Если посмотреть годовые отчёты «Иркутскэнерго» за последние пять лет, можно прийти к выводу: пусть значительная часть инвестиций компании расходуется на обеспечение надёжной работы оборудования, затраты на эффективные и окупаемые проекты постоянно растут. Например, в 2014 году они превысили 962 млн рублей, или 22% общих капитальных вложений. А в 2015 году, несмотря на кризис в национальной экономике, на их долю приходится около четверти всех затрат, или, говоря языком абсолютных цифр, 1 млрд рублей. 

Мегаватты на угле

«Все крупные проекты на слуху, о них говорили довольно много и часто», – замечает директор по стратегии и развитию «Иркутскэнерго» Дмитрий Шумеев. Один из первых, если брать сроки реализации, – строительство градирни № 4 на ТЭЦ-11 в Усолье-Сибирском, выполненное в 2011–2013 годах. Он обошёлся компании в 275 млн рублей – такова цена за то, что удалось не только снять существовавшие ранее ограничения на выдачу мощности станции, но и увеличить её на 120 МВт. 

Если брать лишь эту цифру, то эффект от переноса турбины Р-50 с Усть-Илимской ТЭЦ на Ново-Иркутскую  кажется не столь масштабным – прибавка составила 53 МВт. 

Но, во-первых, сама по себе инженерная задача, стоявшая перед теми, кто реализовывал проект, была сложнее: нужно было демонтировать агрегат, который долгое время не эксплуатировался, что было сопряжено с разборкой части конструкций машинного зала на станции в Усть-Илимске, перевезти его по железной дороге почти за 1500 км до Иркутска, доставить на многотонном грузовике и установить на новом месте. Все работы на двух ТЭЦ при этом выполнялись без остановки других действующих агрегатов. Во-вторых, потребности областного центра в электроэнергии существенно выше и постоянно растут, создавая значительную нагрузку на генерирующее оборудование. 

В-третьих, инвестиции оказались существенно больше – свыше 496 млн рублей, если не считать затраты на проектные работы. После запуска шестой турбины, состоявшегося 18 декабря 2013 года, Ново-Иркутская ТЭЦ по установленной мощности обогнала Иркутскую ГЭС: 708 МВт и 662,4 МВт соответственно. При этом новый агрегат вырабатывает электроэнергию в наиболее экономически эффективном теплофикационном режиме, что позволяет максимизировать прибыль на оптовом рынке. 

Завершённая в том же году реконструкция турбины ПТ-80 со станционным номером 2 на Ново-Зиминской ТЭЦ позволила увеличить её мощность на 20 МВт. «Передачу тепловой нагрузки с ТЭЦ-1 на ТЭЦ-9 отчасти тоже можно считать проектом, связанным с модернизацией: мы обновляем теплосетевое хозяйство, увеличиваем его пропускную способность, реализуем целую массу технических решений, благодаря которым повышается манёвренность паровых котлов», – добавляет собеседник «Сибирского энергетика». К его воплощению приступили в 2013 году, во время очередного капитального ремонта обновив три котла «девятки», чтобы расширить диапазон нагрузок, которые они могут принять. Проект реализуют в два этапа: на первом будет произведена передача потребления в горячей воде, на втором – в паре. «Пар – это более сложная задача, решение которой требует большего объёма инвестиций, – поясняет Шумеев. – Тем не менее в 2015 году мы заканчиваем технико-экономическое обоснование второго этапа проекта. Рассматриваем несколько альтернативных вариантов, сводящихся к тому, что нагрузку возьмёт на себя ТЭЦ-9, а ТЭЦ-1 останется, скажем так, в качестве насосной станции». Стоимость всего проекта оценивается примерно 1 млрд рублей, завершить его полностью планируют в 2018 году. Срок окупаемости, согласно информации из отчёта «Иркутскэнерго» за 2014 год, составляет около 10 лет. Проект в любом случае является эффективным, но если на уровне правительства России будет принято решение о создании рынка долгосрочных резервов – необходимых для устойчивого функционирования энергосистемы генерирующих мощностей, которые в силу дороговизны эксплуатации не демонтируют, а консервируют, – то с экономической точки зрения он окажется ещё более привлекательным. 

Меньше воды, больше электричества

«Конечно,
в трудную годину все стараются меньше тратить, но экономии на эффективных проектах не будет», – говорит Дмитрий Шумеев

Модернизация не обошла стороной и гидравлические мощности Ангарского каскада. Первый шаг был предпринят ещё 11 лет назад: в 2004 году было принято решение о замене рабочих колёс на шести гидроагрегатах Братской ГЭС, в ходе строительства станции запущенных первыми. Первое установили в марте 2007 года, последнее – в декабре 2010-го. Замена рабочих колёс обошлась в 580 млн рублей (по действовавшим в те времена ценам), а за счёт их более высокого КПД (95,2% против 88,1% у старого оборудования) выработка станции увеличилась на 700 млн кВт-ч в год. Проект получил продолжение, когда в сентябре 2011 года АО «ЕвроСибЭнерго» подписало контракт с Voith Hydro о поставке ещё шести рабочих колёс. Первое из них поступило на станцию в конце февраля 2014 года, а гидроагрегат, оснащённый им, ввели в эксплуатацию в четвёртом квартале того же года. Завершение работ по проекту, на реализацию которого  планируют затратить более 1 млрд рублей, намечено на 2017 год. Согласно прогнозам, прибавка к выработке Братской ГЭС при неизменных сбросных расходах после этого составит 500–600 млн кВт-ч. «Эффект от того, что мы используем новое оборудование, есть всегда, – подчёркивает директор по стратегии и развитию «Иркутскэнерго». – Нужно понимать, что службы, отвечающие за загрузку гидроагрегатов, стараются держать «в базе» те из них, на которых заменены рабочие колёса». 

Между тем ещё в 2014 году с ОАО «Силовые машины» был заключён договор на поставку оборудования для реконструкции четырёх гидроагрегатов Усть-Илимской ГЭС. Новые рабочие колёса для них изготовит Ленинградский металлический завод. Первое из них должны поставить на станцию в 2016 году, а в 2017-м, как ожидается, будет завершён монтаж последнего. Инвестиции в проект превышают 600 млн рублей. Эти затраты окупятся менее чем за семь лет: замена рабочих колёс позволит повысить коэффициент полезного действия всех гидроагрегатов Усть-Илимской ГЭС, что даст ежегодную прибавку к выработке почти в 385 млн кВт-ч. 

Проанализировав накопленный опыт, в компании пришли к выводу, что подобный проект целесообразно реализовать на Иркутской ГЭС. «Отличие в том, что мы хотим воплотить более интересную и масштабную задумку – заменить не только металлическую часть, то есть рабочие колёса, но и электрогенераторы, – отмечает Шумеев. – Поэтому инвестиции получаются больше, а экономика – сложнее. Но мы решили попробовать взяться за проект, несмотря на кризис: есть гипотеза, что производители в сложных экономических условиях страдают от сокращения заказов». В связи с этим было решено уточнить финансовые прогнозы по необходимым затратам, так что энергетики объявили открытый запрос предложений на поставку гидросилового оборудования. Извещение о торгах появилось 30 октября 2015 года, заявки на участие в них принимаются до 31 декабря. Предложения участников рассмотрят в конце января 2016 года, а итоги планируют подвести 5 апреля. 

Инвестиционные проекты ПАО «Иркутскэнерго»
по модернизации генерирующих мощностей

«Мы решили посмотреть абсолютно новое для нас оборудование – пропеллерные гидротурбины, – продолжает директор по стратегии и развитию «Иркутскэнерго». – Если упрощать, то они выглядят как увеличенный винт лодочного мотора. Они, с одной стороны, дешевле, с другой – имеют определённые недостатки: небольшой оптимальный диапазон, при выходе из которого КПД быстро падает. Тем не менее четыре такие машины могут стоять «в базе». По условиям конкурса номинальная мощность одной такой турбины для Иркутской ГЭС должна быть не менее 102 МВт при средневзвешенном коэффициенте полезного действия как минимум 93,5%, а максимальном – 94%. Минимальный КПД генератора при этом должен составлять 98%. Предполагается, что модернизация половины – четырёх из восьми – гидроагрегатов позволит увеличить установленную мощность станции на 70 МВт, а выработку – на 200 млн кВт-ч в год. Цена вопроса – около 3 млрд рублей. В том случае, если будет принято решение о реализации этого проекта, замену гидроагрегатов планируют произвести в 2018–2021 годах. 

Между тем расходы на ту часть инвестиционной программы «Иркутскэнерго», которая касается повышения эффективности генерирующего оборудования, в 2016 году сокращать не намерены. Они по-прежнему останутся на уровне 1 млрд рублей, или 25–30% всех затрат. «Конечно, в трудную годину все стараются меньше тратить, но экономии на эффективных проектах не будет, – резюмирует Шумеев. – Реализация всего, за что мы взялись раньше, будет продолжена».