Формирование программы «Энергетика больших мощностей нового поколения» в неравновесных экономических условиях

Владимир МИХАЙЛОВ
Генеральный директор, д. т. н., ОАО «Научно-­производственное объединение по исследованию и проектированию энергетического оборудования им. И. И. Ползунова»

Петр КРУГЛИКОВ
Главный научный сотрудник, д. т. н., ОАО «Научно-­производственное объединение по исследованию и проектированию энергетического оборудования им. И. И. Ползунова»

Михаил ВЕРТКИН
Главный конструктор проекта, к. т. н., ОАО «Научно-­производственное объединение по исследованию и проектированию энергетического оборудования им. И. И. Ползунова»
Е-mail: VertkinMA@ckti.ru

Одним из приоритетных направлений научно-­технологического развития Российской Федерации является переход к экологически чистой и ресурсосберегающей энергетике. Первоначальный проект комплексной научно-­технической программы (КНТП) «Энергетика больших мощностей нового поколения», разработанный в ФГБОУ ВО «НИУ «МЭИ» при участии целого ряда ведущих НИИ и предприятий энергомашиностроительной отрасли России, ориентированный на реализацию указанного направления, был поддержан на заседании Совета по приоритетному направлению научно-­технологического развития РФ (Совета 20 «Б» РАН) от 3.06.2020.
Дальнейшее обсуждение КНТП привело к существенным дополнениям и замечаниям. Выполнение некоторых из них силами участников КНТП – ​самостоятельных хозяйствующих субъектов – ​возможно только в равновесной экономической ситуации. В нынешних непростых геополитических условиях, тем более, применительно к проектам с бюджетным субсидированием, реализация возможна только на федеральном уровне.
В частности, это относится к предложению ООО «Интер РАО-Инжиниринг» «проработать механизм перехода к 100 %-й локализации зарубежного энергооборудования, которое превосходит отечественные аналоги». Данное предложение выделено в качестве комплексной задачи данной программы. Это продиктовано, в первую очередь, актуальностью решения проблемы импортозамещения производства комплектующих для сервисного обслуживания импортных ГТУ большой мощности, эксплуатируемых в России.
Проработка механизмов локализации в нынешней ситуации чрезвычайно актуальна применительно не только к ГТУ и не только к зарубежному, но и любому другому инновационному оборудованию. Основная проблема – ​отсутствие доступа потенциального российского производителя инновационной продукции к современному технологическому оборудованию, которое позволило бы сделать это производство рентабельным. В нынешних условиях 100 %-я локализация производства энергетической ГТУ невозможна без 100 %-й локализации средств производства этих ГТУ, поскольку соглашение с мировыми компаниями-­производителями (General Electric, Siemens) о передаче технологии производства высокотемпературных комплектующих, необходимых для сервисного обслуживания поставленных ими ГТУ, не было достигнуто, причем отнюдь не из-за санкций. Оно никогда не могло быть достигнуто, так как именно монопольное владение производством этих комплектующих обеспечивает их поставщикам возможность диктовать свои цены и гарантирует владение рынком и стабильность дохода на длительную перспективу.
Перечень недостающего технологического оборудования и оснастки, необходимых для выпуска как конечного продукта, так и средств его производства, определят предполагаемые компании-­производители. Но локализация даже одного продукта потребует составления целого комплекса взаимосогласованных и сбалансированных программ разработки и постановки на производство как самого продукта, так и недостающего технологического оборудования для его производства, включая, при необходимости, строительство новых предприятий. Не говоря уже о локализации всего спектра необходимой продукции в других отраслях.
Понятно, что развитие энергетики не может прогнозироваться и планироваться в отрыве от развития всей обрабатывающей промышленности в целом, определяющего как рост электропотребления в стране, так и технологические возможности энергомашиностроительной отрасли. В этом случае речь идет уже о «комплексе комплексов» программ реализации инновационных проектов, взаимосогласованных по срокам исполнения и сбалансированных по материальным и финансовым потокам в рамках существующих ограничений по всем видам ресурсов (финансовых, материальных, кадровых, логистических, производственных мощностей и др.).

ГТУ General Eclectic
Источник: bakerhughes.com

Совокупность таких программ называется планом, в ходе разработки которого должны быть определены источники, объемы и оптимальное размещение инвестиций в развитие новых производств. В отсутствие такого плана КНТП рискует превратиться в очередной набор невыполняемых деклараций. Его разработка – ​это сложная, масштабная работа, прежде всего, в части построения балансовых моделей и обеспечения полноты и достоверности исходной информации. Эта работа не может быть выполнена в рамках критериев только одной, пусть даже и крупной, компании. Традиционные рыночные критерии оценки эффективности инвестиционных проектов (NPV (Net Present Value) – ​чистая приведенная стоимость, IRR (Internal Rate of Return) – ​внутренняя ставка доходности и др.) с точки зрения эффекта в масштабах страны в целом здесь не достаточны, поскольку они характеризуют эффект инвестиций только с позиции самостоятельного хозяйствующего субъекта.
С точки же зрения перспектив восполнения затраченных бюджетных субсидий необходимо учитывать, что любой крупномасштабный инвестиционный проект порождает многочисленные косвенные эффекты для национальной экономики. Они выражаются, с одной стороны, в возникновении потоков доходов в виде заработной платы, прибыли, амортизации и налогов, в увеличении экономической активности в других видах деятельности, связанных с поставками технологического оборудования, материалов для данного проекта и потреблением его продукции, порождающих в сумме прирост конечного спроса и налоговых сборов, которые в итоге могут многократно превышать бюджетные вложения на реализацию проекта. С другой стороны, могут иметь место и другие косвенные эффекты, на первый взгляд, не связанные непосредственно с реализацией проекта, но также влияющие – ​положительно или отрицательно – ​как на восполнение затраченных бюджетных ассигнований, так и на достижение намеченных целей в таких областях, как экология, геополитика, здравоохранение, занятость и др. [1].

ТЭЦ-21, Москва
Источник: «Мосэнерго»

Поясним изложенное на следующем примере. Стоит задача: формирование экспортно-­ориентированного производства продукции из природного газа. Какой путь должен стать приоритетным: производство водорода или конечной продукции химической промышленности?
Известно, что в связи с предполагаемым снижением потребления природного газа в странах ЕС, в частности, в Германии в рамках реализации «Национальной водородной стратегии Германии», которая была утверждена 10 июня 2020 г. [2], ПАО «Газпром» предложило реализовать на севере Германии, в районе выхода газопроводов «Северный поток» и «Северный поток‑2» проект строительства завода по производству водорода из российского газа наиболее дешевым способом – ​паровой конверсией метана, а образующийся при этом углекислый газ поставлять «по существующей инфраструктуре газопроводов обратно в Россию для захоронения или для утилизации разными способами», в частности, путем закачки его в нижние горизонты газовых или нефтяных месторождений, находящихся на стадии падающей добычи [3, 4, 5].
Возможно, это выгодно для «Газпрома», но совершенно неприемлемо для России.
Во-первых, потому, что это подрывает позиции России в международной системе торговли квотами на выбросы парниковых газов (ПГ). Известно, что Киотский протокол допускает торговлю квотами на выбросы в виде переуступки квот между странами, взявшими на себя количественные обязательства по снижению выбросов парниковых газов, в частности, путем реализации проектов совместного осуществления (Joint Implementation projects) по сокращению выбросов с передачей зарубежным инвесторам части или 100 % квот, высвобождающихся за счет снижения суммарной эмиссии. Зачем же тогда транспортировать СО2 из Германии в Сибирь, решая проблему декарбонизации не своей, а немецкой промышленности? Логичнее было бы утилизировать выбросы СО2 собственных угольных электростанций, например, угольных ТЭЦ таких крупных городов Сибири с неблагоприятной экологической обстановкой, как Красноярск, Омск, Томск, Кемерово, Новосибирск, путем оснащения их абсорбционно-­десорбционными установками улавливания СО2 из дымовых газов аминами [6, 7] с последующей его очисткой, сжижением и доведением до параметров товарного продукта, пригодного для использования не только указанным выше способом, но и в качестве сырья для химической промышленности [8]. Не говоря уже о производстве сжиженного СО2 из дымовых газов, образующихся при сжигании попутного газа на нефтяных месторождениях (вместо сжигания его в факелах), с утилизацией полученной углекислоты указанным выше способом непосредственно на месторождениях.
Такой проект наверняка мог бы привлечь инвесторов из Китая, т. к. его реализация обеспечивала бы весьма значительное сокращение выбросов СО2.
Во-вторых, как было отмечено в выступлении председателя ЦБ Э. С. Набиуллиной на ПМЭФ от 16.06.2022 г., в условиях санкционных ограничений на выручку от экспорта невозможно приобрести нужный стране импорт, в связи с чем реальный сектор экономики должен быть реструктурирован таким образом, чтобы значительная часть производства работала на внутренний рынок, осуществляя переработку сырья и выпуск конечной продукции. Прогнозируемый спад потребления природного газа за рубежом целесообразнее было бы компенсировать путем создания новых потребителей природного газа в России, в частности, новых предприятий отечественной химической промышленности.

Самарская ТЭЦ
Источник: «Т плюс»

Вышеуказанный проект «Газпрома», как и другой его проект, состоящий в формировании экспортно-­ориентированного производства водорода из природного газа методом плазменного пиролиза метана [9], очевидно, не способствует переориентации промышленного производства на получение дополнительной прибавочной стоимости путем переработки природного газа и производства конечного продукта, востребованного на внутреннем рынке.
Кроме того, вызывает сомнение сама идея создания рынка водорода, получаемого из ископаемых углеводородов. В статье [9] справедливо отмечено, что, несмотря на быстрый рост спроса на водород в мире, глобального рынка этого продукта на текущий момент не существует. Более 95 % мирового потребления водорода приходится на отрасли, использующие водород в качестве сырья или реагента и самостоятельно обеспечивающие потребности в водороде за счет его производства непосредственно на местах потребления. Причины известны: слишком велики затраты на хранение и транспортировку водорода, пойти на которые мировое сообщество готово лишь применительно к водороду, получаемому без возникновения углеродного следа, путем электролиза воды с использованием электроэнергии из возобновляемых источников – ​ВИЭ («зеленый» водород) и (в крайнем случае) избыточной электроэнергии, вырабатываемой на АЭС в часы малых нагрузок («желтый» водород). Только такой водород, в перспективе, может использоваться в качестве ингредиента на зарубежных предприятиях химической промышленности, в качестве энергоносителя на транспорте (водородные топливные элементы) и в энергетике (в частности, в энергетических газовых турбинах большой мощности, работающих на смеси природного газа и водорода).
Водород же, получаемый плазменным пиролизом метана, к числу таковых не относится. На каждый килограмм водорода образуется 3 кг высокодисперсного углерода (в виде «нанодисперсной» сажи). Представляется очевидным, что экономически обоснованное применение данной технологии возможно только в виде части более крупного технологического процесса, в котором нанодисперсный углерод и водород полностью применяются в качестве сырья или реагента, причем водород используется на месте его получения.
С другой стороны, известно, что предприятия химической промышленности Германии по состоянию на начало 2022 г. потребляли 15 % общего объема импортируемого природного газа, или порядка 37–38 % от объема природного газа, поставлявшегося из России, при этом добавленная прибавочная стоимость продукции химической промышленности Германии, которая поставлялась в Россию, позволяла, по крайней мере, в досанкционный период в значительной мере окупать затраты на покупку природного газа из России. Представляется целесообразным, особенно в нынешних условиях, вложиться в освоение технологии производства продукции химической промышленности, по крайней мере, в объеме номенклатуры продукции, импортируемой в Россию, и проработать варианты локализации в России ее производства путем приобретения и/или разработки и изготовления собственными силами необходимого технологического оборудования. Поскольку себестоимость химической продукции, производимой в России с использованием природного газа будет заведомо ниже, чем где бы то ни было, в том числе и в США, куда в 2022 и 2023 гг. переместилась значительная часть предприятий Германии, а также принимая во внимание, что диверсии 2022 г. на газопроводе «Северный поток‑2» имели не только антироссийскую, но и антигерманскую направленность, не исключено, что часть необходимого технологического оборудования будет тем или иным способом перемещена из Германии в Россию, возможно, с привлечением германского капитала и немецких специалистов.
Следует также отметить, что актуальность развития отечественной химической промышленности возникла не сегодня и не в связи с санкциями. Задача достижения максимума прибавочной стоимости и максимума национального дохода с единицы полезного ископаемого была актуальна всегда.

План реализации инновационных проектов как условие развития энергомашиностроительной отрасли в рамках существующих ограничений

Необходимо отметить, что пример «Газпрома» приведен здесь исключительно для иллюстрации того факта, что проблема совершенствования структуры реального сектора экономики в неравновесных экономических условиях не может быть решена «автоматически», только силами самостоятельных хозяйствующих субъектов, планирующих развитие собственного производства, исходя из критериев эффективности с позиции только частного инвестора (NPV, IRR и др.).
Разумеется, любая, даже самая крупная частная самофинансируемая компания вправе планировать развитие собственного производства по своему усмотрению. Управляющие воздействия на самофинансируемую компанию со стороны государства (кроме форс-мажорных ситуаций) возможно только через систему дифференцированного прогрессивного налогообложения и действующее законодательство. Такая схема реализуется в условиях в целом равновесного (сбалансированного) внутреннего рынка, когда нет необходимости в широком бюджетном финансировании формирования сбалансированной структуры реального сектора экономики, т. к. рыночные силы как бы «автоматически» балансируют экономику. В этом случае речь может идти только о прогнозировании развития [1]. В мировом масштабе так оно и происходит и в конечном итоге сказывается на международном разделении труда: ­какие-то страны являются поставщиками высокотехнологичной продукции, ­какие-то другие страны становятся их сырьевыми придатками.
Однако в масштабах внутреннего рынка, когда спрос не может быть удовлетворен собственными силами, например, вследствие отсутствия необходимых средств производства, а равновесие не может установиться в приемлемые сроки и с приемлемыми затратами автоматически, без государственного инвестирования, тогда становится актуальной разработка и реализация проектов, направленных на создание новых компетенций по производству импортозамещающей продукции. В общей ситуации предполагается решение на государственном уровне таких вопросов, как создание необходимых кластеров, в случае отсутствия индустриальных партнеров – ​создание таковых в виде государственных предприятий, а при необходимости – ​и создания государственных потребителей инновационной продукции с целью формирования внутреннего рынка инновационной продукции и необходимой конкурентной среды для крупного частного бизнеса.
Из изложенного следует, что реализация обсуждаемой КНТП «Энергетика нового поколения» в существующих условиях практически осуществима только в рамках общего плана реализации инновационных проектов в энергомашиностроительной отрасли и других смежных с ней отраслях. Сам план должен быть сбалансированным по материальным и финансовым потокам в рамках существующих ограничений по всем видам ресурсов на основе построения балансовых моделей «затраты – ​выпуск» и использования современных методов макроэкономического планирования и прогнозирования.

Газопоршневая электростанция
Источник: «Ролт Инжиниринг»

Разработка такого плана, мониторинг и контроль за его исполнением, как было указано выше – ​это масштабная работа, сложная во многих аспектах, особенно с учетом того, что многие статистические данные сегодня отнесены к категории коммерческая тайна. Для ее выполнения, возможно, потребуется создание в структуре Правительства РФ специализированного органа планирования.

Механизм отбора инновационных проектов на начальных этапах проектирования для включения в план реализации КНТП

В ходе разработки этого плана должны быть определены объемы и распределение целевых бюджетных инвестиций по проектам. Разумеется, в план должны быть включены далеко не все проекты, представленные в первой редакции КНТП. Необходим их предварительный отбор на основе возможно более точной оценки приоритетности и критичности с учетом технико-­экономических характеристик, при этом в полной мере должен быть задействован имеющийся научно-­технический потенциал и задел по тематике КНТП, накопленный всеми профильными предприятиями и организациями России, включая отраслевые НИИ и конструкторские бюро, а также предполагаемые индустриальные партнеры.
Известно, что разработка новой, тем более, инновационной техники предполагает вариантную проработку проектируемого изделия на начальных этапах проектирования, включая хотя бы еще один так называемый опорный вариант, более простой в реализации. Это связано с тем, что стоимость реализации проекта – ​стоимость разработки, изготовления опытных образцов, экспериментальной параметрической доводки и постановки на производство оборудования – ​может на два и более порядка превышать стоимость разработки технического проекта. При этом более-­менее достоверные оценки временных и материальных затрат на реализацию проектов, тем более, с учетом освоения новых технологий, могут быть получены только с привлечением предполагаемых индустриальных партнеров и после завершения разработки конструкторской документации на уровне не ниже технического проекта. Когда разработка техпроектов сопоставляемых вариантов будет завершена и будут оценены их массогабаритные характеристики, определены материалы, уточнены параметры и показатели тепловой эффективности, намечены производственные цепочки, установлены индустриальные партнеры и уровни их производственной готовности – ​только тогда и можно будет выбрать конкретный вариант для реализации. Не исключено, что именно опорный вариант в нынешних условиях может оказаться более предпочтительным в плане получения коммерчески значимого результата и возврата инвестиций в наиболее сжатые сроки.
Имеющиеся же наработки по новым техническим решениям (в том числе, и по проектам КНТП) обычно находятся на уровне технических предложений и предпроектных исследований. В отраслевых НИИ и КБ эти исследования выполняются, как правило, за счет собственных средств силами ограниченного числа ведущих специалистов с учетом опыта предшествующих разработок. Но разработка техно-­рабочей документации требует привлечения значительно большего числа инженеров и конструкторов и, соответственно, требует наличия заказчика и финансирования.
Согласно [10], ответственным исполни­телем-­координатором комплексной программы является Минпромторг РФ. Действующие же правила предоставления бюджетных субсидий через Минпромторг РФ отраслевым НИИ и КБ на проведение НИОКР, которыми руководствуется министерство, фактически не предусматривают предоставление бюджетного субсидирования разработок проектно-­конструкторской документации как конечного продукта. Это, в частности, относится к «Правилам предоставления субсидий из федерального бюджета российским организациям на финансовое обеспечение затрат на проведение научно-­исследовательских и опытно-­конструкторских работ по современным технологиям в рамках реализации такими организациями инновационных проектов», утвержденным Постановлением Правительства РФ № 1649 от 12.12.2019 г. с последующими изменениями от 7.10.2020 г., 26.02.2021 г. и 30.03.2022 г. (далее – ​правила).
Так, согласно п. 5 правил, максимальный срок предоставления субсидии составляет 3 календарных года (начиная с первого года предоставления субсидии). Согласно п. 16, привлекаемые средства внебюджетных источников, включая собственные средства организации, должны составлять не менее 50 % размера запрашиваемой субсидии, а объем реализации инновационной продукции в денежном выражении за весь срок реализации должен составлять не менее 5 размеров запрашиваемой субсидии. При недостижении в заявленный срок реализации проекта любого из целевых показателей (индикаторов) проекта субсидии подлежат возврату в полном объеме с уплатой штрафа.

ДКС на Уренгойском месторождении
Источник: «Газпром»

Таким образом, правила предусматривают субсидирование получения конечного результата только в виде объема продаж и применимы только к инвестированию проектов с высоким уровнем готовности технологии (TRL) и с возможностью разработки и реализации проекта по простейшей схеме: НИИ – ​индустриальный партнер – ​рынок – ​потребитель. В энергомашиностроительной отрасли схема разработки и реализации проекта, как правило, значительно сложнее. Нужен механизм привлечения всех отраслевых предприятий и организаций, имеющих заделы по инновационным проектам в виде результатов начальных этапов проектирования, к выполнению необходимых НИОКР на уровне, по крайней мере, технического проекта, с целью получения хотя бы минимальной техническо-­экономической информации, необходимой для адекватной оценки приоритетности и критичности различных проектов в ходе проведения отбора на включение в план реализации.
В нынешней ситуации такой механизм отсутствует. Предоставление бюджетных субсидий отраслевым НИИ и КБ на проектную проработку предложенных ими новых технических решений через конкурсы, организуемые Минпромторгом, не представляется возможным. В результате в программу, разработанную исключительно на основе тематических планов НИР университетских, академических и других государственных научных учреждений, включен целый ряд наукоемких безальтернативных проектов без надлежащего учета материальных и временных затрат на всех стадиях постановки на производство разрабатываемого оборудования применительно к конкретным условиям эксплуатации. Примеры, к сожалению, многочисленны. Ниже приведены некоторые примеры дополнений в программу, предложенных ОАО «НПО ЦКТИ» в 2022 г. и направленных в НИУ МЭИ и Минэнерго РФ в виде замечаний и дополнения к «Предложению о разработке комплексной научно-­технической программы полного инновационного цикла (КНТП) «Энергетика больших мощностей нового поколения» [10].

Примеры дополнений в КНТП

Начнем с примера, имеющего некоторое отношение к затронутому выше вопросу о целесообразности организации экспортно-­ориентированного производства водорода в России. Выше было отмечено, что предметом экспорта может быть только «зеленый» или «желтый» водород. Производство «зеленого» водорода невозможно без развития ВИЭ. Производство «желтого» водорода на российских АЭС не актуально, поскольку существуют более экономичные и эффективные для условий России технические решения по использованию избыточной энергии реакторов АЭС в часы пониженного электропотребления, чем аккумулирование этой энергии в «желтом» водороде. Это, в частности, касается системы аккумулирования тепловой энергии (САТЫ) реактора и другие решения.
Так, по предложению ОАО «НПО ЦКТИ», в раздел КНТП «ТЭЦ нового поколения» должны быть включены НИОКР по создание газовой теплонасосной установки (ТНУ) на базе компрессоров и турбин авиадвигателей для использования на ТЭЦ и в городских котельных. Рабочим телом указанной ТНУ являются только сами охлаждаемые уходящие дымовые газы [12, 13]. Коэффициент преобразования энергии ТНУ при начальной (обратной) температуре нагреваемой сетевой воды 60 °C составляет, примерно, 2.9–3 [13], а с понижением обратной температуры сетевой воды возрастает. Такая ТНУ, позволяющая охлаждать уходящие дымовые газы до 30–35 °C на нужды теплоснабжения, предназначена для применения в газовых котельных и на ТЭЦ в ночные часы отопительного сезона (в часы несения малых электрических нагрузок) в порядке компенсации снижения тепловой мощности теплофикационных отборов паровых турбин в эти часы с использованием для привода ТНУ избыточной электроэнергии, вырабатываемой на АЭС и, возможно, на ТЭЦ. Данное решение является наиболее эффективным способом снижения расхода топлива на ТЭЦ и в котельных большинства крупных городов России в течение отопительного сезона. Кроме того, образовавшийся в ТНУ конденсат водяного пара может быть использован для подпитки теплосети, а охлажденные дымовые газы – ​для продувки теплиц в ночные часы отопительного сезона, что, помимо снижения расхода тепла на отопление теплиц, позволяет значительно повысить урожайность тепличных культур.
Таким образом, помимо повышения коэффициента использования теплоты топлива на 15–20 % в часы работы ТНУ, обеспечивается снижение затрат на водоподготовку, снижение отвода сточных вод системы водоочистки и выбросов СО2 в окружающую среду, а также значительное повышение урожайности выращиваемых в теплицах культур, т. е. реализуется безотходная схема комбинированной выработки энергии и другого товарного продукта, в данном случае – ​тепличных культур. Практический интерес представляют также исследования возможности изготовления газовых ТНУ с применением компрессоров и турбин авиадвигателей малой мощности, выработавших свой полетный ресурс. Приобретенные по цене металлолома, эти комплектующие перед переплавкой способны достаточно долго проработать в составе ТНУ, поскольку механические и тепловые нагрузки значительно ниже, чем в авиадвигателях.
Другой проект, предложенный ОАО «НПО ЦКТИ» для включения в раздел КНТП «ТЭЦ нового поколения», посвящен совершенствованию котлов-­утилизаторов (КУ) теплофикационных ПГУ путем установки блока дожигающих устройств и замены газового перегревателя пара низкого давления на водяной [14].
Актуальность проекта обусловлена тем, что по мере замены теплофикационных паротурбинных установок на теплофикационные ПГУ тепловая мощность теплофикационных отборов паровых турбин будет снижаться. В отопительный сезон потребуется выработка недостающей тепловой мощности на дополнительных источниках тепла, в качестве которых обычно используют водогрейные котлы. Предложенное решение обеспечивает работу ТЭЦ в широком диапазоне изменения тепловых нагрузок, практически без включения водогрейных котлов, выполняющих в данном случае роль резервных источников тепла, и позволяет существенно снизить удельные расходы топлива, а в схемах ПГУ с установкой ПТУ на одном отдельном валу – ​повысить коэффициент использования установленной мощности, особенно, в холодный период. Предлагаемые технические и схемные решения изложены в [10, 11]. В статье [10] на примере ПГУ‑450Т, разработанной для условий эксплуатации в открытой системе теплоснабжения Санкт-­Петербурга. показана принципиальная возможность осуществления предложенной модернизации комплектного КУ с барабаном н. д., надстроенным деаэратором (проект Пр‑228/47–7,86/0,62–515/230) без внесения изменений в конструкцию паровой турбины этой ПГУ. Модернизация существующих или изготовление новых усовершенствованных котлов-­утилизаторов не требует применения ­каких-либо новых (труднодоступных, неосвоенных) производственных технологий, оборудования и оснастки. Важным свой­ством данного решения является также то, что применение БДУ позволяет повысить содержание водяного пара в уходящих из котлов газов, что позволяет повысить эффективность применения вышеуказанной газовой ТНУ.
Еще одно предложение НПО «ЦКТИ» относится к проекту (разделу) КНТП «ТЭС на углекислотном рабочем теле». Углекислотные энергоустановки (СО2-ЭУ) – ​это перспективное направление развития тепловой энергетики, как в плане повышения тепловой эффективности и снижения расхода топлива, так и с точки зрения снижения выбросов СО2 в окружающую среду. В результате реализации данного проекта в КНТП предполагается спроектировать и построить ­кислородно-­топливную и утилизационную пилотные опытно-­промышленные СО2-ЭУ, обе мощностью 50 МВт, при этом утилизационная СО2-ЭУ должна стать частью создаваемой опытно-­промышленной установки комбинированного цикла с неназванной ГТУ. Изготовление опытного оборудования, проектирование, создание опытно-­промышленных установок и проведение пилотной эксплуатации запланировано осуществить в срок до 2027 г., при этом основное внимание в КНТП уделено ­кислородно-­топливной СО2-ЭУ, реализующей цикл Аллама. Освоение производства и проведение полного цикла пилотной эксплуатации (т. е. ввод в промышленную эксплуатацию) первых серийных образцов основного энергетического оборудования референтных энергоблоков с циклом Аллама мощностью 255 и 420 МВт должны быть осуществлены до 2035 г. [10].
Кроме того, на заседании № 19 (2) от 23 ноября 2022 г, Совета 20 «Б» РАН было принято решение поддержать в целом разработку комплексного научно-­технического проекта полного инновационного цикла «Создание бескомпрессорной парогазовой установки с внутрицикловым улавливанием CO2 в жидкой фазе (ТЭЦ без выбросов)», предусматривающего создание отечественной опытной парогазотурбинной установки мощностью 60 МВт и ее опытно-­промышленную отработку в срок до 2030 г с обеспечением дальнейшего проектирования высокоэкономичных климатически нейтральных энергетических установок большой мощности 600 МВт и 1200 МВт.
Не вдаваясь в дискуссию относительно достоверности заявленных показателей бескомпрессорной ПГУ, ее надежности и эффективности, особенно, применительно к использованию в городских ТЭЦ (это – ​тема отдельной статьи) и не подвергая сомнению научную и практическую значимость исследований по созданию ­кислородно-­топливных СО2-ЭУ, реализующих цикл Аллама, мы полагаем, что дистанция, которую предстоит пройти на пути от предварительных проработок и исследований до ввода в опытно- промышленную эксплуатацию пилотной СО2-ЭУ данного типа сразу мощностью 50 МВт слишком велика, особенно для заявленных сроков реализации проекта, в силу его сложности и технологической неготовности потенциальных российских индустриальных партнеров. Для сокращения материальных и временных затрат необходимо, в первую очередь, создать опытно-­демонстрационную (ОД) СО2-ЭУ малой мощности с непрямым подводом тепла в цикл с возможностью моделирования различных первичных источников тепла: котлов-­утилизаторов (КУ), котлов, работающих на органическом топливе, атомных реакторов на быстрых нейтронах малой мощности, солнечных концентраторов. Причем моделирование КУ должно осуществляться в соответствии с параметрами выхлопных газов конкретной отечественной ГТУ малой мощности, например, ГТЭ16ПА2 или ГТЭ‑25ПА разработки АО «ОДК-Аваиадвигатель». Такой подход был реализован в США, где помимо ОД СО2-ЭУ, реализующей цикла Аллама, была построена и введена в опытно-­промышленную эксплуатацию ОД СО2-ЭУ с непрямым подводом тепла в цикл мощностью 10 МВт с весьма широкой вариативностью моделирования.
Создание ОД СО2-ЭУ включает в себя строительство, по меньшей мере, двух стендов: стенда для испытаний и отладки теплообменных модулей (ТОМ) рекуператоров и стенда для испытаний компрессорного оборудования, а также разработку и постановку на экспортно-­ориентированное производство оборудования силовой части СО2-ЭУ минимальной мощности, при которой сохранялся бы высокий коммерческий потенциал, т. е. мощностью порядка 12–18 МВт. По прогнозам зарубежных источников наибольшим спросом будет пользоваться оборудование СО2-ЭУ малой мощности для солнечных электростанций с солнечными концентраторами. Состояние вопроса на конец 2021 г. по данным зарубежных источников изложено в статье ОАО «НПО ЦКТИ» [16].
Основным назначением ОД СО2-ЭУ является проведение испытаний всех видов – ​гарантийных, демонстрационных и др., связанных с отработкой различных вопросов по технологии эксплуатации и выбору проектно-­конструкторских решений, инвариантных по отношению к типоразмеру и виду создаваемой СО2-ЭУ. К числу таковых относятся вопросы выбора конструкторско-­компоновочных и технических решений по исключению утечек циклового СО2 в окружающую среду (в частности, вопросы, касающиеся исполнения органов регулирования, инкапсулированных в герметичный контур СО2-ЭУ вместе с приводными электродвигателями), кинематических схем, включая установку турбин и компрессоров на одном валу, выбора подшипников и способов их охлаждения и т. д. Ожидаемый результат реализации проекта ОД СО2-ЭУ – ​накопление знаний, верифицированных методик расчетов, экспериментально проверенных и отлаженных технических решений и конструкций и, главное, освоение технологий серийного производства комплектующих CО2-ЭУ, т. е. формирование компетенций, обеспечивающих достижение коммерчески значимого результата в ближайшей перспективе и позволяющих в будущем разработать и освоить производство оборудования СО2-ЭУ более высокой мощности с применением ­кислородно-­топливных технологий, также с гарантированным достижением коммерчески значимого результата.
Следует также отметить, что НИОКР по разработке ТОМ рекуператоров и стенда для испытаний ТОМ является неотъемлемой частью начальных этапов разработки высокотемпературных СО2-ЭУ любых видов, поскольку рекуператоры являются наиболее металлоемким и дорогостоящим теплообменным оборудованием, характеристики которого во многом определяют КПД, надежность и ресурс создаваемой установки, более, чем на 80 % определяют её металлоемкость и более, чем на 60 % – ​её стоимость. ОАО «НПО ЦКТИ» располагает необходимым заделом благодаря опыту предшествующих разработок СО2-ЭУ с непрямым подводом тепла и готово к участию в выполнении этих НИОКР в качестве головного исполнителя.
Еще одно предложенное ОАО «НПО ЦКТИ» дополнение в КНТП относится к разделу (проекту) КНТП «Теплоутилизационная установка на промышленных предприятиях с бестопливным производством электроэнергии (бестопливная генерация на основе использования вторичных энергоресурсов)» («Теплоутилизационные энергокомплексы») [10,11]. Проект посвящен исследованиям и разработке утилизационных тепловых энергоустановок (ЭУ), использующих органические рабочие тела (ОРТ), преимущественно, фторуглеводороды. Главное достоинство этих установок – ​высокая тепловая эффективность, зачастую более высокая, чем у пароводяных утилизационных ЭУ при малых мощностях или низких температурах источников тепла.
В качестве основного объекта внедрения рассматриваются газоперекачивающие станции (ГКС) ПАО «Газпром» [10]. При этом, помимо автономного электроснабжения на покрытие производственных и бытовых собственных нужд (СН) ГКС ставится задача уменьшить расход природного газа на его транспортировку путем использования вырабатываемой в утилизационной ЭУ электроэнергии для привода компрессора газоперекачивающего агрегата (ГПА) [17].
Не подвергая сомнению перспективность использования ЭУ с ОРТ на промышленных предприятиях для бестопливной выработки электроэнергии на тепле располагаемых вторичных энергоресурсов, необходимо отметить, что идея применения ЭУ с ОРТ на линейных газокомпрессорных станциях (ГКС) «Газпрома», тем более, на удаленных ГКС, не представляется бесспорной. Возражения следующие:
Появление дополнительных расходных материалов – ​фторуглеродов и, соответственно, дополнительных затрат на их приобретение, доставку и хранение, а также на вывоз тары.
Высокая стоимость фторуглеродного энергокомплекса в целом.
Необходимость освоения импортозамещающих производств термостойких ОРТ, а также разработки и постановки на серийное производство нового оборудования энергокомплекса.
Автономное электроснабжение ГКС – ​это главная задача. Электропотребление на газокомпрессорных станциях не превышает 10 % мощности ГПА, а в среднем примерно в 3 раза меньше. Выработка большей электрической мощности за счет повышения тепловой эффективности ЭУ не столь необходима, хотя, безусловно, полезна, но лишь постольку, поскольку позволит снизить расход топлива на компримирование природного газа. Важно только, чтобы увеличение эксплуатационных затрат от использования ОРТ, связанных с производством, доставкой и хранением ОРТ, не превысило экономию затрат от снижения расход природного газа в ГТД ГПА – ​как в стоимостном, так и натуральном выражении.
Однако расчетные показатели тепловой эффективности ЭУ на октафторциклобутане (RС‑318), приведенные в статье [17] «Перспектива внедрения фторуглеродов в качестве рабочих тел электрогенерирующих установок в системах утилизации теплоты продуктов сгорания», вызывают вопросы. Показатели данной ЭУ представляются сильно завышенными вследствие принятых не вполне достоверных исходных допущений, к числу которых относятся следующие:
нереально высокие исходные значения КПД турбин, насосов, электрогенератора, приводных электродвигателей;
не учтены потери в частотных преобразователях с учетом необходимости генерации переменного тока для СН ГКС и на привод компрессора с разными частотами (3000 и 5300 мин‑1);
не учтены потери давления в КУ, рекуператорах, конденсаторе и гидравлических связях (они приняты равными нулю),
нереально низкие температурные напоры на холодных концах рекуператоров и в конденсаторе.
Только в результате обнуления потерь давления в схеме ЭУ и занижения температурных напоров в конденсаторе степень расширения в турбинах оказалась завышенной более, чем в 1,4 раза. При этом приведенная в [17] принципиальная тепловая схема не предусматривает утилизацию отводимого из цикла тепла на нужды теплоснабжения ГКС (т. е. когенерация тепловой и электрической энергии отсутствует).
Таким образом, идея применения ЭУ с ОРТ на линейных газокомпрессорных станциях «Газпрома», тем более, на удаленных ГКС, для их автономного электроснабжения, не представляется доказанной с разных точек зрения и нуждается в обосновании, в том числе, в сравнении с ­какими-либо другими, более простыми в реализации и более надежными агрегатами. Таковыми могут оказаться предложенные ранее ОАО «НПО ЦКТИ» модульные утилизационные турбоустановки (УТУ) для автономного электроснабжения ГКС, использующие в качестве рабочего тела атмосферный воздух [18] либо выхлопные газы приводных газотурбинных двигателей (ГТД) газоперекачивающих агрегатов (ГПА) [19]. По обоим указанным вариантам еще в 2016 г. от руководства ООО «Газпром трансгаз Санкт-­Петербург» было получено положительное заключение, где была отмечена их перспективность «в качестве конкурентной альтернативы энергоустановкам на ОРТ».
Упрощенная принципиальная схема утилизационные турбоустановки в варианте с использованием в качестве рабочего тела выхлопных газов ГТД [19] приведена на рис. 1.

Рис. 1. Схема модульной утилизационной турбоустановки (УТУ)
для автономного электроснабжения газокомпрессорных станций

Повышение мощности силовой турбины ГТД обеспечивается созданием разряжения за силовой турбиной ГТД дымососом 6. Обороты вала с ротором турбогенератора 1 поддерживаются на постоянном уровне 50 Гц регулируемой подачей электропитания на привод дымососа 6 через регулятор 13 оборотов дымососа.
Исходные данные для расчета показателей данной установки следующие:
– внутренние относительные КПД: участка перерасширения силовой турбины ГТД и турбины перерасширения 2–0.92, КУГ4–0.86, дымососа 6–0.84;
– КПД турбогенератора 1–0.97, КПД электропривода дымососа 6–0.94;
– относительные потери давления в каждом газоохладителе (ГО 3 и ОУГ 5) – ​2 %, в газоходах между выхлопом силовой турбины ГТД 1 и оборудованием УТУ (ГТП 2 и УОГ 5) – ​0,5 %;
– температурные напоры на холодных концах газоохладителей – ​20 °C.
Газовое топливо – ​метан, низшая удельная теплотворная способность 50 МДж/кг. Расчет состава выхлопных газов произведен по РТМ 108.022.11–83 «Установки газотурбинные и парогазовые. Расчет и проектирование камер сгорания».
Расчеты показывают, что если в качестве ГТД ГПА будет использоваться ГТЭ‑25П (разработка ОАО «Авиадвигатель», серийное производство ОАО «Пермский моторный завод») с расходом и температурой выхлопных газов 79,6 кг/с и 488 °C [20], то при охлаждении газов перед КВГ 4 до плюс 35 °C, 10 %-ном байпасе выхлопных газов в обход турбокомпрессорного блока 2–4 и при отпуске 1,2 МВт электроэнергии 50 Гц потребителям ГКС, выработка избыточной электрической мощности, расходуемой на привод дымососа 6, составит 2,15 МВт, что позволит повысить мощность ГТД ГПА на 3,2 МВт, или на 12,5 % с возможностью отпуска тепла на нужды теплоснабжения ГКС без внесения ­каких-либо изменений в конструкцию или кинематическую схему ГПА и исключительно за счет утилизации теплоты выхлопных газов ГТД ГПА, без дополнительного расхода топлива и ­каких-либо иных расходных материалов.
Следует отметить, что представленная на рис. 1 принципиальная схема является упрощенной и приведена только для пояснения принципа действия предлагаемой утилизационной турбоустановки, отличающейся от ЭУ с ОРТ простотой, меньшими временными и материальными затратами на НИОКР, изготовление, монтаж и ввод в эксплуатацию, отсутствием импортных комплектующих и расходных материалов (ОРТ), что позволяет надеяться, в итоге, на снижение капитальных и эксплуатационных затрат, особенно, при использовании на отдаленных линейных ГКС, работающих в условиях холодного климата.

Выводы

В сложившихся условиях необходимо преобразовать реальный сектор экономики таким образом, чтобы значительная часть производства работала на внутренний рынок, в том числе, путем перехода от экспорта сырья, в частности, природного газа, к производству продукции переработки, востребованной на внутреннем рынке.
Идея формирования экспортно-­ориентированного производства водорода из природного газа не состоятельна. Водород производят из ископаемых углеводородов исключительно на местах его потребления (на нефтеперерабатывающих и нефтехимических завода), поскольку затраты на хранение и транспортировку водорода слишком велики и приводят к повышению себестоимости конечной продукции. Мировое сообщество готово пойти на эти дополнительные затраты только в том случае, если привозной водород будет получен без возникновения углеродного следа, т. е. путем электролиза воды с использованием либо электроэнергии, вырабатываемой на ВИЭ («зеленый» водород), либо избыточной электроэнергии, вырабатываемой на АЭС в часы несения малых нагрузок («желтый» водород). Производство «зеленого» водорода невозможно без развития ВИЭ. Производство «желтого» водорода на российских АЭС не актуально, поскольку существуют более экономичные и эффективные для условий России технические решения по использованию избыточной энергии реакторов АЭС в часы пониженного электропотребления.
Развитие энергетики не может происходить в отрыве от развития всей промышленности в целом, определяющей как рост электропотребления в стране, так и технологические возможности энергомашиностроительной отрасли. Импортозамещение даже одного инновационного продукта, например, энергетической ГТУ большой мощности, требует реализации целого комплекса программ разработки и выпуска как самого продукта, так и недостающего технологического оборудования, позволяющего сделать его производство рентабельным, включая, при необходимости, строительство новых государственных предприятий.
В существующих условиях реализация КНТП «Энергетика большой мощности нового поколения» практически осуществима только в рамках общего плана реализации инновационных проектов в энергомашиностроительной и смежных с ней отраслях.
Оптимизация использования государственных инвестиций должна производиться исходя из минимизации сроков возврата с учетом «косвенных» экономических эффектов, на основе построения балансовых моделей «затраты – ​выпуск» и использования современных методов макроэкономического планирования и прогнозирования.
В числе общих задач КНТП предусмотреть проработку механизма привлечения всех профильных предприятий и организаций, имеющих наработки по альтернативным инновационным проектам, к проведению их доработки до уровня технического проекта с целью получения более объективной оценки приоритетности и критичности в процессе их отбора на включение в план реализации.
В разделы (комплексные проекты) КНТП «ТЭЦ нового поколения» и «Теплоутилизационные энергокомплексы» включить НИОКР по разработке технических проектов по трем приведенным в статье альтернативным темам для последующего участия в отборе на включение в план реализации на конкурентной основе. В комплексном проекте «ТЭС на углекислотном рабочем теле» предусмотреть выполнение НИОКР по созданию опытно-­демонстрационной СО2-ЭУ малой мощности (12–18 МВт) с непрямым подводом тепла в цикл с возможностью моделирования различных первичных источников тепла, включая создание стендов для испытаний и отладки теплообменных модулей рекуператоров и для испытаний компрессорного оборудования в качестве начального этапа НИОКР по созданию ­кислородно-­топливной опытно-­промышленной СО2-ЭУ, реализующей цикл Аллама.