26 Июня 2017

Как движется модернизация российской гидроэнергетики?

Вместе с сотней ГЭС, которые в России разошлись по целому ряду компаний, новые собственники унаследовали и общую проблему отрасли – высокую степень износа оборудования. О том, как ее решают в крупных компаниях, рассказывает автор книги «История гидроэнергетики России» Иван Слива.
Поделиться в социальных сетях
В наследство от Советского Союза современной России досталось больше сотни гидроэлектростанций, которые постепенно разошлись по целому ряду компаний и организаций – как частных, так и государственных. Но вместе с ГЭС ими была унаследована и общая проблема российской электроэнергетики – высокая степень износа оборудования, причем в случае с гидроэлектростанциями она стоит особенно остро.

Дело в том, что нормативный срок службы основного оборудования ГЭС (турбин и генераторов) составляет 30-40 лет, гидромеханического оборудования (затворы, сороудерживающие решетки) – 50 лет, гидротехнических сооружений (плотины, здания ГЭС и т.п.) – 100 лет. Первые относительно крупные гидроэлектростанции в России были построены в 1920-х годах, но пик ввода объектов этого вида генерации пришелся на 1950-е – 1960-е годы. Таким образом, уже к концу 1980-х многие станции перешагнули 30-летний рубеж, за которым встает вопрос о модернизации основного оборудования.

Стоит отметить, что в СССР на масштабную замену оборудования ГЭС шли неохотно, предпочитая обходиться лишь мероприятиями, необходимыми для продления срока службы главных агрегатов. Основные средства шли на строительство новых ГЭС, и в результате к закату советской эпохи многие станции имели уже откровенно антикварное оборудование (так, агрегаты Волховской ГЭС к 1991 году отработали уже 65 лет!). Проблема, тем не менее, осознавалась. И к концу 1980-х годов в стране начали разрабатывать проекты реконструкции ряда самых старых станций, реализовать которые по понятным причинам уже не удалось.

В 1990-е годы российской энергетике было не до масштабных работ по реконструкции, хотя единичные проекты каким-то чудом удавалось реализовывать даже тогда (в частности, в 1993-1996 годах поменяли три гидроагрегата на той же Волховской ГЭС). В 2000-х годах еще работавшее тогда РАО «ЕЭС России» вкладывало основные средства в завершение советских долгостроев и было увлечено собственным реформированием, так что до масштабной модернизации ГЭС дело снова не дошло. Справедливости ради стоит отметить, что под крылом Анатолия Чубайса все же была разработана достаточно амбициозная программа модернизации оборудования ГЭС, которая перешла по наследству к образовавшимся после реформирования РАО «ЕЭС России» компаниям. Но реализовать ее в полном объеме тоже не удалось.

В результате к началу 2010-х многие ГЭС отработали уже более полувека лет, а потому дальнейшее откладывание модернизации стало чревато существенными рисками для надежной и безопасной работы станций. Свою роль сыграла и авария на Саяно-Шушенской ГЭС – хотя ее причины не были связаны с возрастом оборудования (разрушенный агрегат не отработал положенные 30 лет), однако вопросы обеспечения надежности и безопасности получили очень высокий приоритет.

Итак, принципиальный тезис о необходимости модернизации ГЭС был осознан. Но масштабы и сложность стоявшей задачи пугали и впечатляли одновременно – к 2010 году за 30-летний порог перешагнули около 70 ГЭС суммарной мощностью порядка 29 ГВт. Заменить в короткие сроки столь значительные объемы оборудования было невозможно. Во-первых, к этому не была готова промышленность – так, в России осталось лишь одно предприятие, способное производить крупные гидротурбины, Ленинградский металлический завод (входит в концерн «Силовые машины»). Во-вторых, естественные ограничения накладывали финансовые возможности энергокомпаний. В результате каждая из них стала искать свои подходы к решению этой задачи.

Масштабы и сложность задачи пугали и впечатляли одновременно – к 2010 году за 30-летний порог перешагнули около 70 ГЭС суммарной мощностью порядка 29 ГВт (на фото - Волховская ГЭС)

«РусГидро»: все и сразу 


Наиболее амбициозно к вопросу модернизации оборудования действующих ГЭС подошла госкомпания «РусГидро», владелец большинства гидроэлектростанций в России. В 2011 году была принята программа комплексной модернизации (ПКМ), охватывающая все станции компании. К 2025 году, согласно ПКМ, планируется заменить 154 турбины, что составляет 55% от общего парка турбин компании; 119 генераторов (42% от общего парка генераторов); 176 трансформаторов (61%), а также большое количество электротехнического и вспомогательного оборудования.

Самый значительный объем работ в рамках ПКМ ведется на станциях Волжско-Камского каскада, что вполне логично – большинство станций каскада уже перешло 50-летний рубеж. Кроме того, значительная мощность станций повышает экономическую эффективность модернизации. К настоящему времени масштабные работы по модернизации ведутся на всех станциях каскада:
  • Угличская ГЭС. Еще до принятия ПКМ были заменены силовые трансформаторы и один из двух гидроагрегатов, реконструировано распределительное устройство. Ведется замена затворов и сороудерживающих решеток.
  • Рыбинская ГЭС. В 2013 году заменен один из гидроагрегатов, еще три машины будут заменены в 2017-2019 годах.
  • Нижегородская ГЭС. К замене гидроагрегатов на этой станции приступили в последнюю очередь, в 2017 году был объявлен конкурс на замену первой машины.
  • Чебоксарская ГЭС. Это самая молодая станция каскада, и на ней турбины было решено не менять, а модернизировать в заводских условиях с заменой механизма разворота лопастей. К настоящему времени эти работы выполнены на 11 из 18 машин. 
  • Жигулевская ГЭС. Здесь было решено заменить все 20 гидротурбин. Эта работа будет полностью завершена в 2017 году.
  • Саратовская ГЭС. Здесь реализуется самый масштабный проект в рамках ПКМ, согласно которому будут заменены все 24 гидроагрегата станции, при этом поставщиком 22 гидротурбин выбрана фирма VoithHydro. При этом часть турбин будет собрана на новом заводе в Саратовской области.
  • Волжская ГЭС. На самой крупной станции каскада меняют и турбины, и гидрогенераторы. Всего в настоящее время на станции заменено 15 гидротурбин и семи генераторов из 22-х.
  • Камская ГЭС. На этой станции в 2015 году полностью завершена замена гидротурбин и реконструкция генераторов.
  • Воткинская ГЭС. Заменено распределительное устройство 500 кВ, заключен контракт на замену всех гидроагрегатов (первый из них будет введен в работу в 2017 году).
Из работ по ПКМ на других станциях стоит отметить замену гидротурбин на Новосибирской и Миатлинской ГЭС, реконструкцию распределительных устройств на Зейской, Майнской, Зеленчукской ГЭС и станциях каскада Кубанских ГЭС, строительство нового водосброса на Егорлыкской ГЭС.

Замена основного оборудование на более производительное сопровождается увеличением мощности станций и выработки электроэнергии. В целом в результате ПКМ мощность станций должна вырасти на 779 МВт, увеличится и выработка электроэнергии. Поэтому программа модернизации ГЭС «РусГидро» по своим масштабам не имеет аналогов в российской электроэнергетике. Ее реализация помимо заявленных эффектов для самой компании дала существенные позитивные эффекты для смежных отраслей. Так, она обеспечила полную загрузку гидротурбинного производства «Силовых машин» на протяжении нескольких лет, позволила научным и проектным институтам в области гидроэнергетики в условиях сокращения программ строительства новых ГЭС сохранить сотрудников и компетенции.

Обратной стороной масштабности программы стала ее значительная стоимость. Ежегодный объем инвестиций на ее реализацию до 2016 года включительно составлял порядка 30 млрд рублей ежегодно. Общая экономическая ситуация в стране и необходимость реализации масштабных проектов на Дальнем Востоке привела к необходимости оптимизации графика реализации ПКМ со сдвижкой части работ «вправо». В частности, это касается модернизации небольших станций на Северном Кавказе, затраты на которые в расчете на единицу мощности существенно выше, чем на крупных волжских ГЭС.

На самой крупной станции Волжско-Камского каскада - Волжской - меняют и турбины, и гидрогенераторы. Всего в настоящее время на станции заменено 15 гидротурбин и семи генераторов из 22-х


На недавней встрече
 с премьер-министром РФ Дмитрием Медведевым глава «РусГидро» Николай Шульгинов прежде всего отчитался о том, что «снижение инвестиционных расходов за пять лет составит около 40 млрд, операционных – около девяти. И так последовательно, ежегодно по 81313 млрд, мы достигнем успеха где-то через два-три года», - заявил Шульгинов. Он также отметил, что в «РусГидро» продолжают работу «над программой модернизации ГЭС в европейской части России, над увеличением мощности станций. В прошлом году – где-то на 70 МВт, в этом году – на 40 МВт». 

«Новая энергия» для Сибири 


Вторая по установленной мощности гидроэнергетическая компания России, «ЕвроСибЭнерго» (входит в En+ Олега Дерипаски), также реализует крупную программу модернизации своих ГЭС. Она получила название «Новая энергия». Помимо очевидной задачи повышения надежности и увеличения выработки электроэнергии, важным аспектом для «ЕвроСибЭнерго» является экологическая ответственность, снижение количества выбросов парниковых газов (компания эксплуатирует и тепловые станции, выработка которых замещается увеличением выработки ГЭС).

К настоящему времени «ЕвроСибЭнерго» заменило 10 рабочих колес турбин Братской ГЭС и три – Усть-Илимской ГЭС, приступило к замене рабочих колес Красноярской ГЭС. Обновлены распределительные устройства станций, трансформаторы и другое электротехническое оборудование. За счет модернизации станции компании к концу следующего года смогут увеличить ежегодную выработку примерно на 1,5 млрд кВт*часов, пропуская через турбины тот же объем воды.

На следующем этапе компания планирует замену гидроагрегатов Иркутской ГЭС с увеличением их мощности. В недавнем интервью газете «Сибирский энергетик» глава «Иркутскэнерго» Олег Причко отметил, что замена рабочих колес на Братской ГЭС уже дала эффект: «Несмотря на то что из-за маловодья Министерство природных ресурсов России и «Системный Оператор» довольно рачительно относятся к запасам воды, мы зафиксировали дополнительный рост выработки за счет коэффициента полезного действия и повышения эффективности работы гидроагрегатов. Это почти 300 миллионов кВт*часов дополнительной выработки». Причко подчеркнул, что «увеличение выработки на ГЭС – это автоматическое замещение производства более дорогих тепловых электрических станций. Это тоже элемент снижения себестоимости и вклад в снижение выбросов от сжигания минерального топлива. С выходом на целевую программу, завершением монтажа двух колес из второй уже по счету проектной шестерки и восстановлением водности у нас есть планы получать в год до 600 миллионов кВт*часов выработки без увеличения расходов воды – только за счет прироста КПД».

По Усть-Илимской ГЭС, отметил Причко, прирост только за счет замены двух колес составил порядка 30 млн кВт*часов дополнительной выработки. «Эти колеса установлены на тех гидроагрегатах, что работают у нас в базовом режиме, в результате в целом повысилась надежность работы станции. Считаем, что проект идет успешно, так, как мы его и задумывали», - заявил гендиректор «Иркутскэнерго». Первый шаг к будущей реконструкции Иркутской ГЭС, первой и самой возрастной в Ангарском каскаде, уже сделан. «Проведено комплексное обследование, выполнена довольно глубокая аналитика, мы провели предварительные переговоры с разными поставщиками, машиностроителями. Сверили еще раз понимание технической стороны вопроса и экономику. Вынесли вопрос на рассмотрение совета директоров, получили одобрение и сейчас готовимся к реализации проекта. Конкурсные процедуры начнем в этом году, а когда приступим к технической реализации, будет зависеть от конкурса и проектировщиков», - рассказал Причко.

Важным аспектом для «ЕвроСибЭнерго» в программе «Новая энергия» является экологическая ответственность, снижение количества выбросов парниковых газов (компания эксплуатирует и тепловые станции, выработка которых замещается увеличением выработки ГЭС). На ф

Проблемы и перспективы 


Значительное количество гидроэлектростанций, расположенных на Северо-Западе России, эксплуатирует ТГК-1. Большинство этих станций – малой и средней мощности, что в целом снижает экономическую эффективность модернизации. За прошедшее десятилетия компания полностью модернизировала Лесогорскую и Светогорскую ГЭС в Ленинградской области (входят в каскад Вуоксинских ГЭС), заменила два гидроагрегата на Иовской ГЭС (из каскада Нивских ГЭС в Мурманской области) и одни – на Волховской ГЭС (из каскада Ладожских ГЭС в Ленинградской области), а также приступила к комплексной модернизации Верхне-Туломской ГЭС (в Мурманской области).

Оставшиеся гидроэлектростанции России рассредоточены по более мелким компаниям, некоторые из них находятся и в государственной собственности. Ситуация с их модернизацией очень неоднородна – если «Мосводоканал» планомерно модернизирует свои малые ГЭС, то серьезных работ по гидроэлектростанциям, принадлежащим Минтрансу, по имеющейся информации не ведется и в ближайшем будущем не планируется. Также ничего не слышно о модернизации Нижнекамской ГЭС, которая входит в структуру бывшего «Татэнерго» - «Генерирующую компанию», принадлежащую правительству Татарстана.

При этом реализация программ модернизации ГЭС России выявила ряд проблем, которые еще ждут своего решения. Наиболее остро стоит вопрос об окупаемости модернизации небольших станций (мощностью менее 100 МВт). Эффект масштаба здесь выражен очень сильно – удельные затраты на единицу мощности и выработки электроэнергии на малых станциях существенно превышают таковые для крупных ГЭС. Это приводит к экономической непривлекательности модернизации некрупных ГЭС, постоянной сдвижке наиболее затратных работ на потом. Следствием этого, в свою очередь, является прогрессирующее устаревание все новых элементов их оборудования и сооружений, а соответственно – и увеличение стоимости реконструкции. В результате в России уже сейчас есть ряд ГЭС, работающих без замены основного оборудования более 60-70 лет. И с каждым годом их количество увеличивается. Необходимо стимулировать модернизацию небольших ГЭС, возможно введением некоего аналога программы ДПМ.

Вторая проблема: отечественная промышленность оказалась, мягко говоря, не вполне готова к масштабной модернизации гидроэнергетики. Даже в наиболее благополучном секторе крупных и средних гидротурбин высокая загруженность основного российского производителя – концерна «Силовые машины» – привела к размещению некоторых заказов за рубежом. В секторе гидротурбин малой мощности ситуация намного печальнее – основной производитель этого оборудования в СССР, «Уралгидромаш», фактически ушел с рынка, «Силовые машины» сконцентрированы на крупных турбинах. Основные надежды связаны с сызранским «Тяжмашем», постепенно осваивающим это направление.

Особенно сложная ситуация сложилась с производством оборудования для современных комплектных распределительных устройств (КРУЭ), которые в России производятся в небольших объемах и не под все классы напряжения. Потребность же в них значительна. Здесь вопрос импортозамещения стоит наиболее остро.

В условиях сокращения гидроэнергетического строительства, отсутствия в близкой перспективе планов по строительству новых крупных ГЭС модернизация действующих станций становится основным направлением развития российской гидроэнергетики. Благодаря усилиям лидеров гидроэнергетической отрасли страны тенденцию прогрессирующего старения оборудования ГЭС уже удалось переломить, что делает российские гидроэлектростанции более надежными, экологичными и экономически эффективными. В то же время на этом пути выявился и ряд проблем, ждущих своего решения.

ТГК-1 на Иовской ГЭС заменила два агрегата: вместо турбин пропеллерного типа установлены более эффективные поворотно-лопастные. Все это позволило повысить КПД и надежность гидроагрегатов, а также расширить их рабочий диапазон, чтобы более плавно и операти
Иван Слива Автор книги «История гидроэнергетики России»