Об инновационных проектах, которые реализует компания, а также о приоритетах, обеспечивающих сегодня успешное развитие на перспективу, рассказал генеральный директор ОАО «Первая генерирующая компания оптового рынка электроэнергии» Владимир ХЛЕБНИКОВ.
Источник: портал Управление производством
Об инновационных проектах, которые реализует компания, а также о приоритетах, обеспечивающих сегодня успешное развитие на перспективу, рассказал генеральный директор ОАО «Первая генерирующая компания оптового рынка электроэнергии» Владимир ХЛЕБНИКОВ.
– Владимир Викторович, почему было принято решение по установке на Каширской ГРЭС генератора ТЗФСУ-320-2У3?
– Концепция развития отечественной энергетики, разработанная РАО «ЕЭС России», предусматривает широкое применение на электростанциях асинхронизированных генераторов. Приказом РАО от 29.11.02 г. № 672 в качестве объектов по их установке в ближайшие годы были определены 32 энергоблока ГРЭС и ТЭЦ.
Необходимость в применении таких турбогенераторов возникла в 90-х годах прошлого столетия, когда в результате резкого спада промышленного производства снизилась мощность, передаваемая по линиям электропередач, что, в свою очередь, привело к повышению напряжения в электрических сетях напряжением 220–500 кВ за счет генерирования реактивной мощности указанными линиями.
Длительное повышение напряжения сверх допустимого приводит к преждевременному износу изоляции электротехнического оборудования, сокращению срока его службы. Существующая низкая маневренность основных генерирующих мощностей на территории мегаполиса и ограниченные возможности приема мощности из внешней сети не позволяют оперативно управлять напряжением энергосистемы. Для решения этой задачи требуется применение современных устройств гибкого управления.
В начале 2000-х годов для поиска вариантов решения проблемы по нормализации уровней напряжения в сетях 110–500 кВ были привлечены специалисты ОАО «ВНИИЭ» и ОАО «Институт «Энергосетьпроект». Одним из вариантов стало применение генераторов асинхронизированного типа. Первые в России асинхронизированные турбогенераторы мощностью 110 и 160 МВт производства «Силовых машин» были введены на ТЭЦ-22 и ТЭЦ-27, в 2003-м и 2007 году соответственно.
В декабре 2005 года было принято решение о строительстве третьего блока ОАО «Каширская ГРЭС-4», входящей в ОГК-1, а в феврале 2006 года принят к установке в составе блока принципиально новый тип асинхронизированного генератора ТЗФСУ-320-2У3. Уникальный асинхронизированный генератор мощностью 320 МВт, установленный на энергоблоке № 3 Каширской ГРЭС, будет использоваться не только для производства электроэнергии, но и для глубокого регулирования реактивной мощности для поддержания нормативных уровней напряжения в сети 220–500 кВ.
– В чем принципиальное техническое и технологическое отличие асинхронизированного генератора ТЗФСУ-320-2У3 от устанавливавшихся до сих пор на электростанциях традиционных синхронных турбогенераторов?
– Замена морально устаревших технологий и оборудования новыми, более производительными и экономичными, создает возможность радикального уменьшения издержек производства и обеспечения конкурентоспособности ТЭС.
Для снижения напряжения в электрических сетях применяется перевод обычных синхронных турбогенераторов в режим потребления реактивной мощности, что приводит к перегреву торцевой зоны статора с последующим ее разрушением, к сокращению межремонтных периодов и снижению надежности турбогенератора.
В 1993–2000 годах при работе турбогенераторов в режимах глубокого потребления реактивной мощности были повреждены турбогенераторы на целом ряде электрических станций: Конаковской, Каширской, Ириклинской, Рефтинской и других. Кроме того, по этой же причине на ряде других станций возросло количество ремонтов турбогенераторов из-за «распушения» крайних пакетов сердечника статора. Предпринятые заводами в 80-х годах прошлого столетия меры конструктивного характера по модернизации торцевой зоны статора в полной мере не сняли остроты проблемы.
В асинхронизированных турбогенераторах данная проблема решена на принципиально новом уровне. Практическая их реализация в виде надежного и удобного в эксплуатации генераторного оборудования оказалась возможной только после создания современной преобразовательной техники на базе силовой электроники.
Асинхронизированные турбогенераторы отличаются от традиционных синхронных турбогенераторов наличием на роторе двух обмоток и двухканальной системой возбуждения, обеспечивающих независимое управление активной и реактивной мощностями. За счет такого управления и возможности перемещения относительно ротора (вплоть до вращения) магнитного поля, созданного обмотками возбуждения, АСТГ обладают значительно лучшими, чем синхронные генераторы, показателями статической и динамической устойчивости. Это позволяет использовать АСТГ в режимах глубокого потребления из сети реактивной мощности для нормализации уровня напряжения.
ТЗФСУ-320-2У3 – первый в мире турбогенератор асинхронизированного типа, имеющий комбинированное воздушно-водяное охлаждение (воздушное охлаждение ротора и водяное охлаждение сердечника статора турбогенератора). Применение более эффективной комбинированной системы охлаждения позволит в перспективе увеличить мощность турбогенератора до 350 МВт.
С эксплуатационной точки зрения этот тип генератора прост, так как не требует сложного управления возбуждением и не осложняет переходные процессы, когда происходят электромеханические колебания между синхронными машинами или между синхронной машиной и потребителем. Даже один установленный асинхронизированный турбогенератор существенно облегчает режим работы по потреблению реактивной мощности остальных синхронных генераторов электростанции.
– А каковы преимущества асинхронизированного генератора с точки зрения обеспечения устойчивой работы и экологической безопасности?
- Мегаполисы в высокой степени зависимы от надежности энергоснабжения, их жизнедеятельность возможна только при слаженной работе целого комплекса систем, куда входят потребители электроэнергии и объекты электроэнергетики. Это особенно важно в зимнее время, когда продолжительные перерывы электроснабжения могут приводить к нарушениям не только электро-, но и теплоснабжения. Для многих промышленных потребителей перерыв в электроснабжении даже на несколько секунд приводит к внезапному нарушению производственного процесса, что чревато тяжелыми последствиями: пожаром, выбросом вредных для людей и загрязняющих окружающую среду веществ и так далее.
В отличие от синхронных турбогенераторов, асинхронизированные турбогенераторы обладают существенно более высокими пределами устойчивости. Данные машины решают проблему компенсации избыточной реактивной мощности в энергосистемах крупных мегаполисов, предотвращая возможность возникновения аварийных ситуаций и способствуя в целом устойчивости работы энергосистем.
Наличие в группе генераторов электростанции асинхронизированного генератора оказывает положительное влияние на динамические процессы параллельно работающих синхронных турбогенераторов. Переходные процессы затухают быстрее.
Благодаря возможности автоматического перевода генератора в асинхронный режим, он сохраняет работоспособность при полном отказе системы возбуждения. В этом режиме, с замкнутыми накоротко обмотками возбуждения, генератор несет нагрузку до 75процентов от номинальной без заметных колебаний режимных параметров. В таком режиме он может работать неограниченно долго, что обеспечивает его высокую надежность в эксплуатации.
Восстановленный энергоблок № 3 Каширской ГРЭС даст Московской энергосистеме дополнительные 320 МВт, которые позволят существенно увеличить надежность электроснабжения потребителей Москвы и Московской области.
– В какой стадии реализации находится проект в настоящее время?
– На сегодняшний день полностью смонтировано основное технологическое оборудование энергоблока. В завершающей стадии находится монтаж вспомогательного тепломеханического и электротехнического оборудования. Ведется подготовка к проведению индивидуальных опробований приводов исполнительных механизмов. Идет установка оборудования системы автоматического управления технологическими процессами, устанавливаются приборы, датчики, оборудование программно-технического комплекса. Ввод энергоблока № 3 в эксплуатацию запланирован на I полугодие текущего года.
– Можно ли сегодня говорить о том, какой экономический эффект ожидается от реализации этого инновационного проекта после ввода в эксплуатацию энергоблока № 3 Каширской ГРЭС и запуска генератора ТЗФСУ-320-2УЗ?
– В настоящее время электростанции России могут регулировать реактивную мощность в широком диапазоне, обеспечивая поддержание в допустимых пределах уровней напряжения в электрических сетях всех классов. При этом возникает необходимость смещения режимов работы синхронных турбогенераторов в область недовозбуждения. Асинхронизированный турбогенератор энергоблока № 3 Каширской ГРЭС позволит частично выводить синхронные турбогенераторы из зон недовозбуждения, что, в свою очередь, повлияет на снижение затрат на проведение ремонтов обмоток статоров синхронных генераторов и обеспечит при этом надежную работу электростанции в целом.
Несмотря на более высокую стоимость асинхронизированных турбогенераторов, полностью исключается необходимость строительства и ввода в эксплуатацию шунтирующих реакторов на Каширской ГРЭС. А это дает экономию как по капиталовложениям, так и по издержкам, связанным с затратами на установку и эксплуатацию одного шунтирующего реактора 500 кВ ориентировочно в 1,5–2 раза. Дополнительная экономия будет достигнута в результате регулирования напряжения в электрических сетях всех классов в заданном диапазоне.
– В рамках других инвестиционных проектов ОАО «ОГК-1», в частности при строительстве энергоблока № 4 Пермской ГРЭС, поставщиком основного оборудования выступает Siemens. В то же время Вы активно сотрудничаете и с отечественными энергомашиностроителями. Как бы Вы оценили сегодняшние возможности и инновационный потенциал российских энергомашиностроительных предприятий? Насколько конкурентоспособна их продукция и в какой мере она отвечает потребностям энергокомпаний?
– Siemens также станет поставщиком основного оборудования в проекте по строительству 3-го энергоблока Нижневартовской ГРЭС. В конце декабря 2008 года ОГК-1 и ТНК-ВР подписали cоглашение с консорциумом Siemens-Enka о проведении инженерно-технических работ в рамках начального этапа проекта строительства 3-го энергоблока Нижневартовской ГРЭС.
Что касается российского энергомаша, думаю, перспективы у него определенно есть. Есть технологии, есть опыт. Поставщик основного оборудования по инвестпроекту строительства энергоблока на Уренгойской ГРЭС – ОАО «Силовые машины», с которым в 2008 году ОГК-1 подписала контракт на изготовление двух газовых турбин мощностью 160 МВт каждая.
Как заказчики, мы не всегда довольны ценами на оборудование отечественных производителей, но в любом случае, при реализации масштабных инвестиционных программ энергетических компаний продукция отечественных энергомашиностроительных предприятий будет востребована.
– В чем заключается инновационный характер проекта строительства энергоблока № 3 Нижневартовской ГРЭС с точки зрения принимаемых и реализуемых в рамках этого проекта управленческих решений?
– Уникальность и инновационность проекта состоит в том, что это первый в России проект сооружения энергетического блока с парогазовой установкой большой мощности, осуществляемый на условиях проектного финансирования, которое в российской электроэнергетике пока еще широко не применяется.
Для осуществления проекта ОГК-1 и ТНК-ВР создали совместную компанию NVGRES Holding Limited (NHL). Она зарегистрирована в иностранной юрисдикции, так как в проектном финансировании широко используется английское право и им же регулируются все основные документы по сделке. 75% минус 1 акция в уставном капитале NHL принадлежат ОАО «ОГК-1», 25% плюс 1 акция – ТНК-ВР. Два существующих блока Нижневартовской ГРЭС переданы в уставный капитал специально созданного ЗАО «Нижневартовская ГРЭС», 100% акций которой, в свою очередь, переданы компании NHL.
Еще одна особенность проекта – привлечение консорциума крупнейших международных компаний в качестве ЕРС-подрядчика для строительства нового энергоблока. До недавнего времени рынок EPC-услуг в России практически не существовал, компании предпочитали реализовывать инвестиционные проекты по традиционным схемам. Мы привлекли к реализации проекта консорциум крупнейших международных компаний Siemens и ENKA.
– Почему была выбрана именно такая схема управления проектом и в какой мере это может способствовать повышению эффективности управления в электроэнергетической отрасли в целом?
– Выбор структуры проекта обусловлен, прежде всего, требованиями проектного финансирования – эта структура характерна для такого рода сделок. В то же время при создании корпоративной структуры мы старались следовать принципам устойчивости, эффективности управления и денежных потоков, а также заложить определенную гибкость для будущих изменений. Опыт, полученный ОГК-1 в ходе реализации проекта, может быть эффективно использован другими российскими энергетическими компаниями при реализации масштабных проектов в рамках реализации инвестиционных программ.
– Существует ли, на Ваш взгляд, взаимосвязь между «качеством» управления энергокомпаниями и уровнем инновационной активности этих компаний? Если да, в чем она выражается?
– Прямой взаимосвязи между качеством управления компанией и ее инновационной активностью, наверное, нет. Есть связь косвенная, так как именно инновации и нововведения, новые технологии и подходы помогают компании более эффективно конкурировать на рынке, повышать уровень компетенций сотрудников и менеджмента. Невозможно обеспечить качество и эффективность управления компании в быстроизменяющейся современной бизнес-среде без инноваций, как технических, так и коммерческих. В то же время необходимо помнить об устойчивости.
– Какие передовые и инновационные технические решения планируется реализовать при строительстве нового энергоблока Нижневартовской ГРЭС? Какой экономический и социально значимый эффект ожидается получить от их внедрения?
- На новом энергоблоке будет установлено современное парогазовое оборудование, которое обеспечивает КПД до 57 процентов. Для сравнения: на обычных паросиловых агрегатах этот показатель не превышает 40 процентов, что позволяет экономить до 20–25процентов топлива и существенно снижать объем выбросов в атмосферу.
Еще один уникальный аспект – экологический. В качестве топлива для энергоблока будет использоваться сухой отбензиненный газ, поставляемый ТНК-BP. Соответственно попутный газ Самотлорского месторождения будет не сжигаться на факелах, а использоваться для производства необходимой региону электроэнергии.
Проект также приведет к улучшению экономической ситуации в регионе, созданию новых рабочих мест как при строительстве, так и после ввода блока в эксплуатацию.
Беседу вел
Дмитрий МАЛЫШЕВ
