Север как испытание

Увеличение отправок экспорта через порты и погранпереходы Дальнего Востока потребовал не только продолжения реконструкции железнодорожной инфраструктуры, но и решения задач с локомотивной тягой. Нужно было не только пополнять под рост перевозок число локомотивов, но и обновить технику новыми сериями, способными эффективно работать в местных условиях.

На БАМе основу парка в магистральном грузовом движении составляли тепловозы 2ТЭ10 и 3ТЭ10 советского производства. Машины в своё время проходили заводскую модернизацию, однако общий ресурс у них подходит к предельному сроку. К тому же наращивать провозную способность магистрали за счет увеличения веса поезда с ними было проблематично.

Если на Транссибе электровозный парк Дальневосточной магистрали за последние десятилетия полностью обновили локомотивами серии 2ЭС5К и 3ЭС5К «Ермак», способными обеспечивать повышенные весовые нормы, то на БАМе темпы перевооружения шли далеко не столь активными темпами.

Первоначально предполагалось, что на замену 3ТЭ10 придут тепловозы 2ТЭ25А «Витязь», выпуск которых наладил Брянский машиностроительный завод (входит в «Трансмашхолдинг»). При практически одинаковой скорости движения «Витязь» может перевозить больше, при этом расходуя меньше дизтоплива. В 2011 году состоялась экспериментальная поездка 2ТЭ25А на всем протяжении БАМа от Тайшета до Ванино. Тепловоз провел состав весом 6000 т, тогда как максимальная весовая норма с локомотивами 3ТЭ10 была 5600 т.

Экспериментальная поездка 2ТЭ25А Тайшета до Ванино – вес состава 6 000 тонн. фото: Павел Усов

«Витязи» поступали в эксплуатационное локомотивное депо Тында в 2012-2015 годах. Более 50 тепловозов данной серии начали обеспечивать движение на участках Тында – Хани, Нерюнгри – Тында – Штурм.

Хотя в сравнении с 3ТЭ10МК (модернизированная версия ТЭ10) «Витязи» оказались более мощными машинами, у них был выявлен ряд недостатков, влиявших на надежность работы. Отчасти сказался тот факт, что 2ТЭ25А проектировался не для Байкало-Амурской магистрали: первый локомотив поступил на Московскую железную дорогу.

Кроме того, тепловоз не мог в полной мере развить свой скоростной потенциал. Машина создавалась для работы на сравнительно равнинной местности. БАМ же изобилует кривыми участками пути, в том числе малого радиуса, крутыми уклонами, где для проведения поезда порой приходится применять подталкивающий локомотив. Разрешенная скорость грузового движения кое-где не превышает 60 км/ч, что ограничивает тяговые возможности тепловоза в эксплуатационном скоростном диапазоне.

Грузовой состав с контейнерами на виадуке «Чертов Мост» через реку Итыкит в районе Северомуйского тоннеля. фото: ОАО «РЖД»

«Если бы тепловоз создавался целенаправленно для условий севера, в нем были заложены более жесткие условия эксплуатации. Поэтому, когда «Витязи» стали поступать на БАМ, сразу столкнулись с конструктивными недоработками», – вспоминал один из представителей локомотивного хозяйства.

Для повышения надежности «Витязям» понадобилась дополнительная модернизация. Эти локомотивы продолжают эксплуатировать на Дальневосточной магистрали, но их относительно размеров движения немного – производство «Витязей» по ряду причин было остановлено.

В качестве еще одного варианта рассматривалось применение на БАМе тепловоза 2ТЭ25КМ. Он выпускается с 2014 года, но на ДВЖД стал поступать несколько лет назад. Часть техники была передислоцирована с таких железных дорог, как Северо-Кавказская и Приволжская. Однако на Дальнем Востоке двухсекционные 2ТЭ25КМ не везде показали себя эффективно. На БАМе из-за низких температур у них возникали проблемы с аккумуляторной батареей, теплообменниками, водомасляным охладителем. Поэтому с учетом замечаний приходилось вносить конструкционные изменения.

Сервисное локомотивной депо Тында-Северная («ЛокоТех»). Локомотивы 3ТЭ10Мк, 2ТЭ10МК и 2ТЭ25А. фото: ОАО «РЖД»

В настоящее время данный локомотив используется в основном на участках подталкивания, а также в вывозной работе на небольших расстояниях. Вместе с тем рассматриваются поставки 2ТЭ25КМ для локомотивного депо Уссурийск, которое обслуживает неэлектрифицированные участки пути в Приморье, в том числе к погранпереходам с Китаем, где иные условия эксплуатации.

Проблемы с новой техникой возникали не только на БАМе. Специально для Сахалина Людиновским тепловозостроительным заводом был спроектирован локомотив ТГ16М. Предполагалось, что после завершения перешивки островной магистрали с японской на общероссийскую ширину колеи (с 1067 мм на 1520 мм) этот тепловоз продолжит работу на острове – конструкция машины допускала раздвижку колесных пар.

Эксплуатация на Сахалине, где циклоны с обильными осадками и шторма – не редкость, стала настоящим вызовом для новых локомотивов. Например, проблемы возникали с герметичностью кабины машиниста. Приходилось дорабатывать конструкцию системы пескоподачи, поскольку при определенном снежном покрове песочные трубы обрывались о запрессованный снег. А песочные форсунки, в которых из-за высокой влажности образовывался конденсат, что приводило к застою песка, заменили на проверенные в эксплуатации форсунки старого образца.

Грузовой состав с локомотивом ТГ6М на Сахалине. фото: ОАО «РЖД»

Ряд недостатков нужно было устранять по дизелю и другим узлам локомотива. В конце концов проект тепловоза ТГ16М закрыли. Сегодня на Сахалине курсируют поезда с локомотивами серии 2М62, выпускавшимися в стране с начала 1970-х. 

Новая смена

Многообещающим стало появление трехсекционного тепловоза 3ТЭ25К2М. Локомотив родственен 2ТЭ25КМ, но основное его отличие заключалось в применении более современного и мощного дизельного двигателя GEVO V12 американского производства. К тому моменту уже стало понятно, что весовые нормы в 6000 т не удовлетворяют потребностям грузоотправителей, необходимо их повышать до 7100 т. Локомотив 3ТЭ25К2М, обладающий с поосным регулированием силы тяги, с этой задачей справился.

«Нам эксплуатационникам нужно, чтобы тепловоз был мощный, надежный, дизель-генераторная установка у него стабильно выдавала максимальную мощность достаточно в долгом режиме. General Eleсtric зарекомендовал себя мощным дизелем, о чем свидетельствует и работа тепловозного парка Железных дорог Якутии, где он используется (тепловозы 2ТЭ10, находящиеся на балансе ЖДЯ, проходили модернизацию по технологии с установкой американского дизеля – прим. ред.)», – поясняли в Дальневосточной дирекции тяги ОАО «РЖД».

Грузовые составы с локомотивом 3ТЭ25К2м у Кузнецовского тоннеля. фото: ОАО «РЖД»

С 2019 года локомотив 3ТЭ25К2М эксплуатируется на таких направлениях, как Верхнезейск (Улак) – Новый Ургал – Комсомольск, Волочаевка-2 – Комсомольск, Комсомольск – Ванино. Не сегодня свыше 110 тепловозов этой серии приписаны к локомотивному депо Комсомольск-на-Амуре.

Между тем в 2022 году остро встал вопрос с импортозамещением, что привело к отказу РЖД от дальнейших закупок локомотива с американским дизелем.

На базе технических решений 3ТЭ25К2М Брянский машиностроительный завод создал с отечественными комплектующими тепловоз 3ТЭ28. В частности, в машине применен усовершенствованный российский дизель-генератор 18-9ДГМ. Эксплуатационные возможности 3ТЭ25К2М и 3ТЭ28 одинаковы и позволяют им обеспечить вождение составов повышенной массой в природных условиях Дальнего Востока и Сибири, информировал производитель.

Локомотив 3ТЭ28 в сервисном локомотивном депо Тында-Северная («ЛокоТех») фото ОАО РЖД фото: ОАО «РЖД»

В начале 2024 года началась обкатка тепловозов 3ТЭ28 на участке Новая Чара – Тында. По итогам первых месяцев работы коэффициент локомотивов оказался почти на 60% выше, чем у используемых на этом же полигоне 3ТЭ10МК. Новый тепловоз так же показал более высокую среднесуточную производительность и пробег при снижении удельного расхода топлива.

Опять-таки в условиях сурового климата у машины выявлялись разного рода недоработки. Например, на всех эксплуатируемых локомотивах было проведено утепление кабины машиниста, герметизация крышевых блоков, повышена надежность работы дизель-генераторной установки. Свои предложения для улучшения конструкции 3ТЭ28 подготовили локомотивные бригады.

Как сообщили EastRussia в пресс-службе ДВЖД, к ноябрю в эксплуатационное локомотивное депо Тында поступили 22 тепловоза серии 3ТЭ28, до конца года придет еще 7 единиц техники. В следующем году поставки должны возрасти почти вдвое, до 56 тепловозов.

С учетом увеличения парка завершается первая очередь реконструкции ремонтного локомотивного депо Тында-Северная. Обновлённое предприятие станет одним из ключевых в процессе эксплуатации локомотивов на БАМе, обеспечивая их качественный ремонт и обслуживание, отмечают железнодорожники. 

Путь к сердцу тепловоза

Отсутствие в настоящий момент современного дизельного двигателя является, пожалуй, наиболее главной проблемой российского тепловозостроения. «Несмотря на то, что поставляются новые локомотивы, мы должны понимать, что там находится дизель, который был разработан в прошлом веке – так называемый Д49», – ранее подчеркивал замглавы РЖД – начальник Дирекции тяги Дмитрий Пегов.

Юбилейный  дизель-генератор 18-9ДГМ №100. фото: АО «Коломенский завод»

Действительно, дизель-генератор 18-9ДГМ, установленный на 3ТЭ28, – глубоко модернизированная версия в линейке двигателей Д49. С середины 2000-х Д49 массово устанавливались РЖД при проведении капитально-восстановительного ремонта локомотивам 2ТЭ10 и 3ТЭ10. Кроме энергосбережения и улучшения условий труда локомотивной бригаде, замена агрегата позволила повысить межремонтные сроки тепловоза, уменьшить простой на плановых видах ремонта.

Правда, проведенные в свое время на Дальнем Востоке сравнительные испытания модернизированного 3ТЭ10 с аналогичным тепловозом, который был обновлен по технологии General Electric с использованием силового модуля Super Skid, показали, что «американец» имеет определенные преимущества – он мощнее, а при одинаковой весовой норме поезда более экономичный по расходу топлива и масла.

Впрочем, с того времени немало средств было инвестировано в развитие отечественного двигателестроения. К настоящему времени разработаны абсолютно новые комплекты дизельных двигателей большой мощности, которые предварительно показали хорошие эксплуатационные характеристики, заверил первый заместитель гендиректора «Трансмашхолдинга» (ТМХ) Александр Морозов.

«Мы готовим сейчас серийное производство. Обещали Минпромторгу, что с 2025 года будем запускать отдельные модели по графику», – рассказал он.

Тем временем для БАМа создается еще одна перспективная модель тепловоза – локомотив 2ТЭ35А. Над ним работают предприятия, входящие в группу «Синара». Изготовитель обещает, что двухсекционный 2ТЭ35А сможет проводить составы-семитысячники, как это делает сегодня локомотив из трех секций. На данном тепловозе предусмотрена двухдизельная система 16ДМ-185Т, причем его тяговые характеристики будут усилены асинхронным тяговым приводом. 

Играть вдолгую

Локомотивостроители заявляют о готовности продолжать работу над инновациями, но указывают на ключевую проблему, которая сужает возможности отрасли, – короткий горизонт контрактации по линии основного заказчика.

Сегодня предприятия железнодорожного машиностроения зачастую не имеют от РЖД сформированного долгосрочного графика заказов. Как правило, договор на поставку техники совершается в рамках инвестпрограммы монополии на один год, причем не редко о конкретном объеме становится известно поставщикам лишь в конце предшествующего года.

Грузовой состав на перегоне Северомуйск-Аркум. фото ОАО «РЖД»

Сложность заключается в том, что многие поставщики компонентов для производителей конечного продукта – это сравнительно небольшие компании, которые осторожно оценивают экономические риски. Инвестировать в свое производство, не подтвержденное твердыми заказами, они вряд ли готовы.

«Для того, чтобы РЖД приступили к заключению таких контрактов, менеджменту компании достаточно иметь решение совета директоров, которое даёт полномочия, не вообще по всем видам, а по определенной группе номенклатуры, заключать контракты от шести и более лет», – предлагал Александр Морозов.

В РЖД согласны на сотрудничество с производителями техники на продолжительной основе, но последнее слово за государством, как акционером компании. Главное, отмечают в монополии, чтобы в этом процессе технический прогресс не стоял на месте, разработки совершенствовались.

Стоит сказать, в рамках поручений президента России по ДФО поставлена задача представить предложения по заключению долгосрочных контрактов на поставку подвижного и тягового состава. Правда, речь пока идет о твёрдых заказах сроком на три года.

Руководство Минтранса и РЖД должно представить свои предложения по данному вопросу до середины февраля 2025 года.

На грани рентабельности

Децентрализованное энергоснабжение присутствует в 17 регионах ДФО и Арктической зоны. Оно, в частности, питает 527 населенных пунктов с населением более 300 тыс. человек. При этом средний износ электростанций и котельных суммарной электрической мощностью порядка 800 МВт и тепловой свыше 2 тыс. Гкал/час превышает 60%, сообщил заместитель гендиректора Российского энергетического агентства Минэнерго РФ Сергей Романов.

«Модернизация более 80% тех объектов, которые находятся в этих населенных пунктах, является инвестиционно непривлекательной, во всяком случае без государственной поддержки. И на сегодняшний день нет каких-либо отработанных механизмов господдержки, как и привлечения частных инвестиций в этот сектор», – утверждает эксперт.

Ситуацию усугубляет высокая стоимость производства энергии, в первую очередь из-за малых объемов потребления, а также необходимость субсидировать ее поставки для населения. При этом требуемый размер дотаций постоянно растет.

Не лучше обстоит дело и с точки зрения энергоснабжения промышленных производств. По скромным подсчетам, в этой группе потребителей насчитывается свыше 50 предприятий горнодобывающей промышленности. Совокупная мощность дизельной генерации в данном сегменте рынка превышает 500 МВт.

Здесь основная проблематика связана с высоким экономически обоснованным тарифом на электроэнергию, что ставит производство на грани рентабельности. Капитальные затраты при создании локальных энергоцентров зачастую сопоставимы с вложениями в основной бизнес-проект. К тому же в последний год заявила о себе проблема доступа к современному оборудованию из-за внешних санкций: его поставки в рамках параллельного импорта заметно выросли в цене. Все это приводит к тому, что недропользователи начинают рассматривать генерацию электричества и тепла как непрофильный актив, обременяющий основной вид деятельности.

Ситуация может затруднить реализацию будущих проектов по освоению минерально-сырьевой базы. Как считает зампред совета по вопросам развития Дальнего Востока, Арктики и Антарктиды при Совфеде Анатолий Широков, разработка многих месторождений становится оправданной при наличии доступной электроэнергии. При этом особенности структуры энергетики северных территорий не всегда позволяют обеспечить это за счет развития крупных электростанций и электрических сетей, уточнил сенатор.

Между тем в Минэнерго РФ не склонны сгущать краски. Как заверил директор департамента развития электроэнергетики министерства Андрей Максимов, за последние годы утверждено несколько нормативных актов по стимулированию инвестиций в развитие локальной энергетики, и эти механизмы работают. В первую очередь это относится к заключению энергосервисных договоров, подразумевающих внедрение новых технологий и оборудования, в том числе с использованием возобновляемых источников энергии. За счет этого территория экономит на топливе по сравнению с традиционной схемой северного завоза, а инвестор окупает вложения. В рамках подобных соглашений в 2020-2023 годах модернизировано объектов суммарной мощностью более 107 МВт, уточнил представитель Минэнерго.

Кроме того, реализуются проекты на основе концессионных соглашений и в рамках госзаказа от регионов, который размещается на конкурсной основе. Министерством так же подготовлены изменения в законодательство, позволяющие заключать в отдаленных регионах долгосрочные договоры поставки электроэнергии по принципу «бери или плати» (take or pay). Такая схема будет обкатана при освоении Баимской рудной зоны на Чукотке, где построят мини-АЭС.

«С одной стороны «Росатом» и консорциум потребителей с другой договорились о цене на долгосрочный период. Но, безусловно, такая стоимость возможна, только если будут зафиксированы обязательства по потреблению, и потребитель, что называется, не выйдет из контракта», - пояснил Андрей Максимов.

В поисках срока окупаемости

Несмотря на новации на законодательном уровне, проблему привлечения частных инвестиций в энергетическую инфраструктуру на труднодоступных территориях они полностью не снимают. Хотя на эти цели при условии государственных мер поддержки возможно привлечь свыше 300 млрд руб., сообщил Анатолий Широков.

Активное участие независимых компаний в развитии локальной энергетики пока не столь заметно, многие проекты в удаленных районах реализуются под эгидой ПАО «РусГидро». В частности, программой развития в ДФО предусмотрена модернизация 270 объектов неэффективной дизельной генерации общей мощностью 477 МВт. При этом на первом этапе будет обновлено 80 объектов в Якутии и на Камчатке суммарной мощностью почти 170 МВт.

Необходим более адресный подход к стимулированию частных игроков, включая небольшие компании. «Программа развития поддержки локальной энергетики в удаленных изолированных районах кроме как в виде субсидий на техприсоединение сегодня не предусмотрена. Да и получить ее могут только крупные инвестиционные проекты, где технологическое присоединение к энергосистеме технически осуществимо и экономически целесообразно», - свидетельствует сенатор Андрей Шохин.

Период окупаемости проектов у «РусГидро» составляет 15 лет. Если для крупного энергохолдинга это более-менее приемлемый срок, то для независимого бизнеса -достаточно большой, под который сложно привлечь кредитные ресурсы.

Как рассказал Андрей Максимов, в качестве одного из решений для потенциального инвестора возможна дополнительная поддержка по линии Фонда развития ЖКХ (как правило, дизельная станция в северном поселке является не только поставщиком электричества, но и тепла). Тем самым период окупаемости может быть снижен до 8-10 лет.

Отличие инвестпроектов локальной энергетики заключается в необходимости нахождения баланса экономических интересов между потребителем и производителем электроэнергии, а также оптимальной юридической конструкции, которая обеспечивает гарантии для обеих сторон, отмечает управляющий директор Корпорации развития Дальнего Востока Андрей Шарафутдинов.

Важно создавать оптимальные тарифные условия для инвестиционной привлекательности объектов генерации в труднодоступных районах, расширения возможностей данного бизнеса, говорит замначальника управления регулирования электроэнергетики ФАС Сергей Дудкин. Сейчас на выходе находится правительственное постановление о регуляторных отношениях в электроэнергетике, в котором одно из изменений позволит производителю электроэнергии по своему заявлению снижать размер экономии топлива, учитываемой в тарифах. Эту разницу он сможет направить, к примеру, на развитие электросетевого комплекса.

Данная потребность возникает при создании горнорудного кластера в Усть-Янском и Верхоянском районах Якутии. Энергоснабжение будет обеспечивать атомная станция малой мощности в поселке Усть-Куйга. Предусмотрена поставка энергии в соседние поселки, для чего придется строить электросетевое хозяйство.

Еще один законопроект внесен Минэнерго в Госдуму. «Он предполагает распространение уже существующего опыта заключения двусторонних долгосрочных договоров в технологически изолированных крупных энергетических системах на локальные энергосистемы и отмену регулирования тарифов в виде предельных уровней. Это нужно для того, чтобы стороны по договору могли на долгосрочной основе зафиксировать ценовые параметры и под эти контракты привлекать финансирование в кредитных учреждениях, таким образом обеспечивая возможность реализации данных проектов», - рассказал Сергей Дудкин, добавив, что данный подход вполне применим и для небольших проектов.

Энергия малых

Вопрос рентабельности проектов, связанных с локальными энергосистемами, обращает внимание потенциальных инвесторов к новым технологиям. Сейчас получает распространение идея создания атомных и гидроэлектростанций малой мощности.

Дело в том, что стоимость завоза энергоносителей (даже с применением энергии ветра и солнца гибридные установки потребляют дизтопливо) может нивелировать преимущества в капитальных затратах и существенно ухудшить экономику комплексного инвестпроекта. В этой связи, говорит гендиректор ООО «Генерация» Александр Курчатов, малые ГЭС при обеспечении заданного напора воды имеют наименьшую себестоимость производства электроэнергии и стабильные выходные параметры.

Несмотря на низкие температуры в Арктике, в качестве альтернативы дизельному топливу можно использовать гидропотенциал рек и рассматривать комбинированные варианты круглогодичных локальных энергоцентров, рассуждает генеральный директор ООО «Глобал Гидро Рус» Николай Сафронов.

«Когда говорят, что у нас реки замерзают, вечная мерзлота и вообще такой страх, я привожу в пример Канаду. Там самая низкая температура - минус 68 градусов, средняя температура января – минус 34. Тем не менее она располагает 15 МВт на малых гидроэлектростанциях. Возьмите Исландию, которая поднялась на мини-ГЭС, Гренландию или Норвегию», - подчеркнул Николай Сафронов.

В принципе у каждого северного поселка, а они на изолированных территориях, как правило, находятся на реках, можно построить мини-ГЭС на 1-2 МВт, считает он. В итоге от 80 до 100 дней реально получать электроснабжение только от этого источника, существенно сэкономив на дизтопливе.

Если говорить о промышленном применении данной технологии, то на Чукотке готовится своего рода пилотный проект. Для энергоснабжения производства по добыче россыпного золота в Иультинском районе будет возведена гидроэлектростанция мощностью 1 МВт с перспективой расширения до 15 МВт.

«Мы взяли самый пессимистичный вариант, завышенное по цене оборудование в три-четыре раза, сделали расчеты, получив окупаемость вложений в 6 лет с привлечением денег под 13% годовых», - сообщил гендиректор «Глобал Гидро Рус», правда, он уточнил, что участники проекта рассчитывают на прочие льготы (золотодобытчик является резидентом Арктической зоны).

К созданию мини-ГЭС присматривается «Росатом», но, конечно, госкорпорация предлагает решения по своему основному профилю. Это использование атомной станции малой мощности (АСММ) на базе реакторной установки «Ритм-200Н» мощностью 110 МВт, которая будет применена в рамках вышеупомянутого проекта в Усть-Куйге. Сегодня там начинается строительство.

Расчеты показывают, что новый источник энергоснабжения достаточно конкурентоспособный, проинформировал вице-президент по проектам малой мощности, контрактации и комплектным поставкам оборудования АО «Русатом Оверсиз» Олег Сиразетдинов.

«В Усть-Куйге, которая в советское время являлась транспортным узлом, в том числе по углеводородному топливу, тариф вдвое ниже, чем экономически обоснованный, утвержденный государством. А в поселке Депутатский, где будет возрождаться Депутатское месторождение олова, тариф ниже более чем в три раза, даже с учетом сооружения сетей для снабжения добывающей компании», – сказал менеджер.

Еще один проект – АСММ на базе реакторной установки «Шельф-М». Тепловая мощность реактора составляет 35 МВт, что позволит обеспечить генерацию до 10 МВт электрической энергии. Такую станцию планируется возвести для освоения золоторудного месторождения Совиное на Чукотке. Также к внедрению новой технологии рассматривается порядка десяти площадок в Якутии и пять в Красноярском крае.

«Мы к инвестору с деньгами не идем, но требуем take or pay для потребления энергии в нужном размере по обговоренному тарифу на перспективу. Очень важно, что тариф здесь практически не зависит от рыночных биржевых товаров, может быть, за исключением урана. Но доля урана в тарифе – до 4%. Главное, тариф прогнозируем, что важно для инвесторов», – заверил вице-президент «Русатом Оверсиз».