологическая – это снижение NOx и остаточной запыленности. Уголь у нас экибастузский, порядка 34-40% зольности угля, на выходе мы поставили задачу в среднем по году иметь меньше 50 мг. Напомню, что сегодня самые современные электрофильтры для этой золы лучше, чем 600 мг на нормальный метр кубический показателей не имеют. В этом году мы блок введем. Турбина новая: котел делает Подольск, турбину – уральцы. Надеемся, что мы достигнем всех заявленных показателей по ТЭП, по экологическим параметрам и приступим к следующему энергоблоку.
Это блок 4-й. На нем мы планировали повысить параметры до 570о, я имею в виду острый пар и пром(?). И повысить его эффективность с соблюдением всех экологических параметров. Сейчас мы на пути к тому, чтобы понять, можем ли мы использовать потенциал российских производителей для достижения этой цели. Наши инженеры это проверяют.
И следующие, в 2013-м году, это блоки 500 МВт украинского производства. У нас все блоки на Рефте стоят турбоатомы. Тоже коренная реконструкция, прежде всего хвоста, пылеугольного оборудования. Наверно, не секрет, мы сегодня услышим доклад ВТИ, для нас это наиболее проблематичные узлы.
Я не скажу, что у нас все хорошо. Мы первое место занимаем по количеству отказов, я имею в виду Рефтинскую ГРЭС, традиционно. Я потом расскажу и о других проектах, которые мы ведем, в частности, такой масштабный, дорогой, серьезный проект, как переход от гидрозолоудаления на сухое золошлакоудаление. Проект стоимостью около 10 миллиардов рублей, он на финише. У нас есть с ним серьезные проблемы: это отсутствие и нормативов на проектирование, но главная проблема – это сбыт золы. Мы понимаем, что мы, используя гидрозолоудаление, превращаем хороший продукт в отход. В Европе так не поступают. Мы подготовили весь комплекс работ, для того чтобы реализовать его на рынке, самостоятельно провели исследование возможного рынка, заключили ряд договоров, провели экспериментальные работы по возможности использования нашей золы по всех видах дорожного строительства, изготовления различного рода строительных смесей, продукции для других отраслей.
Если вам будет интересно, вы можете у организаторов взять эту презентацию. Надеемся, что с помощью государства, которое это дело, насколько мне понятно, сейчас уже взяло под контроль, нам удастся реализовать золу и сделать такого рода проекты привлекательными для страны в целом.
Я закончу. Если у вас будут вопросы, тогда на моей презентации я отвечу. И попробуем перейти к презентациям, которые подготовили наши коллеги.
По традиции, Денис Николаевич, давайте с Вас начнем, Вы уже опытный спичрайтер.
Башук. Наверное, нет смысла говорить о том, что мы делаем. Что здесь есть? Вот те тезисы, которые здесь есть, это те вопросы, которые волнуют нас. Можно, конечно, долго говорить о том, что мы делаем, что у нас получается и не получается. Наверно, на этом слайде сконцентрированы все те вопросы, которые интересуют нас в понимании, наверное, общеотраслевой динамики, которая не позволяет нам сегодня эффективно проводить модернизацию. В общем, на каждом этапе есть определенные проблемы: НИОКР, проектирование, по изготовлению оборудования, строительству, эксплуатации.
По НИОКР с чем мы столкнулись? Те вопросы НИОКР, которые до этого времени обсуждались в министерстве и прочее, они по большей части не отвечают требованиям той потребности, как мы их видим на сегодня. То есть только-только перестали разговаривать на суперсверхкритику, блок 660 МВт – непонятный достаточно габарит. Со своей стороны «Газпром энергохолдинг» утвердил программу инновационного развития. В разработке этой программы участвовали отраслевые институты, в НТС ГЭХ входит у нас достаточно много представителей генерирующих компаний сторонних. Мы для себя написали то, что нам нужно для жизни. Отчасти это очень много несет в себе отраслевой тематики. И готовы по тем проектам, которые попали к нам в программу инновационного развития, быть первыми. Остальных приглашаем просто к эффективному сотрудничеству, к полемике, к поиску лучших вариантов. Сейчас ведем работу с «Интер РАО ЕЭС» по синхронизации программы инновационного развития нашей и «Интер РАО ЕЭС». Я думаю, что из этого должно что-то очень хорошее получиться, что позволит нам более эффективно двигаться в этом процессе.
Устаревшая нормативная база – вообще притча во языцех. Завышается стоимость проектов, как реализуемых по ДПМ, так и объектов модернизации, в силу того что часть требований, на наш взгляд, несколько завышена. То есть мы строим дожимные компрессора, которые сто́ят на блоке по полмиллиарда и до миллиарда, при том что без этого можно было бы обойтись. Ну и существует еще много примеров, которые, на мой взгляд, удорожают и существующую инвестиционную программу, и те программы модернизации, которые общество формирует. Поэтому, конечно, одна из основных задач – это корректировка нормативной базы. Мы все говорим о том, что это должно быть, но мы абсолютно не понимаем, как этот процесс можно организовать. На мой взгляд, сейчас у нас произойдут, наверно, определенные процессы к середине лета, и мы надеемся, что в правительстве будет, как-то это направление подхвачено, и мы будем искать точки соприкосновения, для того чтобы качественно повысить ту программу модернизации, которую планируется делать.
Следующий момент – это отечественное машиностроение, тоже достаточно тяжелая ситуация. То есть мы сегодня видим, конечно, что появляются компании, которые начинают изготавливать энергетическое оборудование. На сегодня это, наверно, по большей части котлы-утилизаторы. Но тем не менее. Почти все котлы-утилизаторы изготавливаются в России. Это плюс. Мы начали активно внедрять у себя отечественных производителей комплексов АСУ ТП – это не в полной мере удается. Здесь сказывается некий монополизм производителей энергетического оборудования. Тем не менее, мы этим процессом занялись. Вот сейчас достаточно тяжелая ситуация по паровым машинам, но она опять же начинает меняться. Но изначально, с чего мы начинали - силовые острова целиком покупали за рубежом. То есть газовую турбину, паровую, генераторы, трансформаторы. Вроде сейчас тенденция начинает меняться, и отрадно, что инвестиции в энергетику как-то веерно распространяют и инвестиции в смежные отрасли.
Чего мы опасаемся? Вот сейчас уже прозвучал этот тезис. Поверьте, мы не договаривались с Валентином Ефимовичем, мы тоже это понимаем, что в ближайшее время объемы старения оборудования примут каскадный характер. То есть сегодня нам сказали о том, что часть наших мощностей неэффективна, на рынок она не отбирается. Значит, это оборудование выходит из работы, начинает эксплуатироваться более интенсивно другое оборудование.
Мы сделали прогнозы по возрасту оборудования общероссийскому, как у нас это происходит. Динамика и не пугающая, она заставляет очень активно задуматься о том, что модернизацию за 2020-й год уносить недопустимо. То есть простые цифры, мы у себя подготовили некий план работ, в результате которого увидели, что из 35-ти тепловых электростанций в «Газпром энергохолдинге», там остальные – гидростанции, мы на 24-х площадках будем пытаться что-то модернизировать до 2020-го года. Понятно, что это пока не имеет под собой экономики, но эти процессы параллельно идут. Денис Владимирович, наш генеральный директор, возглавляет межведомственную рабочую группу по разработке экономической модели модернизации. У нас есть определенные идеи, которые мы, в общем-то, начинаем обсуждать в правительстве и в министерстве. Я надеюсь, что трансформация сегодняшних тенденций произойдет, и появятся экономические показатели, которые и позволят модернизироваться.
Параллельно мы прорабатываем вопросы, что же нам делать. И вот когда мы посмотрели это все: из 35-ти площадок 24 – это больше 60% - до 2020-го года параллельно нужно что-то делать. Поверьте, в Москве, в Санкт-Петербурге, в Новосибирске, в Казани, в Рязани, в любых других городах достаточно сложно параллельно осуществлять реконструкции, при этом обеспечивая прохождение осенне-зимнего периода, летние максимумы, которые стали не менее напряженными, чем зимние. То есть чем дальше мы оттягиваем, тем сложнее будет модернизация и тем дороже она будет для отрасли. Что сегодня мы можем предложить? Мы можем предложить те площадки, на которых мы сегодня уже эксплуатируем оборудование. На этих площадках есть персонал, который умеет это оборудование эксплуатировать, на этих площадках есть все необходимое, для того чтобы производить электроэнергию: схемы топливоснабжения, схемы техводоснабжения, схемы выдачи мощности. Если мы отодвинем модернизацию за 2020-й год, мы сначала должны будем построить все в другом месте, а потом закрывать старое. Здравый смысл подсказывает, что это существенно дороже. Поэтому, двигаясь параллельными путями и создавая экономическую модель модернизации и технические условия для модернизации, я считаю, что в ближайшее время произойдет, что и те, и те условия будут понятны, и процесс модернизации будет запущен.
Ну и, наверное, правильно сказать, что мы – компания «Газпром энергохолдинг», которая является 100%-ным дочерним обществом «Газпрома», а «Газпром» – это компания с государственным участием, конечно, мы ориентированы на покупку оборудования отечественных производителей. На мой взгляд, энергетика как капиталоемкая отрасль очень правильный объект для инвестиций. То есть инвестиции в энергетику позволят веерно просто распространить инвестиции во все смежные отрасли, что позволит нам поднять и тяжелое машиностроение, и металлургию, и изготовителей электротехнического оборудования и прочее, прочее. В том числе и отраслевую науку.
Вот, собственно говоря, тот круг вопросов, которые волнуют нас. Надеемся на помощь коллег, готовы полемизировать по всем тематикам, находить точки соприкосновения. В любом случае нужно двигаться вперед. Чего мы опасаемся, это как раз перенесения начала активной фазы модернизации за 2020-й год, потому что задача в том временно́м периоде будет решаться той логикой, о которой я сказал. Мы с вами все вместе должны будем оплатить строительство новых электростанций в новом месте, а потом оплатить закрытие старых станций. На мой взгляд, такая идеология слишком дорогая для России, поэтому процесс нужно запускать.
Спасибо за внимание. Вопросы, я думаю, потом. Ну и, наверное, круглый стол предполагает вопросы и ответы и от нас, и от вас. Спасибо.
Щедролюбов. Спасибо, Денис Николаевич. Я думаю, что будет правильнее, если у вас сразу возникли вопросы к докладчику или комментарии, только короткие, пожалуйста, я предлагаю высказаться. Да, пожалуйста.
Муж. Очень короткий комментарий. Те, кто давно работает в энергетике, понимают, что если вдруг, как говорится, у предприятия иссыхает денежный поток, который идет на покрытие его затрат, и при этом еще стоит задача модернизации, то процесс, если бы станция просто вот так старела и потом остановилась, он занимает какой-то определенный временной период – 5-7 лет, но он может очень резко убыстриться, потому что отсутствие ремонтов, отсутствие нормального содержания оборудования ускоряет процесс его повреждения. За повреждениями следуют несчастные случаи, повреждения персонала. В этой ситуации разбегается квалифицированный персонал со станции, потому что никому не хочется находиться под уголовной ответственностью. И процесс уничтожения станции идет гораздо быстрее, нежели бы он шел просто со старением. Поэтому я присоединяюсь к мнению Дениса Николаевича, который говорит о том, что есть такая проблема, ни в коем случае нельзя отодвигать. Да, действительно, нельзя отодвигать. Этим нужно заниматься сегодня. Потому что потом это будет стоить гораздо больших денег, чем сегодня. Спасибо.
Щедролюбов. Пожалуйста. Если можно, представляйтесь, пожалуйста.
Жен. Вы сказали, что очень важным вопросом является устаревшая нормативная база. Что Вы имеете в виду? В принципе ее отсутствие, недостаточность или нет комплекса документов по продлению сроков эксплуатации этих станций? О чем идет речь?
Башук. Нормы на проектирование уже не пересматриваются скоро 30 лет. То есть это устаревшие нормы проектирования.
Жен. Так, нормы проектирования, да?
Башук. Конечно. Я уже не говорю о вступившем в силу законе о техрегулировании, который для энергетики оказался нежизнеспособным. Это вообще отдельная тема.
Жен. Понятно. Вы планируете это делать собственными силами, вашей корпорацией – «Газпром Энергохолдингом»? Или вы хотите за счет государства? Как это выглядит?
Башук. Мы готовы платить тому, кто это будет делать.
Жен. Допустим, наш институт мог бы делать такие документы. У вас есть чем платить?
Башук. Нет, вы нам покажите механизм, как вы эти документы запустите. И тогда мы будем разговаривать.
Жен. Хорошо. Это, конечно, не для всех, наверно, но хочу сказать, что в области атомной энергетики объекты использования атомной энергии, атомные станции несколько лет назад были в таком же состоянии, они тоже устарели, нужно было принимать какие-то решения. И была разработана нормативная база по продлению сроков эксплуатации.
Башук. Атомной станции боятся все с пеленок.
Жен. Да ничего там страшного нет. Я была организатором разработки этой нормативной базы. И хочу сказать, что, когда Вы говорите, что нормативная база устарела, надо говорить более конкретно, чтобы понимать, что, собственно говоря, Вы имеете в виду. Спасибо.
Муж. Можно, так сказать, чуть-чуть прокомментирую? Я думаю, что Вы тут правильно задали вопрос, и Денису Николаевичу: а кто будет разрабатывать, за чей счет? Но вообще-то это задача государства. Потому что это было политическое решение о переходе с наших ГОСТов, ОСТов – они все сегодня носят рекомендательный характер, к современной системе технического регулирования. Существует даже Агентство по техническому регулированию, которое является государственной структурой. Но вот то, что касается энергетики, конечно, это нельзя, так сказать, Анатолию Борисовичу вслед в качестве претензии предъявить, но он РАО расформировал, а вот техническое регулирование не создал, хотя это было не его задачей.
Мы действительно сегодня работаем с устаревшей базой. Нормы технологического проектирования последние 30 лет не пересматривались. У нас технических регламентов по безопасности сегодня, обязательных для выполнения, тоже нет – большинства. И не разработав с момента принятия закона о техническом регулировании, в течение 10 лет не сделав ничего, мы сейчас с вами плавно перетекли в единое экономическое пространство и сказали, что теперь технические регламенты должна разрабатывать вот эта вот тройственная структура. Я боюсь, что мы еще на 10 лет погрузимся. Нормативная документация по продлению сроков эксплуатации, конечно, важна, но лучше бы иметь, так сказать, начальные нормы проектирования современные и технические регламенты по безопасности, которые бы действовали уже сегодня.
Башук. Мы не готовы давать деньги, потому что мы не понимаем, как разработанные документы войдут в жизнь. Если вы нам докажете это, тогда будем платить.
Жен. Еще один у меня вопрос. Хочу сказать вам следующее, что я сделала анализ, что очень многие тепловые электростанции находятся в зонах высокой сейсмической опасности. Их просто очень большой процент. И мало того, что там все оборудование достаточно старое, там еще высокая возможность сейсмических воздействий, когда будут полностью повреждены даже устаревшие системы, тем более что они имеют уже изношенный ресурс. Поэтому нормативная база крайне необходима, и в том числе, действительно, все эти нормы нужно пересматривать на системной основе, в иерархическую структуру нужно выстроить нормативные документы. И, собственно говоря, здесь нет никаких проблем – был бы интерес.
Щедролюбов. Тема круглого стола – реконструкция и модернизация. Я прошу далеко не отклоняться и не уходить в сторону больших, глобальных, государственных задач. Мне кажется, есть более живые примеры, кто в состоянии сделать РВП(?), покрутиться нормально с присосами(?) не 30%, а 10%, и эти вопросы относятся к зоне действующих станций и так далее. И пожалуйста, покороче, мы не успеем услышать все доклады. Пожалуйста.
Батенин. Если можно, коротко. Я хотел бы поддержать Дениса Николаевича.
Щедролюбов. Представьтесь, пожалуйста.
Батенин. Батенин Вячеслав Михайлович, ИВТАН. Я хотел бы поддержать вот в каком вопросе. Я не хочу про нормативную базу в целом говорить. Но я думаю, есть один пример, о чем сказал Денис Николаевич: зачем дожимник на станциях «Газпрома», когда в трубе уже есть это давление, которое им нужно? Миллиард сэкономить – это не игрушка. Это очень важно.
И второе, о чем я хочу сказать. Правильно тот же Денис Николаевич сказал, что надо дать инвестиции в энергетику, чтобы поддержать машиностроение. Но может быть, надо дать инвестиции и прямо в машиностроение. Ведь сегодня у нас газовых турбин практически нет. Одни «Силовые машины» выпускают, ну и немножко – 110-я машина – Рыбинск. Простите, а разговора о турбине в 300-350 МВт – отечественной – просто нет. И может быть, надо принять то предложение, которое наш премьер уже сделал, что – аналогия – пересадить высших чиновников на автомобили, которые могут быть иностранными, но собранными в России. Давайте в энергетике использовать оборудование, которое может быть по лицензиям, но сделано в России. Спасибо.
Щедролюбов. Спасибо. Волков Олег Сергеевич появился?
Волков. Это я. Здравствуйте. В конце моя информация вряд ли кого-то обрадует. Я лучше сейчас скажу это.
Добрый вечер, уважаемые господа и дамы. МЧС России, Научно-исследовательский институт по вопросам гражданской обороны и предупреждения чрезвычайных ситуаций. Есть у нас такая инстанция, как Конструкторский совет автоматизированной информационно-управляющей единой российской системы предупреждения чрезвычайных ситуаций. Я главный конструктор системы мониторинга потенциально опасных объектов.
Чтобы коротко, так сказать, вас сразу расстроить, а потом обрадовать, я скажу, что за последние 5 лет разработана нормативная техническая база по мониторингу объектов повышенного уровня опасности, и все вы – энергетики – являетесь, по сути, нашими клиентами в части, касающейся разработки данных систем на вверенных вам объектах. Я бы сейчас не хотел вдаваться в подробности и проблемы развития этой темы. Но мы все прекрасно понимаем – и вы, и мы в том числе, – что это для вас, прежде всего, есть обременение, а для нас святая обязанность как представителей Министерства чрезвычайных ситуаций.
Тут налицо некий определенный конфликт интересов. По понятным причинам этот конфликт выливается в том числе до наших прямых руководителей, и до Сергея Кужугетовича доходит: письма нам пишет «Газпром», «Лукойл», Топливно-энергетический комплекс, трубопроводы нефтяные и газовые и так далее. Все эти письма приходят ко мне. И вот я сегодня решил все-таки подъехать к вам, понимая, что мы для вас являемся обременением и обузой, как угодно нас называйте. Я бы хотел показаться вам на глаза и попросить вас о следующем.
Уважаемые коллеги, прежде чем писать письма в Министерство по вопросу обременения требованиями МЧС по вашим объектам, пожалуйста, изучите внимательно нормативно-техническую базу. Обратитесь в базовый институт; в частности, ко мне можете, как к главному конструктору, обратиться или к руководителю института, если моего статуса недостаточно. Спросите, в чем вопрос, как он решается и как выходить из того не всегда приятного положения, в котором вы находитесь, когда приходите в экспертизу, а вас посылают обратно – выполнить наши требования. Вот чтобы не ставить себя в неудобное положение, чтобы прекратить вот эти вот неприятные для нас письма, мягко говоря, мы на протяжении последних 2-х лет активно ведем работу пропагандистскую по разработке так называемых корпоративных стандартов, которые в дальнейшем мы предполагаем перевести в государственные стандарты, которые позволят нам корректно и с чувством выполненного долга прийти к вам, попросить у вас передать нам необходимые данные мониторинга, мы их у себя примем и будем дальше в российской системе предупреждения чрезвычайных ситуаций активно ими пользоваться, не особо сильно вас беспокоя.
Тема отдельная и сложная. У нас в мае-месяце своя большая выставка будет «Комплексная безопасность – 2012», добро пожаловать. Можете на сайте выставки посмотреть, там я провожу секцию отдельную большую. Кстати, там будет Топливно-энергетический комплекс свои мероприятия проводить, я там тоже буду выступать. Поэтому я бы хотел буквально в двух словах озвучить, что такая проблема есть, мы открыты, готовы к диалогу, давайте конструктивно общаться. А так, вам успехов – у вас очень хорошее направление деятельности. И, Россия, вперед!
Щедролюбов. Спасибо. От практиков теперь давайте перейдем к науке. Анатолий Григорьевич, Вам слово. Тумановский, ВТИ.
Тумановский. Уважаемые коллеги, уважаемый председатель. У меня эта презентация на 20 минут, но я попробую очень конспективно остановиться на основных проблемах, которые существуют на пути совершенствования развития угольных станций. Считаю, что, конечно, при техперевооружении угольных станций проблем на порядок больше, чем при решении вопроса о модернизации газомазутных станций.
Конечно, Россия – угольная держава. И сжигание угля на тепловых станциях является одной из наших основных задач энергетики. Она будет эффективна сегодня и будет эффективна в обозримом будущем. Прогнозы по энергетической стратегии показывают, что до 2030-го года валовое сжигание угля на тепловых электростанциях может увеличиться примерно в 2 раза. И поэтому на электростанциях должны быть эффективные технологии с высокими экономическими и экологическими показателями.
116 угольных ТЭЦ находится в эксплуатации. Мощности блоков от 800 до 150 МВт. Но, конечно, большинству их них уже около 40 лет, поэтому невысокие показатели надежности, электрический КПД на уровне до 36%, низкие уровни автоматизации, высокие выбросы NOx, SO2 и зольных частиц, ну и проблемы практически со всеми угольными станциями на золоотвалах.
Здесь на слайде приведены показатели паровых энергоблоков на угле, которые сейчас работают, а проектировались они в 60-х годах. А рядом показаны параметры и экономические показатели новых блоков.
Вот теперь возможности улучшения показателей угольных блоков. Понятно, что это повышение параметров, совершенствование оборудования, и здесь много возможностей: проточная часть, снижение потерь в котле, водно-химические режимы, выбросы, экология и стоки, автоматизация и, наконец, унификация проектов и оборудования.
Здесь показано численное выражение или достижение показателей эффективности, которые всем известны, путем улучшения конструктивных решений по турбинной установке, по котельной установке, по тепловой схеме оптимизации. Внизу показаны возможности, которых можно достичь при повышении параметров.
Теперь какие уровни существуют и предлагаются сейчас по улучшению показателя эффективности угольных станций. Первые, малозатратные, мероприятия – повышение надежности и экономичности эксплуатации действующего оборудования. Затем – модернизация, глубокая модернизация иногда называют, агрегатов основного и вспомогательного оборудования. И наконец, третий, и самый радикальный путь – это внедрение новых технологий.
Если говорить о повышении надежности действующего оборудования, то это, прежде всего, учитывая возраст эксплуатируемого оборудования, диагностика и мониторинг технического состояния. А дальше – параллельное внедрение апробированных технических решений, направленных на повышение показателей действующего оборудования. И по общестанционным задачам, по турбинному, котельному оборудованию повышение ресурсов металла, водно-химические режимы, водоподготовка, автоматизация и экология.
В ВТИ существует такой альбомчик небольшой, где порядка 40-50 таких апробированных решений, которые надежно работают сейчас и внедрены на многих станциях, для того чтобы повысить технические показатели действующего оборудования. Для примера коротко: очистка поверхностей нагрева котлов от наружных отложений, водяная, паровая обдувка, выбор места агрегатов для обдувки, автоматизация этих процессов, которые дают возможность повысить экономичность и надежность работы котельных агрегатов.
Пуски на скользящем давлении во всем пароводяном тракте энергоблока на СКД, которые, конечно, тоже позволяют повысить показатели. Экологические вопросы: это методы подавления оксидов азота – технологические решения. Есть у нас предложение по высокотемпературной ступени установки селективного некаталитического восстановления окислов азота, которое на порядок дешевле, чем обычное каталитическое восстановление. И вот на блоке № 3 Каширской станции показана эффективность применения сейчас вновь построенной этой системы, где мы сейчас проверяем комплексную эффективность: сперва технологические методы с помощью ребенинг-процесса и ступенчатого сжигания топлива при жидком шлакоудалении, а затем система селективного некаталитического восстановления оксидов азота.
Следующий уровень – модернизация турбинных установок. Это модернизация проточной части, внедрение дезодоратной схемы, система регулирования управления и мероприятия, которые известны по углублению вакуума, внедрение систем шариковой очистки, новых конструкций уплотнений. Вот здесь говорилось уже председателем, что на Конаковской ГРЭС внедрена модернизированная проточная часть. Видите, повышение КПД после модернизации. Но, самое главное, надо отметить, что существуют еще большие возможности по дальнейшему повышению проточной части.
То же самое можно сказать и по модернизации котельных установок с повышением КПД до 95-95,5%. Это газоплотное охлаждение топочной камеры, реконструкция горелочных устройств, снижение температуры уходящих газов, снижение потерь давления в тракте, рациональная сушка, особенно влажных топлив, и другие.
Если говорить о внедрении новых технологий, то мы сейчас все надежды связываем с технологической платформой – экологически чистая тепловая энергетика высокой эффективности, которая была утверждена правительственной комиссией, разработчиком которой является ВТИ, а инициатором Минэнерго. Это вот состав этой технологической платформы. Основная цель, задача – это координация усилий всех заинтересованных субъектов, для того чтобы внедрять новые технологии в энергетику.
И какие в этой платформе угольные технологии? Это угольные блоки на суперкритические параметры пара мощностью от 400 до 800 МВт, с КПД 45%; угольные ТЭЦ нового поколения с коэффициентом использования тепла топлива до 90%; современные эффективные технологии газоочистки, обеспечивающие минимальные выбросы известных ингредиентов; ПГУ с внутренней газификацией твердого топлива. И наконец, это будущее уже за 2020-м годом – гибридные энергоустановки с использованием топливных элементов.
Здесь приведены технические требования к угольному блоку нового поколения с параметрами пара на суперкритические параметры. Основные технические решения по этим энергоблокам, которые сейчас разработаны нашими отечественными заводами котельным и турбинным по котлу и турбине. Вот показан котел П-образной компоновки «ЭМАльянса» для блока 660 МВт. Конструкция турбины, разработанная для блока 660 ЛМЗ - «Силовыми машинами». Компоновка этого энергоблока.
Следующая технология, которая, как нам представляется, должна найти широкое применение, это угольные блоки для ТЭЦ мощностью 100-120 МВт с параметрами пара 14 МПа и с температурой до 585о. С повышенными КПД котла, турбинной установки и самого электрического КПД блока до 40%. Топливо – бурый и каменный угли, технология сжигания – факельная, сжигание в циркулирующем кипящем слое, а для будущего предполагается рассмотреть и ПГУ с газификацией. Экологические показатели – на уровне сейчас действующих европейских стандартов. И использование, поскольку это в черте города, золошлакоотходов, доходящее до 100%.
Третья технология – это газификация угля. Первым шагом предлагается сооружение опытно-промышленной установки мощностью 20 МВт или 22 МВт, где уже выбрано оборудование для такой опытно-промышленной установки, с тем, чтобы получить эксплуатационный опыт и приступать к разработке на базе ГТУ большей мощности – 110-160 МВт к блокам с газификацией мощностью 200-250 МВт для переоборудования угольных ТЭЦ. Их мощность может возрасти до 25 миллионов кВт, а удельный расход топлива снизится на 15%.
Ну и наконец, постулаты, которые необходимы для реализации технологической платформы. Это привлекательные проекты, инициативы для создания благоприятных условий инвестирования, партнерство энергомашиностроительного и энергетического бизнесов и, безусловно, помощь государства, патронаж государства при организации и выполнении этих работ. Спасибо.
Щедролюбов. Спасибо. У вас вопросы есть какие-нибудь? По-моему, все ясно. У Вас в презентации было указано, что параметры блоков от 300 до 1300 МВт проектированные, они проектировались на параметры 540. У нас в паспортах стоит цифра совершенно другая – 570.
Тумановский. А, это еще когда создавалось в 1980-м году. Понятно. Но они же работают при 545о.
Щедролюбов. Мне кажется, корректнее, коллеги, называть вернуться к тому, что делали вы 40 лет тому назад, а не продолжать проектировать то, что уже давным-давно решено, на мой взгляд.
Тумановский. Да, это правильно. Но не всегда это удается. Мы ставим так вопрос в течение 20 лет, но блоки, вы знаете, работают с температурой 545о.
Щедролюбов. Спасибо. Если нет вопросов, я предлагаю дать слово одному из иностранных коллег. Давайте послушаем Honeywell, тем более мы с ними работаем на Среднеуральской ГРЭС. Алексеев Юрий Святославович, пожалуйста.
Алексеев. Добрый день. Меня зовут Юрий Алексеев. Я являюсь представителем компании Honeywell, именно подразделения, которое занимается промышленной автоматизацией. В своей презентации я кратко расскажу о спектре продуктов, которые предлагает наше подразделение, и попытаюсь акцентировать внимание на тех продуктах, которые могут быть полезны именно при модернизации существующих теплоэлектростанций в части экономии, эффективности, снижения эксплуатационных затрат.
Вначале расскажу немного о компании Honeywell. Некоторые с компанией Honeywell уже знакомы, некоторым я представлю. Компания Honeywell – это американская компания, которая основана более чем 100 лет назад. В настоящий момент это одна из крупнейших корпораций с оборотом около 35 миллиардов долларов и с количеством сотрудников более 125 тысяч во всем мире. Структурно 4 подразделения. Я являюсь представителем подразделения системы автоматизации и контроля. В частности, могу здесь упомянуть, шел разговор о газификации угля, в компанию Honeywell входит подразделение UOP, которое владеет технологией очистки синтезгаза при газификации каменного угля, и оно используется более чем на 50% существующих газификаторов во всем мире.
Более подробно о подразделении промышленной автоматизации. Это достаточно крупное направление, спектр продуктов – контрольно-измерительные приборы, системы управления, операции создания компьютерных тренажеров операторов, мест(?) системы, усовершенствованное управление. Наше подразделение является полноценным интегратором и занимается внедрением всего перечисленного оборудования в различные отрасли промышленности.
Для предприятий электроэнергетики мы предлагаем полный спектр в области автоматизации, начиная с контрольно-измерительных приборов, систем управления, усовершенствованного управления, операторских тренажеров, систем управления производствами. Наше подразделение не занимается только уровнем ERP.
И вкратце я пробегусь по ключевым слоям автоматизации. Начну с нижнего уровня – с контрольно-измерительных приборов. Компания Honeywell предлагает широкий спектр КИП – это датчики давления, температуры, анализаторы. Я хотел бы акцентировать внимание на двух продуктах компании Honeywell, которые могут быть интересны и полезны с точки зрения модернизации и снижения эксплуатационных расходов.
Датчик онлайн-измерения коррозии. Позволяет в режиме онлайн в миллиметрах в год измерять текущий режим коррозии. Достаточно широко применяется на Западе, в России пока такого опыта нет, но надеемся такой опыт приобрести. Типичное применение датчика онлайн-измерения коррозии, одно из последних внедрений: бельгийская компания «Электробель», после того как был протестирован датчик компании «Лабрелих»(?), внедрила для контура охлаждения воды несколько датчиков, которые позволяли операторам помимо стандартных средств – PH, растворенный кислород – мерить в режиме онлайн состояние коррозии трубопроводов и сопутствующего оборудования. Тем самым оператор получает возможность смотреть на текущее состояние и оценивать, каким образом, если изменится водно-химический режим, это влияет на изменение скорости коррозии, каким образом те или иные ингибиторы могут уменьшить или сократить данное влияние.
Интересное направление, оно развивается достаточно недавно, это беспроводные средства КИПиА. Компания Honeywell является одним из законодателей мод в части разработки промышленных стандартов и изготовления приборов для беспроводных сетей, которые используются в промышленности. Это беспроводные датчики давления, температуры, расхода. Есть беспроводные датчики вибрации, переносные операторские станции. Внедрение подобных систем при реконструкции либо новых строительствах позволяет существенно уменьшить капитальные и эксплуатационные затраты.
Вот здесь показан спектр продуктов, как выглядят беспроводные датчики. Один из последних примеров – это была модернизация АСУ ТП теплоэлектростанции в Соединенных Штатах Америки «Кол Эгри Стейшн», суммарная мощность 1200 МВт, модернизирована система управления. Honeywell была главным подрядчиком по автоматизации новой системы управления. И было внедрено порядка 118 беспроводных датчиков КИПиА. Тем самым были сокращены затраты на проектирование, на кабельную продукцию, сокращены сроки ввода в эксплуатацию, так как при пуско-наладке беспроводные датчики имеют ряд существенных преимуществ по сравнению с традиционными проводными датчиками.
Также в компанию Honeywell входит компания «РМГ». Представитель здесь находится, и более подробно будет презентация его продукции чуть позже. Вкратце скажу, что с приобретением компанией Honeywell компании «РМГ» мы сейчас можем предлагать пункты подготовки газа, системы запального газа, то есть спектр неких продуктов Honeywell для электроэнергетики расширился.
И следующий уровень автоматизации – это непосредственно АСУ ТП – системы управления. Компания Honeywell более 25 лет занимается внедрением систем управления на предприятия электроэнергетики. По статистике в 27 странах внедрено более полутора тысяч систем управления производства Honeywell. Для этих целей мы имеем лучший продукт в своем классе – АСУ ТП Experion PKS. Изначально компания Honeywell была первой компанией, кто выпустил распределенные системы управления на рынок. Еще в 1974-м году компания Honeywell была первой, кто выпустил на рынок распределенные системы управления класса DCS. И в прошлом году предлагаемая текущая система управления Honeywell получила награду от признанного эксперта в области промышленной автоматизации журнала «Контрол Инжиниринг» как лучшая система управления в своем классе.
Вот здесь показан один из примеров внедрения системы управления при модернизации основного технологического оборудования для теплоэлектростанции в Болгарии. Электростанция была очень похожа на нашу, к тому была построена еще в советское время: подольские котлы, турбины ЛМЗ менялись на японские турбины и проводилась полномасштабная АСУ ТП всех этих трех блоков. Проект прошел достаточно успешно.
Следующая проблема, которая возникает не только при модернизации системы управления, но и при новых строительствах, это проблема с операторами: обучение, сертификация операторов. Для этого Honeywell предлагает продукт «Юнисим» – это программное средство для моделирования технологических процессов, создания статических, динамических моделей. И потом уже на его базе создается полнофункциональный компьютерный тренажер, который имитирует необходимые технологические процессы с точностью до 98%.
Вот как выглядит стандартный пример операторского компьютерного тренажера: имеется модель технологического процесса, рабочая станция инструктора, рабочая станция операторов. Инструктор вносит возмущающее воздействие, и оператор должен как можно быстрее ликвидировать его последствия. Это применяется не только для обучения операторов, когда они в первый раз сталкиваются с системой управления, но и также применяется для поддержания нужной квалификации. Есть операции, которые оператор делает редко, и наличие компьютерного тренажера позволяет ему, скажем, не забыть это.
Вот один из интересных проектов – внедрение компьютерного тренажера вместе с реконструкцией системы управления. Теплоэлектростанция в ЮАР – «Тесгритли»(?), 6 блоков по 200 МВт. Там ситуация была какая? То, что станция была построена в 60-х годах и была законсервирована, и встала задача ее расконсервировать, сменить систему управления. Honeywell была главным подрядчиком по автоматизации всех 6 блоков. Вот здесь как бы возникла проблема такая, что, так как станция не работала практически 20 лет, оператора вообще не было. Поэтому специально под этот проект был создан полнофункциональный операторский тренажер одного из блоков, и операторы всех 6 блоков проходили на нем обучение. То есть это позволило сократить сроки ввода и получить достаточно квалифицированный персонал.
Самый последний проект, наверно, из компьютерных тренажеров – это Финляндия, ТЭЦ «Инко»(?), компания «Фортум», модернизация АСУ ТП блока 250 МВт, где также комплектно вместе с системой управления заказчик захотел компьютерный тренажер для обучения операторов.
Когда уже внедрена система управления, регуляторы настроены, все работает в штатном режиме, возникает вопрос, а что еще можно сделать, чтобы повысить качество регулирования и тем самым получить от этого какую-то экономическую выгоду. Для этого компанией Honeywell разработаны специальные прикладные программы для электроэнергетики, которые являются уровнем выше АСУ ТП и называются «усовершенствованное управление технологическим процессом» – APC, и они предназначены для оптимизации ведения технологических режимов таким образом, чтобы получить еще какую-то дополнительную экономическую выгоду. Принцип основан на многомерном управлении. То есть сверху АСУ ТП сидит некая программа, которая координирует работы нескольких регуляторов, основываясь на прогнозирующей модели процесса.
Вот здесь перечислены стандартные приложения: это усовершенствованный регулятор горения, мастер преше контрол(?) – это координация работы паровых коллекторов. Не буду, времени не так много. Вот применение для ТЭЦ с поперечными, для теплоэлектроцентралей, применение для энергоблоков. Вот здесь показаны некоторые внедрения и цифры, достигнутые внедрением данных продуктов компании Honeywell. То есть в целом удалось повысить на некоторых объектах КПД котлов до 2%. И вот здесь показаны некоторые примеры. Чешская Республика – небольшая ТЭЦ: 3 котла по 150 тонн в час, 2 паровые турбины, ТЭЦ с поперечными связями; благодаря внедрению дополнительных приложений удалось на 2-3% снизить затраты на производство пара, удалось стабилизировать в нужных пределах выбросы вредных веществ. Промышленная электростанция в ЮАР: 17 котлов, 10 турбин. Ну, вот здесь денежная оценка не разглашается в соответствии с договоренностью с компанией «Сосол»(?), но вот здесь можно посмотреть гистограмму отношений «воздух – топливо», отражающую качество процессов внедрения в котле, то есть, как было до внедрения и как бы стало после внедрения.
Вот один интересный пример – это промышленная электростанция в Китае: 2 котла, 1 турбина. Котлы с циркулирующим кипящим слоем. Была разработана специализированная модель, ну и доказанный экономический эффект внедрения усовершенствованного управления составил 1 миллион долларов в год.
И вкратце еще о других продуктах компании Honeywell, которые тоже могут быть интересны при реконструкции энергообъектов. В последнее время проблема пожарной безопасности и безопасности встает достаточно остро, изменяется и нормативная база, и в этом вопросе компания Honeywell может помочь наиболее полным продуктом в принципе в мире по системным интегрированным решениям обнаружения пожара, газа, дыма. То есть Honeywell является производителем датчиков огня, дыма, загазованности, специализированных контроллеров, сертифицированных и в России, и за рубежом в соответствии с самыми жесткими требованиями.
И вкратце расскажу о системе промышленных объектов. В состав Honeywell входит компания Honeywell Security Group, которая занимается защитой промышленных объектов, и не только. Здесь мы предлагаем комплексные интегрированные решения по видеонаблюдению, контролю доступа, охраны периметра. Вот одни из последних проектов, которые делали, это вот как показывает высокое качество, это применение на атомных электростанциях в Европе. Для нескольких атомных электростанций компания Honeywell по просьбе испанского правительства проводила аудит промышленной безопасности нескольких атомных электростанций, и на основании этого аудита было принято решение о внедрении средств промышленной безопасности на объекты повышенной категории опасности.
Вот вкратце все. Я попытался ускориться и рассказать презентацию, чтобы дать возможность выступить следующим коллегам.
Щедролюбов. Спасибо, Юрий Святославович. Есть вопросы к докладчику?
Вопрос. * . Чем лучше ваши технические средства по возможностям, по цене? Как бы в двух словах Вы охарактеризовали свою продукцию?
Алексеев. На российском рынке мы представлены достаточно широко. Основные наши рынки – это крупные нефтеперерабатывающие предприятия, химическая промышленность, нефте-, газодобывающие платформы. Скажем, на рынке нефтепереработки мы являемся по автоматизации № 1. Цены наши достаточно конкурентны. Есть у нас опыт автоматизации в электроэнергетике. И опыт участия в тендерах. На рынок в крупную электроэнергетику, скажем, мы не так давно стали выходить. До этого у нас был опыт автоматизации, скажем, ТЭЦ при крупных промышленных объектах: целлюлозно-бумажных комбинатах, нефтеперерабатывающих заводах. Ну и уровень цен, я могу сказать, более чем демократичный, как показывает опыт участия в тендерах в электроэнергетике по АСУ ТП.
Щедролюбов. Еще вопросы? Нет? Спасибо. Продолжим. Андрэ Петри, вице-президент «Сименс».
Петри. Добрый день, уважаемые дамы и господа. Меня зовут Андрэ Петри. Я вице-президент «Сименс» в России и Центральной Азии и являюсь генеральным директором сектора энергетики «Сименса» в России и Центральной Азии. Я хочу сегодня вкратце вам рассказать о нашем опыте в рамках проектов модернизации тепловых электростанций в России и в странах СНГ, и какие у нас есть решения в этой области.
Эти цифры, я думаю, мы все знаем: какие еще до 2030 года будут введены генерирующие мощности. Картина слева – немножко по миру, на правой стороне – по России. Мы видим, что картина подобная. И из этих мощностей, которые в принципе должны вводиться в эксплуатацию, мы считаем, что часть этого тоже должно осуществляться через модернизацию текущих, существующих блоков.
Как мы все знаем, модернизация нам дает большие эффекты. Мы увеличиваем установленную мощность на текущих блоках, и мы этим самым снижаем удельный вес расхода топлива и, другими словами, повышаем коэффициент полезного действия. И те операторы, которые пойдут по этому пути, конечно, являются более конкурентоспособными.
Здесь просто коротко изложена эволюция эффективности угольных установок и установок комбинированного цикла. Только хотел сказать, что мы достигли. «Сименс» производит газовую турбину в комбинированном цикле, где мы достигаем КПД больше 60%. Это является мировым рекордом, и это на базе вот этой газовой турбины 8000Н(?). Вот такая установка стоит на юге Германии, в Эшене(?). На территории России такой установки еще нет, но в принципе мы предлагаем для крупных станций вот такую высокоэффективную установку.
Сейчас хочу немножко коротко рассказать, какие у нас есть проекты, которые мы завершили здесь, в России. Это совсем новый проект – 6-й блок Киришской ГРЭС. Был пущен в эксплуатацию в марте этого года, с присутствием премьер-министра Путина. Что мы там сделали? Мы, в принципе, повысили установленную мощность на 500 МВт, коэффициент полезного действия увеличили на 20%, и тем самым удельный расход топлива снизился на 32%. Этот проект реализован на имеющихся площадях станции, в частности, с использованием существующего уровня, имеется в виду паровая турбина, например, и тоже сохранили существующую схему водоснабжения и существующие паровые турбины мощностью 300 МВт. Настроены две современные газовые турбины F-класса «Сименса», это класс 400000F, и каждая имеет мощность 270 МВт.
То же и в области промышленных газовых турбин. У нас есть проекты, которые мы тоже в прошлом году завершили. Например, в ТЭЦ № 2 в Уфе мы устанавливали турбину СКТИ800 мощностью 47 МВт, и в результате модернизации увеличили мощность на станции на 48 МВт и тем самым тоже сократили удельный расход топлива. На Минской ТЭЦ-2 мы на площадке построили 2 блока с газотурбинными установками СКТИ600 и тем самым мы тоже повысили установленную мощность на 65 МВт и сократили удельный расход топлива. И таких примеров еще много.
Мы хотели просто сказать, что мы считаем, что газ – это такое сырье, которое, в принципе, может быть, сегодня не так дорого, но будет, наверно, дороже. И мы считаем, что очень важно для операторов иметь установки, которые в принципе очень экономично используют его, чтобы удельные расходы топлива были бы минимальными. Спасибо за внимание.
Щедролюбов. Спасибо, Андрэ. Есть вопросы? Да, пожалуйста, Анатолий Львович.
Муж2. В России сейчас есть совместное предприятие «Сименс – Силовые машины». Есть ли планы создания и локализации ГТУ большой мощности в ближайшее время и какая это будет мощность?
Петри. Спасибо за этот вопрос. Я в принципе вначале хотел еще рассказать, потому что сегодня уже говорили здесь по поводу, кто здесь в России производит большие газовые турбины. Это сделали не «Силовые машины», это сделал «Интертурбо». И как вы знаете, создалось в конце прошлого года совместное предприятие «Сименс – Силовые машины» в Санкт-Петербурге, СКТТ(?) «Сименс – Газовые технологии». И здесь мы в принципе локализируем все, мы локализируем инжиниринг, это значит разработка новых решений, мы локализируем производство и мы локализируем сервис.
Щедролюбов. Еще вопросы? У меня, если позволите. Мы смонтировали одну парогазовую установку на Невинномысской ГРЭС производства фирмы «Сименс» 277 МВт, сейчас провели гарантийные испытания газовой установки. И паровая турбина «Сименс», Швеция. Вопрос простой: планирует ли «Сименс» создание сервисного инженерного центра на территории Российской Федерации? Нас крайне удручает то, что вызов специалиста «Сименс» за 2 месяца до появления дефекта, и тому подобное, и так далее. Условия нашего рынка таковы, что убытки от простоя паровой турбины или газовой турбины по незначительному дефекту, например, 3 раза сработал датчик повышенной вибрации в камере сгорания, и мы стоим 2 недели. Для нас это чрезвычайно важно – развивать свое направление, или мы будем ожидать, что вы здесь что-то создадите.
Петри. Да. Это в принципе такая проблема, как Вы сейчас сказали, мы такие проблемы знаем, и мы, конечно, стремимся к тому, чтобы таких проблем не было, имею в виду со временем реагирования и так далее. Так как у нас есть большие планы локализации в области энергетики, конечно, тем самым сервис должен локализироваться. Это имеется в виду, чтобы запчасти уже были здесь, на территории России, чтобы их не надо было растаможивать и так далее. И тоже чтобы обслуживающий персонал обученный уже здесь находился. Это действительно наша цель, мы это сделаем. Это сделаем для больших газовых турбин, в Санкт-Петербурге это организуем, и это тоже, когда придет необходимость, будем организовывать для более маленьких иностранных газовых турбин. В принципе, ваш вопрос ясен, и наш ответ – да: мы постараемся это сделать как можно быстрее.
Щедролюбов. Спасибо, Андрэ. Все, мы сессию вопросов к «Сименсу» завершили. Спасибо. У нас осталось 3 докладчика и не осталось времени. Чем будем жертвовать: докладчиками или временем? У нас сейчас Игон Вицауэр.
Вицауэр. (Презентация на английском языке.)
Щедролюбов. Thank you very much. Спасибо. Questions? Comments? No? Thank you. У нас остался, по-моему, один докладчик. Чернов Дмитрий Яковлевич. Вы вдвоем? Хорошо. Соловьев Максим Владимирович, ООО «INTRA EM».
Соловьев. Добрый вечер, дамы и господа. Времени мало, поэтому буду читать. Меня зовут Соловьев Максим. Я председатель правления компании «INTRA EM». «INTRA EM» – комплексные решения для ТЭК. «INTRA EM» – надежный партнер в части газоснабжения ТЭК. Уже есть или может им стать, если вам нужны компетентность, профессионализм, европейское качество по разумной цене, оптимальные технические решения задач любой сложности.
Мы разрабатываем и производим комплексные узлы, блочные поставки для реконструкции, ремонта и нового строительства, различных систем подготовки газа. Наш генеральный партнер RMG by Honeywell – мировой символ надежности и безопасности в газовой отрасли.
Специалисты «INTRA EM» находят оптимальные решения при реализации проекта любой степени сложности для максимального удовлетворения требований заказчика. Мы используем уникальный накопленный опыт по созданию проектов, ориентированы на достижение надежного и качественного результата.
Материальная база «INTRA EM» позволяет оперативно и качественно реализовывать проекты любой степени сложности в максимально сжатые сроки.
Удобное географическое положение производства позволяет оперативно получать комплектующие лучших производителей европейских, стран СНГ, что гарантирует высокое качество поставляемой продукции.
Мы начали свою деятельность около 4-х лет назад с разработки и изготовления пункта подготовки газа для КТС Коломенская блочно-контейнерного исполнения.
Для более полного понимания философии деятельности нашей компании раскрою несколько секретов. Первый секрет «INTRA EM» в том, что ядро компании составляет коллектив единомышленников, получивших опыт производственной и управленческой деятельности в газотранспортных предприятиях России, Белоруссии и Латвии. Разрабатывая блочную установку или узел, мы исходим, прежде всего, из факторов надежности и безопасности, рациональности размещения оборудования и удобства его эксплуатации и обслуживания.
«INTRA EM» предлагает оптимальные решения по разумной цене. Это второй секрет. Наша ценовая политика – это эксклюзивный товар, что в нашем понимании означает высокое качество товара, плюс оригинальные решения, плюс высокий уровень унификации, плюс высокое качество сервиса, плюс низкие эксплуатационные расходы, плюс логичное для заказчика превышение цены не эксклюзивного товара, уже имеющегося на рынках.
Для возможности применения комплектующих ведущих мировых производителей по разумным и конкурентным ценам при существующей ценовой политике дистрибьюторской сети этих поставщиков поставка импортного оборудования может осуществляться узлами заводской готовности от независимого изготовителя узловых решений «INTRA EM», имеющего все необходимые разрешительные документы для поставки своей продукции на рынки Российской Федерации, Белоруссии и Казахстана.
«INTRA EM» предлагает газовые станции различных моделей и различной производительности для любых необходимых приложений. А также коммерческие узлы измерения количества газа, которые могут размещаться или в блок-боксах, или на опорных рамах для решения широкого спектра задач.
Широкий спектр применяемого оборудования позволяет «INTRA EM» предложить любые технологические узловые решения для газа в любой части энергетики.
Особое внимание мы уделяем наиболее гибкой и взаимовыгодной интеграции существующей системы выдачи заказов и их исполнения. В отношении действующей существующей системы сильных конкурентов, имеющихся на наших рынках, мы позиционируем себя в первую очередь как возможный партнер, который может лишь незначительно снизить доход нашего контрагента в счет своих финансовых интересов, но сделать его более легким, быстрым в получении и надежным в решении технических задач.
Узлы редуцирования любой необходимой конфигурации, которые мы предлагаем для реконструкции действующих и вновь строящихся объектов, используют уникальные решения и наш опыт использования преимуществ оборудования импортных производителей.
Начиная с этого года наша компания приступила к разработке и изготовлению блочных турбодетандерных установок на турбинах MTG и систем автоматизации RMG by Honeywell, которая позволяет вырабатывать электроэнергию при редуцировании природного газа.
Системы автоматизации от «INTRA EM» решают комплексные задачи, такие как регулирование давления, расхода, температуры газа и одновременно служат для регистрации, визуализации и дистанционной передачи данных. Системы автоматизации строятся на базе промышленных контроллеров Honeywell и «Сименс».
Позвольте представить краткий обзор наиболее значимых объектов на территории России, Белоруссии и Казахстана.
Беларусь. «Белтрансгаз», блочная газораспределительная станция Лясковичи, Бронная гора - узлы редуцирования различной конфигурации. Реконструкции крупных ГРС населенных пунктов: Восточная, Витебск-1, Витебск-2, Гродно-1, Гродно-2, Новополоцк. Узлы учета газа, регулирование расхода газа Мозырского подземного хранилища газа. Мозырский НПЗ, блочная АГРС «Мышанка», ОАО «Красносельскстройматериалы» - пункт подготовки газа к газотурбинной установке.
Казахстан. АО «Интергаз Центральная Азия» - блочные узлы редуцирования, блочные узлы коммерческого измерения расхода газа, система автоматизации технологических процессов. Для перемычек Узынагаш, КС «Самсоновка» и ПХГ «Актыробе» для соединения магистральных газопроводов «Казахстан – Китай» и «Бухарский газоносный район – Ташкент, Бишкек, Алматы».
Российская Федерация. Филиал ОАО ОГК-6 «Киришская ГРЭС» – узлы учета газа, узлы редуцирования газа, узлы фильтрации газа, узлы сбросных клапанов. ОАО «Леноблгаз» – узлы редуцирования газа ГПС «Кириши». ГТЭС «Коломенское» – пункт подготовки газа. ГТЭС «Щербинка» - станция регулирования давления газа. Киришская ГРЭС, ОАО ОГК-6 – узлы сбросных клапанов, узлы ограничения расхода газа «Кингисепп». Яйвинская ГРЭС, ОАО ОГК-4 – блочная газоредуцирующая установка. «Правобережная ТЭЦ-5» филиала «Невский» ОАО «ТГК-1», ЗАО «ОК ОПЭК» – блочный узел редуцирования и учета газа. И другие объекты.
И напоследок еще несколько секретов. Мы стремимся к тому, чтобы продукты торговой марки «INTRA EM» означали (и означают) профессионализм, оригинальные и оптимальные решения в диапазоне «цена – качество». «INTRA EM» экономит средства заказчика. Надежность и безопасность технических решений с минимальными издержками на эксплуатацию продукта. Мы гарантируем правильность выбора заказчика в пользу безукоризненного сервиса и сопровождения объекта с использованием продуктов нашей компании. «INTRA EM» постоянно поддерживает положительный имидж своего продукта.
И наш лозунг: «Кроме работы в жизни есть много интересного. Наше качество подарит вам время на отдых». Спасибо за внимание.
Щедролюбов. Спасибо за презентацию. Вопросы есть, коллеги? Тогда есть предложение такое: последняя на сегодня презентация, и после этого, если останутся силы и желание, мы немного подискутируем на тему модернизации и реконструкции станций.
Чернов. Добрый вечер, уважаемые коллеги. Меня зовут Дмитрий Чернов. Я директор компании ЗАО «РМГ РУС». Хочу представить вашему вниманию презентацию «Комплексные решения INTRA» на базе оборудования «РМГ Регель-Месстехник», Германия. На примере газоподготовки блока ПГУ-800 Киришской ГРЭС.
Во-первых, я хотел бы сказать слова благодарности организаторам форума. Мы традиционно уже много лет участники форума: для нас это очень важная репрезентативная площадка, на которой мы, тоже уже по доброй традиции, можем рассказать и рапортовать вам о тех успехах, которые у нас есть в области ТЭК.
Итак, наверно, самый большой наш успех и успех, наверно, российской энергетики – это, вы все знаете, что в марте был запуск блока ПГУ-800 Киришской ГРЭС – это самый большой и уникальный для России блок, единомоментно введенная мощность. Мы делали для этого блока всю часть газоподготовки. Старт проекта состоялся в 2009 году, окончание проекта – март 2012 года. В нашу компетенцию входила разработка, строительство и ввод в эксплуатацию всей системы газоподготовки, как я уже сказал.
Участники этого проекта. Мы считаем, что успех этого проекта был во многом благодаря тому, что удалось создать некий консорциум профессионалов-единомышленников. В первую очередь это дирекция капитального строительства Киришской ГРЭС; это генеральный подрядчик строительства – компания «ВИС»; это проектный институт, генеральный проектировщик - «СевЗап НТЦ»; это транзитер газа – компания «Леноблгаз»; это поставщик газа – «Газпром межрегионгаз», Санкт-Петербург; это производитель всего технологического оборудования – «INTRA», вы только что слышали предыдущую презентацию об этом; это производитель основного технологического оборудования – компания «РМГ Регель-Месстехник», Германия; и ваши покорные слуги – компания «РМГ РУС».
Ключевые особенности проекта, что было для нас важно при разработке. Проект уникально сложный, и не только потому, что это большая, единовременно введенная мощность. Проект оказался уникальным и для России, и, вообще говоря, для Европы с точки зрения газоподготовки. Другого такого проекта в Европе на сегодняшний день не существует. Основная проблема была в том, что давление газа в транспортной системе крайне нестабильно в течение года. То есть давление меняется, я потом об этом подробнее скажу, от 25 до 44 кг. Это адресует нас к вопросу Дениса Николаевича относительно применения дожимных компрессорных станций. Я об этом тоже подробно скажу. Наша задача была компенсировать нестабильность этого давления перед турбиной.
Вторая задача – обеспечить при любых условиях газоснабжения в течение года абсолютно стабильное давление перед турбиной 30,2 бар. Третья задача – обеспечить температуру перед турбиной 130о. Пожалуй, это, наверно, первый блок «Сименс», введенный в России с этими условиями: температура в летний, осенне-весенний период перед турбиной 130о, в зимний период 60о. Обеспечить качество фильтрации перед турбиной не хуже 5 микрон, то есть убрать воду, примеси, высокие углеводороды и так далее. И минимизировать работу дожимных компрессоров в течение года. Потому что мы прекрасно понимаем, что в себестоимости киловатт-часа работа дожимного компрессора работает в минус, в минус себестоимости. И наша задача была сделать так, чтобы дожимной компрессор на Киришской ГРЭС работал в среднем не более 20 дней в год, из 365 дней.
Перед нами стояло еще две очень важные задачи. Первая задача – это импортозамещение, и мы постарались неосновное технологическое оборудование, не самое критичное, а где-то, может быть, и критичное использовать отечественное. В частности, мы использовали отечественные теплообменники. Хочу сказать, что это тоже довольно уникальное устройство. Каждый теплообменник весит более 27 тонн. Его задача – подогреть 180 тысяч кубов газа часовых на 140оС практически мгновенно, для того чтобы поднять КПД турбины. Второе – это вся система управления, вся система автоматизации, сделанная на базе «Сименс», сделана в России нашими специалистами. Это наша попытка локализации. Естественно, она вся переведена на русский язык, все экраны на русском языке. И третье – это наше традиционно: мы уже много лет во всех наших поставках всего оборудования в России не используем мягкие уплотнения, мы используем только уплотнения известной вам компании «Ильма», что для нас было большим подспорьем в этом проекте.
Несколько слов о технологической схеме блока и газоснабжения. В чем была основная сложность задачи? Фактически это газораспределительная станция, географически разнесенная более чем на 7 км. Она состоит из ГРС «Киришская», о которой я говорил, что давление плавает от 25-26 кг до 44 кг на входе в течение года. И в 6,5 километра от газопровода расположена Киришская ГРЭС. Наше оборудование присутствует как на ГРС «Киришская» – это первичный узел редуцирования давления и узел коммерческого учета, принадлежащий «Петербургрегионгазу», так и непосредственно в блоке ППГ – пункте подготовки газа Киришской ГРЭС.
Вся эта система работает как единый организм, управляется как единый организм, и для этого организован радиоканал, который соединяет две эти станции. Основная цель этого радиоканала следующая: для того чтобы дать возможность оператору станции видеть текущую ситуацию газоснабжения со стороны «Трансгаза». Мы им предоставляем тренды снижения давления в течение времени, и оператор может предсказать запуск дожимной компрессорной станции. То есть дожимные компрессора не нужно все время держать в горячем резерве, не нужно тратить на это энергию, деньги, средства и так далее.
Несколько кадров, как это выглядит. На верхней фотографии вы видите узел редуцирования давления. Владельцем его является компания «Леноблгаз», это территория ГРС «Киришская». Чуть ниже мы видим узел коммерческого учета на базе ультразвуковых счетчиков, наиболее точный на сегодняшний день в России узел учета, с погрешностью не более 0,2%.
Какую философию, какую идеологию мы закладывали при строительстве этой станции? Надежность и отказоустойчивость. Потому что мы все прекрасно понимаем, что газ – это основное топливо для блока ПГУ-800, и мы должны были обеспечить абсолютно безотказную работу. Поэтому все оборудование выполнено со 100%-ным резервированием, система управления выполнена на базе контроллеров «Сименс» 414H – это было требование и ОГК – станций, и требование наших уважаемых коллег из «Сименс». Первичный узел редуцирования на ГРС «Киришская» выполнен тоже по схеме «монитор актив» - вот мы видим слева снизу эту фотографию. Схема, которая позволяет при выходе из строя одного регулятора не останавливать газоснабжение, а продолжить его вторым регулятором.
Еще несколько кадров. Узел фильтрации и сепарации. Мы хорошо знаем качество газа на этой магистрали. Работаем с этой станцией много лет – с ГРС «Киришская». Поэтому особые требования мы предъявляли к нашему узлу фильтрации – мы должны были добиться 5 микрон и отсутствия воды. В общем, мы уже, можно сказать, отстояли одну зиму и можем с гордостью сказать, что ни капли воды в турбину не пролетело.
Узел редуцирования давления. Все узлы редуцирования выполнены со 100%-ным резервированием. Узел технологического учета газа с передачей данных на БЩУ станции. И чуть ниже мы видим систему управления, о которой я уже говорил, которая полностью сделана в России на базе «Сименс». И блоки безопасности, которые защищают газопровод в случае аварийного отключения газовой турбины.
В конце хочу показать, можно сказать, исторические кадры: это первый запуск ПГУ-800 Киришской ГРЭС. На сегодняшний день мы с коллегами с Киришской ГРЭС отстояли комплексное опробование, мы отстояли знакопеременную нагрузку, и можно сказать, что с точки зрения газоснабжения у станции вопросов нет – они довольны.
Еще очень важный момент – в отношении сервиса и в отношении обучения. В программу ввода в эксплуатацию у нас всегда входит обучение эксплуатирующего персонала станции. Мы провели весь комплекс обучения специалистов котлотурбинного цеха, группы топливоподачи, и они уже умеют самостоятельно работать с этим оборудованием без нашего участия. Большое спасибо за внимание.
Щедролюбов. Спасибо, Дмитрий Яковлевич. Вопросы есть? Комментарии? Спасибо огромное. Мне пришлось пожертвовать презентацией моей любимой компании ради дискуссии. Я предлагаю ее начать, если нет возражений. Да, пожалуйста.
Епишов. Уважаемые коллеги. Сколько регламент? Хорошо, я постараюсь кратко. Не секрет, что в этом проекте я участвую как главный аналитик на общественных началах. Но я вообще-то инженер, и почти 30 лет занимаюсь разработкой технических устройств. Я отработал в Минатоме и сегодня возглавляю инновационную компанию, которая создает продукты для электроэнергетики. И не секрет опять же, что мы приложили руку к организации этого мероприятия и мы выступаем спонсорами.
Знаете, я считаю очень важным сегодня использовать эту возможность, для того чтобы показать проблемы, которые мы видим в процессе модернизации и реконструкции электростанций. И для того чтобы столь уважаемые люди, представители законодательной власти, собственно менеджеры высшего звена, которые эксплуатируют оборудование, хотя бы услышали это. Очень жаль, что к нам не пришли разработчики, хотя мы приглашали компанию «Кварц – Новые технологии». Я лично встречался с директором по стратегии, с техническим директором, они обещали прийти, но у них срочная командировка в город Джубга, там очень серьезные задачи стоят по обеспечению электроэнергией. Как я понимаю, Сочи – в общем, уехали. И организация «Мосэнергопроект» тоже обещала сделать выступление, опыт проектирования электростанций, опыт участия в проектах по реконструкции, но, к сожалению, нет.
Так вот, я хотел бы отразить три аспекта. Первый на глобальном уровне – это философия, которой руководствуются разработчики и заказчики. Второе – это антагонизм и движущее противоречие между ценой на решение и качеством и надежностью решения. И, естественно, эволюционно вытекающая из этого ситуация на рынке.
Вот начнем с первого. Как мы осуществляем работы по реконструкции и модернизации электростанций? Либо организация эксплуатирующая делает это своими силами, если она имеет дочернюю компанию, которая имеет лицензию на проектирование. Либо она нанимает генеральную подрядную организацию – генподрядчика. Ситуации бывают совершенно разные, но типичная ситуация, когда есть предварительная работа и фиксированная цена какого-то конкретного проекта. После этого генподрядчик начинает думать, как ему заработать прибыль на этом проекте. И что, вы думаете, первым приходит ему в голову? Снизить издержки, организовать тендеры таким образом, чтобы выкрутить руки поставщикам и получить то, что они хотят, за минимальные деньги. Замечательно. Но поставщики тоже не дураки. Если вы хотите получить за маленькие деньги какие-то решения, поставщики сделают все, чтобы уложиться в эти деньги. Значит, соответственно, вы получите что? Вы получите изделия, как бы качественные, как бы отвечающие техническому заданию, но марка стали может быть другая, режимы термообработки будут другие, компания не будет использовать все инструменты своей системы качества, - скажем, какие-то вещи, на которые надо тратить деньги, но как бы не обязательно. Но надо понимать, что будет потом с этим оборудованием.
Простой пример, связанный с моей темой. Как говорится, каждый кулик про свое болото будет говорить. Герметизация оборудования. Вот уважаемый господин Игон Вицауэр, который только что выступал, мы с ним недавно были на одной из электростанций ОАО «ТГК-1» в Санкт-Петербурге и посмотрели вообще, что происходит в жизни: надели каски, пошли, увидели, так сказать, вот эти фланцы, арматуры, посмотрели, как это все выглядит. Он был очень впечатлен и долго не мог прийти в себя. Так вот, что я хочу сказать? Что антагонизм «цена и надежность», понимаете, это как в жизни есть антагонизм у человека души и разума, когда мы все стали материалистами и забыли вообще о том, что происходит, что есть космос и небо, так и здесь: все стали молиться только на цену и все забыли, что электроэнергетика – это объект повышенной опасности. Это объект стратегический, это объект инфраструктурный. И она строится не на год, а порой на десятилетия. А реконструкция электростанций – это по сути то же самое, только в другой форме, строительство. Поэтому если эксплуатирующая организация экономит на этом, подрядчик еще сэкономит, и поставщик сэкономит, мы получаем…
Но есть еще другие вещи. Например, вот присутствующие здесь уважаемые коллеги, которых я хорошо знаю, за этим столом, я выходил к ним и говорил: удивительная ситуация, когда организация проектирует работы по модернизации электростанций, она заказывает котельное оборудование, турбинное оборудование, вспомогательное оборудование, теплообменники, насосы, но про уплотнения ничего не говорится. Как будто его не существует в жизни. Ни в одном документе конструкторском, ни в одной спецификации вы не найдете слова «уплотнение». Ну нет просто в природе. Я общался с компаниями «Кварц – Новые технологии», «СевЗап НТЦ», «Е-4», «Киевэнергопроект», я объехал 10 институтов, мне сказали: «Александр Павлович, Вы не по адресу – мы уплотнениями не занимаемся». Я приезжаю к нашим коллегам, которые занимаются эксплуатацией, они говорят: «Александр Павлович, это не наш вопрос. Это идите к подрядчикам». Прихожу к подрядчикам: «Ребята…». - «А это не наш вопрос, нам никто никаких требований не ставит, соответственно, мы будем применять то, что мы считаем нужным». А что будет применять подрядчик? Самые дешевые уплотнительные материалы. А что получит эксплуатация через 5 лет? Она получит ржавчину, коррозию, некорректную работу и отказы.
То есть если мы говорим о том, что мы хотим осуществлять модернизацию с учетом требований времени, наверно, вот эта политика, эта философия выжимания из поставщиков, из тех, кто участвует в процессе, каких-то их прибылей, а думать только о своей прибыли, то есть сотрудничество должно быть равноправным, и это сотрудничество должно иметь одну главную цель – надежность и безопасность объекта, который мы делаем. Поэтому вот этот бардак, когда проводятся тендеры, все туда лезут, каждый пытается найти какие-то хитрости, чтобы обязательно выиграть этот тендер, а потом ладно, как-нибудь на ставку сделаем. Процедуры закупочные должны быть абсолютно прозрачными. Знаете, вы придете с самой низкой ценой и с самыми лучшими характеристиками – вы проиграете тендер. Сказать почему? Потому что я найду один из ста пунктов и скажу: а вы не устраиваете нас по формальному признаку. Если мне нужно, чтобы выиграла компания «А», она всегда выиграет. То есть вот эта транспарентность, в которой, в принципе, сам заказчик и поставщик даже должен бы участвовать, чтобы была честная конкуренция, чтобы вы получили то, что вы хотели.
Немножко эмоциональное выступление. Я лишь хочу сказать, что мы с этим сталкиваемся постоянно. Это наша жизнь, это наши деньги, это наши прибыли. И мы считаем, что мы могли бы рассчитывать на понимание в этом вопросе. Спасибо.
Щедролюбов. Спасибо, Александр Павлович. Есть на такое эмоциональное выступление возражение, что нас деньги не волнуют? У нас лозунг вообще-то другой. Надежность – это было в советское время. Любой ценой. А сейчас у любого продукта есть своя цена. Мне так кажется. Я призываю вас ответить, кто хочет что-нибудь прокомментировать. Есть ли какие-нибудь вопросы?
Мое мнение такое, я же технический руководитель, сейчас только ленивый не критикует систему закупок, выстроенную где бы там ни было. Ну, за исключением победителей. Кто победил, наверно, те считают, что эта система справедливая, правильная, выстроенная и выстраданная. Я не готов критиковать, это не моя зона ответственности. В моем понимании это действительно так. Если говорить, допустим, на этапе проектирования на сегодняшний день любой установки, попробуйте, чтобы проектировщик указал там типоразмер – что там прокладка? – клапана какого-нибудь. А мы заказали закупщику именно этот типоразмер производителя для закупки этого оборудования. Мы стоим вот на таком перепутье, когда мы сначала выбираем оборудование, а потом уже под него проектируем, и зачастую это просто отдаляет реализацию проекта. Такое есть. Такая проблема есть везде.
Если нет вопросов, я всех благодарю. Надеюсь, что вам было интересно |
|
|
|
