Модернизация энергетики:заход через машиностроение

 

Автор

Лифшиц Михаил, Генеральный директор ЗАО «Ротек»

 

    В настоящее время большинство новых контрактов на закупку технологического оборудования в энергетике приходится на иностранных производителей. Доля иностранного оборудования на рынке ежегодно растет, вынуждая правительство принимать протекционистские меры по защите отечественного энергомашиностроения. Вместе с тем лучшим стимулом к повышению конкурентоспособности российского оборудования было бы ужесточение требований к его производству. Отсутствие отраслевых регламентов, обязывающих производителей использовать наболее качественные материалы и сырье при изготовлении технологического оборудования, и другие нерешенные системные проблемы делают масштабную модернизацию энергетики коррупционно опасной.
    Сегодня изношенность основных фондов в электроэнергетике и ряде других промышленных отраслей в России составляет 50—70%. Такая же ситуация наблюдается и в электросетевом комплексе. В некоторых регионах износ оборудования подстанций и ЛЭП превышает 70%.
    Устаревшее оборудование работает неэффективно, потребляя слишком много энергии. Так, затраты на энергоносители в структуре себестоимости продукции промышленных предприятий в России в среднем в 1,7 раза превышают аналогичные показатели в Китае, в 7 раз — в США и в 12 раз — в странах Евросоюза. Во многом это объясняется низким КПД изношенного оборудования, его малой мощностью. В электроэнергетике, например, КПД газовых паротурбинных блоков почти в 1,5 раза ниже, чем парогазовых, эксплуатирующихся предприятиями стран Евросоюза и США. КПД мощных промышленных насосов (питательных, сетевых, нефтеперекачивающих и др.) также оставляет надеяться на лучшее. Между тем на такие насосы приходится до 30% всей производимой в мире электроэнергии. Следовательно, из вырабатываемых у нас в стране 150 ГВт годовой мощности 50 ГВт приходится только на насосы. Увеличение КПД этих насосов на 10% позволило бы высвободить до 5 ГВт, что сопоставимо с мощностью средней российской ТГК.
    Спасительные СП
    Запущенная правительством модернизация энергетики в России протекает сегодня на фоне масштабных проблем в отечественном энергомашиностроении, наиболее весомая из которых — снижение производственного и научного потенциала отрасли по целому номенклатурному ряду основного технологического оборудования. Несмотря на то что часть продукции (генераторы для турбо- и гидроагрегатов, трансформаторы) отечественного производства не уступает зарубежным аналогам по основным электрическим и эксплуатационным характеристикам, в освоении новых перспективных технологий, обеспечивающих более высокую надежность, безопасность и долговечность российские машиностроители проигрывают своим иностранным коллегам. По этой причине российские энергетики большую часть оборудования контрактуют за рубежом: сегодня на иностранных производителей приходится до 50—60% новых контрактов (в сетевом комплексе — 70%), и если тенденция сохранится, к 2020 г. доля импортного оборудования в стране может составить 27%.
    Одним из вариантов решения данной проблемы может стать создание отечественными энергомашиностроителями совместных предприятий с иностранными партнерами и получение от них технологий. Этот подход уже давно практикуется в России: ряд отечественных предприятий (Силовые машины, ЭМАльянс и др.) имеют соглашения с грандами мирового энергомашиностроения (Siemens, Alstom, GE) о совместном производстве энергетического оборудования в России. В качестве одного из примеров такого сотрудничества можно назвать проект по модернизации Уральского турбинного завода (УТЗ), который реализуется при участии Sulzer Turbo Service. С 2010 г. УТЗ находится под управлением ЗАО «Ротек» — компании, которая интегрирует высокотехнологичные разработки швейцарских концернов Sulzer и Oerlikon в модернизационные и инновационные отечественные проекты в сфере неф­тедобычи, нефтепереработки, электроэнергетики и других отраслях. Под руководством ЗАО «Ротек» за последние 1,5 года на заводе были полностью модернизированы цепь изготовления тяжелых деталей, одна карусельная установка и один станок для изготовления роторов. Полностью заменен участок производства лопаток — теперь он будет укомплектован станками с частотно-приводным управление, каждый из которых способен заменить семь позиционных копировальных станков. До конца 2011 г. будет установлено восемь таких станков. Кроме того, завод начинает проектировать турбины, цилиндры высокого давления с реактивным облопачиванием. Внедряется система автоматизированного управлением производством.
    Совместно со специалистами Sulzer Turbo Service в конструкторском бюро УТЗ проводится модернизация (замена ротора, лопаток и элементов корпуса) заводских турбин серий Т-100 и Т-130. Проект предусматривает увеличение мощности турбин на 20—30 МВт, повышение КПД на 5% и продление срока службы до 200 тыс. часов.
    Параллельно ведется работа по модернизации паровой турбины Т-250, включающая установку цилиндров высокого давления и реактивное облопачивание.
    Помимо этого, не так давно на УТЗ запущена в производство новая серия одноцилиндровых турбин Т-63/76-8,8 для ПГУ мощностью 80 МВт. Сейчас завод работает в 1,5–2 смены, в перспективе будет полностью переведен на двухсменную работу. При помощи Sulzer Turbo Service идет восстановление сервисной службы УТЗ, практически утраченной в 1990—2000-е гг.
    Считайте OPEX
    Однако модернизация энергетики заключается не только в замене старого оборудования на новое. Это еще и решение системных проблем, годами копившихся в отрасли, — таких как перестройка механизмов нормативного регулирования, диспетчерского управления, операционного менедж­мента, изменение подхода к закупкам энергооборудования и т.д. Заметим, что большинство регламентов, принятых еще при существовании РАО «ЕЭС России», были ориентированы на один критерий — ценовой. И многие компании до сих пор пользуются этими регламентами при закупках оборудования, выбирая поставщика, предложившего самое дешевое решение. Поскольку ценовой подход, как правило, рассматривает лишь капитальные затраты, горизонты планирования в таких компаниях зачастую составляют 1—1,5 года. Текущие же расходы на содержание оборудования остаются практически без внимания при закупках. Между тем в случае тех же промышленных насосов структура затрат на протяжении жизненного цикла выглядит следующим образом: закупочная цена оборудования составляет всего 10%, затраты на электричество — 32%, обслуживание и ремонт — 20%, остальное — это затраты на время простоя и стоимость комплектующих, монтаж, эксплуатацию. Получается, что при покупке дешевого некачественного насоса и якобы 50%-ном сокращении затрат, действительная экономия составляет всего 5%. Но если взять насос с гарантированным 10-летним сроком службы, экономия на сервисе составит 30% даже при условии более высокой закупочной стоимости.
    В этом году специалисты ЗАО «Ротек» провели анализ затрат полного цикла эксплуатации насосов для ППД российского производства (ЦНС-240) и насоса GSG производства компании Sulzer Pumps. Исследования показали, что эксплуатация ЦНС-240 (стоимость которого почти в 2,5 раза ниже, чем у GSG) в течение 48 тыс. часов обойдется собственнику примерно в 145,5 млн руб., в то время как эксплуатация GSG за этот же период времени будет стоить 116,9 млн руб.
    Двойные ГОСТы
    Целый комплекс системных проблем заложен сегодня и в действующей системе ГОСТов. Многие оте­чественные энергомашиностроительные компании по-прежнему осуществляют выпуск и тестирование оборудования по советским стандартам, допускающим использование не самых надежных материалов, а также различные вариации по характеристикам оборудования. В зарубежных странах (Западной Европе, США) требования к производству регламентируются современными стандартами API, ISO и др. И там, где российские регламенты разрешают использовать, скажем, нержавеющую сталь (например, при производстве центробежных насосов для добычи нефти), иностранные стандарты предусматривают применение супердуплексной стали, более чем на 50% состоящей из сверхпрочного сплава хрома и никеля. Кроме того, в ГОСТе может быть прописано, что заявленный КПД насоса может деградировать — до 3% в год. Российские производители умело используют и эту лазейку. Согласно зарубежным техрегламентам, КПД насоса и через пять, и через десять лет должен оставаться неизменным. Таким образом, отсутствие гармонизации отечественных и зарубежных регламентов создает псевдопреференции российским производителям, позволяя им выпускать менее надежное и эффективное оборудование.
    Кадровая проблема
    Еще один комплекс проблем касается нехватки квалифицированных кадров на предприятиях отечественного машиностроения. Почти двадцатилетний период существования отрасли в режиме крайне низких объемов производства привел к оттоку технических специалистов, восполнить эту потерю в короткие сроки практически невозможно.
    В связи с этим в отрасли необходимо создать систему переподготовки кадров в области эксплуатации оборудования. Также необходимо повышать квалификацию молодых сотрудников. Эти задачи могли бы взять на себя западные поставщики, которые выходят на российский рынок. Именно они прежде всего должны быть заинтересованы в подготовке персонала заказчиков.
    Помимо этого, необходимо разработать эффективную систему мотивации сотрудников внутренней технической службы предприятий, что позволит положить конец коррупции в рядах работников, занимающихся обслуживанием оборудования. Ведь на большинстве российских ТЭЦ сейчас потоки воды в системах отопления регулируются не самими насосами, как это должно быть, а при помощи примитивной байпасной системы и задвижки. Фактически сетевые насосы (мощностью 5—7 МВт) работают вхолостую, прокачивая воду через байпас. Стоит оснастить эти насосы частотно-регулируемыми приводами, их мощность и обороты можно будет регулировать. Однако ремонтному персоналу зачастую проще следить за состоянием байпасной системы — своевременно производить замену торцевых уплотнений, задвижек, рабочих колес, чем поставить новый насос, который будет работать без какого-либо вмешательства в течение нескольких лет.
    Перспективы модернизации
    Очевидно, что накопившиеся проблемы серьезно замедляют темпы модернизации энергетики в целом и оте­чественного энергомашиностроительного комплекса в частности. Но ситуация далеко не безнадежна. Так, вступление России в ВТО должно привести к постепенной синхронизации отечественных отраслевых регламентов с западными и, как следствие, к пересмотру технической политики компаний и государства в сторону ужесточения требований к производству энергооборудования. Под угрозой потери рынка компании перестанут работать на склад и начнут выпускать надежное эффективное оборудование из высокопрочных материалов.
    Что касается системы закупок, то и здесь наметились определенные перемены к лучшему. Правда, пока преимущественно в частном секторе. Потребители постепенно начинают осознавать реальную структуру затрат на оборудование, пытаясь увязывать капитальные затраты с текущими расходами. По этому пути идет ЛУКОЙЛ, модернизирующий порядка 50 насосов для ППД, а также ТНК—ВР.
    Государству по силам закрепить и приумножить этот успех. Не только масштабными инвестициями, но и примером глубокой собственной модернизации. В противном случае массового обновления отраслевых фондов ожидать бесполезно. Поэтому инициатива модернизации должна исходить в первую очередь от государственных структур, таких как ИНТЕР РАО ЕЭС, Газпром энергохолдинг, Транснефть, Газпром и др., т.е. от владельцев инфраструктурных объектов — нефтепроводов, нефтепродуктопроводов, газопроводов, линий электропередачи и т.д.