Приведенная ниже работа состоит из двух принципиально разных частей. В первой части статьи выполнен обобщающий экспертный анализ основных верхнеуровневых показателей проектов реконструкций по которым получены запросы предложений. Данный анализ выполнен коллективом специалистов АО «УТЗ», участвующих в непосредственной обработке запросов и подготовке технической части предложений. Во второй части статьи приведен небольшой анализ технических требований на поставку турбинного оборудования для целей КОММод средствами машинного обучения и статистического анализа.

В статье приведен анализ именно запросов предложения от завода изготовителя. Данные запросы не означают обязательного участия АО «УТЗ» в реализации проекта реконструкции. Поставщик оборудования для каждого проекта определяется в результате конкурсных процедур, установленных в конкретной генерирующей компании. По многим из проектов, учитывая сроки реализации конкурсные процедуры еще не проведены.

Экспертный анализ запросов

Всего так или иначе на АО «УТЗ» поступило более 50 запросов на участие в конкурсах на поставку турбинного оборудования в проектах КОММод 2022-2026 годов и более 16 запросов на КОММод 2027 года и КОМ ПГУ 2028 года. Запросы содержат в себе информацию о целях закупки, проекте реконструкции (станция, станционный номер), ориентировочных сроках поставки и других существенных условиях участия. Можно условно разделить эти запросы на две категории по степени ясности. Первая категория запросов — максимально подробно проработанные технические требования, у генерирующей компании есть четкое представление каким образом будет реализован проект реконструкции. Вторая категория — запросы, укладывающиеся в несколько строк письма, при этом никаких деталей проекта, кроме разве что мощности и количества турбин не содержится.

В целом по всем запросам на УТЗ обращалось 12 головных генерирующих компаний, представленных в свою очередь своими дочерними территориальными генерирующими компаниями. Исходя из полученных запросов оборудование реконструируется на 48 станциях, на 70 единичных генерирующих объектах в 2022-2027 годах. Суммарная мощность реконструируемого оборудования составила 7614 МВт, суммарная стоимость мероприятий по ДПМ составила более 176 млрд. р.

Интересно рассмотреть по каким типам (моделям, семействам) паровых турбин планируется выполнение проектов реконструкций в рамках КОММод. В разрезе типов турбин информация представлена в таблице.

Как видно из таблицы, наиболее популярной среди запрашиваемых на УТЗ является турбина серии Т-100. Это неудивительно, поскольку данная турбина является самой массовой теплофикационной турбиной на территории России, когда-либо производимой отечественными турбинными заводами в мощностном ряду 100-130 МВт. Уральский турбинный завод изготовил более 250 единиц турбин из семейства Т-100. Эти турбины составляют основу парка генерирующего оборудования ТЭЦ. Популярность замены турбин данной серии можно объяснить тем, что проекты реконструкции существующего генерирующего оборудования являются наиболее оптимальными с точки зрения соотношения капитальных затрат и установленной мощности. Турбины семейства Т-100 также являются довольно удачными с точки зрения и операционных затрат. С учетом основной цели использования турбин — работа как в теплофикационном режиме, так и в конденсационном с довольно высокими показателями эффективности.

Наибольшее количество вводов предстоит в 2025 и 2027 годах, соответственно на 2024 и 2026 годы придется наибольшая нагрузка на работы по поставке и монтажу оборудования.

Следующей по популярности является турбина серий ПТ-60/ПТ-80. Это турбины, предназначенные для совместной выработки электрической энергии, теплофикационной отопительной нагрузки и отпуска пара на производство. В большинстве запросов реконструкции фигурирует изменение объема производственного отбора от турбины. Интересно отметить, что для турбин этой серии соотношение проектов с новыми турбинами и модернизациями существующих турбин смещено больше в сторону модернизаций. Это связано с тем, что для данных турбин характерна именно модернизация с перепрофилированием турбин в большей части в сторону чисто теплофикационных. Следует отметить, что для подавляющего большинства проектов реконструкций как с заменой турбин, так и с модернизацией предусматривается установка оборудования на существующий фундамент и с максимальным использованием существующей инфраструктуры.

В целом распределение между новыми турбинами и модернизациями турбин по проектам выглядит положительным — около 75% проектов предполагают поставку новой паровой турбины. Распределение приведено на рисунке 1.

Рисунок 1. Распределение проектов между поставкой новой турбины и модернизациями.

Обращает на себя внимание практически полное отсутствие среди запрашиваемого оборудования турбин на сверхкритические параметры пара. Единственный тип — турбина Т-250, является самой мощной теплофикационной турбиной, когда-либо производимой отечественной промышленностью. Турбина изначально рассчитана на сверхкритические параметры пара: давление 240 кгс/см2, температуру 545 С°. Однако даже эти турбины в рамках ДПМ реконструируются без повышения параметров. Более того, среди реконструируемых объектов довольно много турбин на докритические параметры пара.

На УТЗ с определенного момента в качестве основного подхода к типизации турбин применяется разделение на классы. Классы определяются конструктивными особенностями турбин. Так, например все трехцилиндровые турбины с двухпоточным ЦНД относятся к классу В.1, в том числе семейство турбин Т-100-12,8. Распределение запросов по проектам реконструкций и модернизаций по классам приведено на рисунке 2.

Рисунок 2. Распределение турбин по классам.

Интересно выглядит распределение запросов по проектам между различными головными генерирующими компаниями. Распределение представлено на рисунке 3.

Рисунок 3. Распределение количества турбин по различным генерирующим компаниям.

Наиболее серьезную долю в отобранных проектах составляют крупные генерирующие компании, в активе которых большую часть установленной мощности составляют теплофикационные турбины. При этом три крупнейшие компании делят половину запросов как по количеству турбин, так и по объему реконструируемой мощности (рисунок 4).

Рисунок 4. Распределение реконструируемой мощности по генерирующим компаниям.

Распределение вводов реконструируемых мощностей по годам представлено на рисунке 5.

Рисунок 5. Распределение вводов КОММод по годам.

Наибольшее количество вводов предстоит в 2025 и 2027 годах, соответственно на 2024 и 2026 годы придется наибольшая нагрузка на работы по поставке и монтажу оборудования. Естественно, что количество вводов после 2027 года еще поменяется после того, как будут окончательно отобраны проекту по КОММод 2027-2030 годов.

Снижение температуры свежего пара на каждые пять градусов приводит к снижению мощности на несколько МВт.

Если анализировать детально все проекты по их составу, функциональности, объемам реконструкции, срокам и так далее, то можно выделить несколько следующих обобщенных признаков:

Максимальное сохранение существующих строительных конструкций, фундаментов, конструкций машзала, полов, площадок обслуживания, зданий и сооружений.

Данный признак однозначно определен необходимостью и целесообразностью для проектов с модернизацией турбины и сохранением части оборудования. Однако для проектов реконструкций с заменой турбины такой подход в ряде случаев определен не столько экономической целесообразностью, сколько разницей в подходах к оценке безопасности строительных конструкций, действовавших на момент проектирования и строительства реконструируемых объектов и требований норм и правил, действующих в настоящий момент. Так, например, многие серийные проекты фундаментов и конструкций машзала, по которым построена бОльшая часть паротурбинных энергоблоков СССР в определенных условиях (сейсмических, климатических, экологических и других) на сегодняшний день не имеют шансов получить положительное заключение главгосэкспертизы. В связи с этим во многих проектах принимается решение не выполнять реконструкцию строительной части даже в ущерб экономической целесообразности и с рисками при реализации.

Сохранение и использование существующей инфраструктуры энергоблока и электростанции.

Этот паттерн характерен практически для всех проектов ДПМ-2. Химводоподготовка, топливное и котельное хозяйство, схемы выдачи мощности, системы оборотного водоснабжения, станционные трубопроводные, силовые и слаботочные коммуникации, электрохозяйство собственных нужд — все это сохраняется без каких-либо изменений.

Безусловно сама конструкция проектов КОММод вынуждает участников минимизировать капитальные затраты, в том числе и на вспомогательное оборудование. Однако такой подход имеет крайне негативную оборотную сторону. Если бы вся инфраструктура электростанций за прошедшие годы эксплуатации сохранила свои проектные характеристики, то несмотря на морально устаревший уровень техники, это позволило бы действительно за счет современного турбинного оборудования не только обновить ресурс генерирующих мощностей, но и повысить эффективность выработки энергии. Но за время эксплуатации реконструируемых станций на вспомогательное оборудование наслоилось множество ограничений.

Генерирующие компании по сути замораживают КПД паротурбинного энергоблока на уровне 40-летней давности.

Например, на многих станциях системы оборотного водоснабжения фактически не удовлетворяют проектным требованиям по отведению тепла в связи с ветхостью конструкций, недостатком воды или по другим причинам. В результате фактический вакуум в конденсаторах турбин значительно отличается от расчетного.

Другой пример — схемы выдачи мощности, которые в подавляющем большинстве находятся на грани своей пропускной способности по электрическим нагрузкам. Зачастую значения максимальной допустимой мощности находятся ниже проектных. В результате такого ограничения становится невозможным реализовать прирост мощности, потенциально возможный в результате реконструкции турбинного оборудования.

Но наиболее существенным ограничением является ограничение параметров свежего пара, обусловленное состоянием существующих паропроводов а также котельного оборудования. В этом факторе заключены максимальные потери эффективности вновь вводимого оборудования.

Для паровых турбин в мощностном ряду 60-150 МВт снижение температуры свежего пара на каждые пять градусов приводит к снижению мощности на несколько МВт. При реконструкции в проектах с сохранением станционных трубопроводов и котельных установок приходится принимать в качестве номинальных параметров свежего пара регистрационные параметры котельного оборудования и трубопроводов, которые всегда намного ниже чем даже проектные.

При этом парадокс заключается в том, что во всех проектах реконструкций для турбин в обязательном порядке заменяется ресурсная часть — цилиндр высокого давления. Да и котельное оборудование, даже существующее в большинстве случаев спроектировано для работы на высокие параметры. Но из-за ограничений по существующим трубопроводам и поверхностям нагрева этот потенциал никак не используется. Получается, что ввиду текущих ограничений на капитальные затраты, обусловленных правилами и конъюнктурой КОММод, генерирующие компании по сути замораживают КПД паротурбинного энергоблока на уровне 40-летней давности, хотя потенциал паровых турбин значительно больше, и в результате теряет операционную прибыль на весь последующий срок эксплуатации.

Внедрение в 100% проектов современных систем регулирования и управления на базе микроконтроллерной техники.

При этом требования к самим системам разительно отличаются от проекта к проекту. В каких-то проектах требуется только оснащение локальной системой регулирования и защит собственно турбиной, без управления вспомогательным оборудованием и без общих технологических защит. В других проектах требуется оснастить современной полноценной системой автоматизированного управления технологическим процессом.

Кроме того, можно отметить в качестве тренда все более частое требование по внедрению дополнительных диагностических опций по автоматизированной оценке состояния оборудования, а также некоторых очень специфичных функций, например системы контроля крутильных колебаний, системы контроля термонапряженного состояния.

Смещение в гарантированных показателях в сторону электрической мощности.

Для теплофикационных паровых турбин исходно были важны два показателя — значение электрической мощности в номинальном режиме и значение теплофикационной нагрузки в номинальном режиме. В волне КОММод, в проектах с теплофикационными турбинами подавляющее большинство запросов предъявляют требования к гарантированию только электрической мощности в различных режимах. Теплофикационная же нагрузка является вторичной в большинстве проектов.

Еще одним интересным трендом является повсеместное требование к гарантированию уровня шума от работающего оборудования. Хотя с точки зрения производственного процесса выработки электроэнергии и поставки мощности уровень звука (шума) от работающего оборудования никак не влияет на обязательства генерирующего объекта по поставке энергии и мощности, тем не менее этот показатель по каким-то причинам повсеместно относится к штрафуемым гарантированным показателям. При этом наиболее распространенным значением максимально-допустимого уровня шума является значение 80 ДбА, что само по себе довольно жесткое значение для такого оборудования как паровые турбины, работающие в условиях машинных залов электростанций.

Источник: Энергетика и промышленность России