30 Июля 2019

Семь фактов об энергетике Таймыра

Изолированная, низкоуглеродная и уникальная – это три эпитета, пожалуй, исчерпывающе опишут всю громадную инфраструктуру, благодаря которой живет и развивается Норильский промышленный район. «Кислород.ЛАЙФ» – о самом интересном.

Поделиться в социальных сетях

Факт №1. Изолированная

Норильский промышленный район (НПР) – уникальное явление в мировой индустрии. Здесь, за Полярным кругом, на севере Красноярского края, с нуля и рукотворно создан полный цикл производства цветных металлов – от добычи руды до отгрузки готовой продукции потребителям. Восемь рудников, шахт и карьеров, две обогатительные фабрики, два металлургических предприятия, собственная железная дорога, порты – на земном шаре такого же индустриального «острова» внутри большого «материка» больше нигде не было создано. Прибавьте к этому 180-тысячный по населению город, административно сшитый из разбросанных на расстоянии 20 км по арктической тундре Таймыра поселков. И климатические особенности полуострова – 280 дней морозов, 130 дней метелей, и 45 суток полярной ночи. И вы получите место, в котором без стабильной и надежной энергетики человеку просто не выжить. 

И при этом энергосистема Таймыра, которой сейчас управляет «Норильско-Таймырская энергетическая компания» (НТЭК, входит в структуру ПАО ГМК «Норильский никель»), технологически полностью изолирована от ЕЭС России. Здесь, в Заполярье, не было смысла создавать энергорынок, развивать конкуренцию и жестко делить единственную энергокомпанию по видам деятельности. Зато было жизненно необходимо организовать работающий синхронно, как часы, инфраструктурный комплекс, в который на данный момент входит пять электростанций, 25 транзитных воздушных ЛЭП напряжением 110-220 кВ и пять системных подстанций («Приемная», «Районная», «Надежда», «Опорная» и «Игарка»). Объединенных при этом единым технологическим режимом и аналогом «Системного оператора» – централизованным оперативно-диспетчерским управлением. 

Сегодня этот комплекс простирается на 125 км с запада на восток, и на 400 км с севера на юг. И обеспечивает постоянное, качественное и экономичное электро-, тепло- и водоснабжение экономики и населения НПР, в том числе не только Большого Норильска, но и портовых Дудинки и Игарки, и полностью отрезанных от цивилизации поселков гидроэнергетиков – Светлогорска и Снежногорска. 

Аналогичного по масштабу изолированного энергорайона внутри субъекта РФ больше не найти. Центральный и Западных энергоузлы Якутии, также исторически работавшие автономно от ЕЭС России, со 2 января этого года были все-таки подключены к зоне действия ОЭС Востока. И хотя отладка связей там еще не закончена, историческое событие – первое за несколько десятилетий расширение единой энергосистемы – свершилось. Норильский промрайон, формально соседствующий с ОЭС Сибири, никто и никакими ЛЭП к ней присоединять не собирается.

Факт №2. Низкоуглеродный энергобаланс

Вторая интересная особенность – на Таймыре создана уникальная структура генерирующих мощностей, почти 50% которых приходится на две крупные ГЭС – Усть-Хантайскую и Курейскую, с водохранилищами многолетнего и сезонного регулирования. А остальное – на три тепловые станции, которые работают на природном газе газоконденсатных месторождений Таймыра (в качестве резервного и аварийного используется не уголь, которого на полуострове очень много, а дизельное топливо «зимних» и «арктических» марок).

Проведем сравнения. В масштабе ЕЭС России на ГЭС приходится около 20% установленной мощности, на АЭС – 15%, доминируют же тепловые станции – порядка 65%. А среди них львиную долю занимают те, что сжигают газ. Но это – в среднем по стране. А вот в энергосистеме Сибири сложился схожий с таймырским энергобаланс – практически паритет тепловой и гидроэнергетики. Но только в структуре ТЭС тотально доминирует уголь.

В Норильске же еще в 1970-х сложился «энергобаланс мечты», как минимум – мечты апологетов безуглеродного будущего.

В Норильске еще в 1970-х сложился «энергобаланс мечты»: две ГЭС и три газовых ТЭЦ.
Снимок экрана 2019-07-25 в 11.01.55.png
Так было, конечно, не всегда – изначально энергетику здесь строили на угле. Благо запасов этого топлива здесь хватает. Но, как отмечается в книге «История Норильска» (издательство «Апекс», 2013 год), с открытием в начале 1960-х богатейшего Талнахского месторождения для эффективной переработки возросшего объема руды, а также для нормальной жизни таймырских городов и их жителей стало требоваться гораздо больше электроэнергии. И в этих условиях сжигать на электростанциях дизельное топливо или уголь стало крайне невыгодно. Нужен был природный газ – и его нашли! 

В феврале 1966 года геологи разведали Мессояхское месторождение с запасами в 50 млрд кубометров газа, расположенное в 250 км к западу от Норильска. «В августе 1968 года на трассу газопровода высадились строители, а уже 29 октября были забиты первые свои – опоры будущей газовой магистрали протяженностью 263 км. Прокладка газопровода была осуществлена в рекордно короткие сроки – в июле 1969 года газопровод был построен… По пути следования строители преодолели 85 водных преград. Среди них такие могучие реки как Енисей, Большая и Малая Хета. Во время прокладки дюкера по дну Енисея стоял 50-градусный мороз. Зачастую не выдерживала техника, но люди не отступали. Строительство газопровода стало беспримерным инженерным и трудовым подвигом», - сообщается в книге. 

Благодаря газификации всего комбината в НПР выросла производительность труда, а 8 тыс. шахтеров занялись добычей руды или производством цветных металлов. Сегодня добычу «голубого топлива» на Таймыре ведет АО «Норильскгазпром», транспортировку – АО «Норильскетрансгаз». Обе структуры входят в состав Группы предприятий ПАО «ГМК «Норильский никель». Газ, добытый на Северо-Соленинском и Пеляткинском ГКМ, транспортируется по газопроводам, проходящим через Южно-Соленинское ГКМ. Протяженность трассы с Пеляткинского ГКМ, например, превышает 360 км! Сеть газопроводов Таймыра также не связана с Единой системой газоснабжения РФ. А собственных ресурсов полуострову хватит на много десятилетий. Но, если что, уголь с Таймыра никуда не исчез.

Сеть газопроводов Таймыра также не связана с Единой системой газоснабжения РФ. Собственных ресурсов хватит на много десятилетий.
Снимок экрана 2019-07-25 в 11.04.17.png

Факт №3. Крупный и стабильный потребитель

Очевидная особенность энергетики полуострова – наличие крупного и стабильного потребителя. По данным НТЭК, дочерние и зависимые общества Заполярного филиала (ЗФ) «Норникеля» потребляют более 70% электрической и тепловой энергии. Последние годы, в связи с закрытием Никелевого завода и реконфигурацией основного производства ЗФ, объемы выработки и отпуска электроэнергии предприятиями НТЭК снижаются. Однако в будущем в НТЭК ожидают, что максимум нагрузок может вернуться к показателям «золотых» 1980-х – а тогда этот параметр поднимался до 1500 МВт!

Оптимизм обоснован – новые инвестпроекты запланированы на Надеждинском и Медном заводах «Норникеля», на рудниках и других предприятиях филиала. Свою лепту в рост потребления может внести и запуск совместного с «Русской платиной» проекта «Арктик Палладий».

Даже сегодня объемы годового спроса на электроэнергии со стороны ЗФ «Норникеля» сравнимы, например, с ежегодным потреблением одной Бурятии или всего Забайкалья. А суммарная выработка НТЭК – с выработкой, к примеру, Алтайской энергосистемы. Но в масштабах даже родного Красноярского края энергетика Таймыра является не слишком крупной. По показателю установленной электрической мощности электростанции НТЭК не дотягивают до Березовской ГРЭС (2400 МВт), и в общекраевом масштабе примерно составляют 1/7. В суммарную выработку электроэнергии в крае НТЭК добавил бы только 1/6.

По максимуму потребления почти в два раза опережает НПР энергоузел Красноярска (3500-3900 МВт, это больше половины общекраевого максимума). Впрочем, это легко объяснимо, если вспомнить, что именно в Красноярске работает крупнейший в мире алюминиевый завод ОК «РУСАЛ» (потребление порядка 17 млрд кВт*часов, при максимуме нагрузки в 2000 МВт). 

В чем и краевая, и таймырская энергосистемы схожи – так это высокой плотностью графика нагрузки, что характерно для районов с развитой промышленностью. В НПР практически не бывает резких скачков потребления, а разница в максимумах в зависимости от месяца и температуры за окном колеблется в пределах 150-200 МВт – здесь просто не знают, что такое «эффект чайника» (стандартная проблема для энергорайонов, где преобладает не промышленная, а бытовая нагрузка – например, на изолировнном от ЕЭС России Сахалине).

Плотный годовой режим объясняется большой долей горно-металлургической промышленности в общем потреблении, а также высокой тепловой загрузкой. «Спрос формирует комбинат, его производственные единицы работают 24 часа в сутки 365 дней в году. Соответственно, электроэнергия почти всегда необходима в базовом режиме, тепло – в зависимости от температуры наружного воздуха. Мы понимаем объемы, и загружаем мощности, чтобы полностью обеспечить необходимые потребности», - рассказал «Кислород.ЛАЙФ» главный инженер АО «НТЭК» Олег Машинец.

В НПР практически не бывает резких скачков потребления, а разница в максимумах в зависимости от месяца и температуры за окном колеблется в пределах 150-200 МВт – здесь не знают, что такое «эффект чайника».
Снимок экрана 2019-07-25 в 11.07.22.png

Факт №4. У каждой ТЭЦ – свое лицо 

Три норильских ТЭЦ возводили по ходу развития горнорудных и металлургических предприятий комбината, ведь главная задача таких станций – обеспечить потребности промышленных производств в горячей воде и промышленном паре. Электроэнергию они выдают в общую сеть, а вот по тепловым сетям работают обособленно, обеспечивая теплоснабжение близрасположенных предприятий и жилых районов. Так сложилось исторически, ведь Талнах (ТЭЦ-2) и Кайеркан (где работает ТЭЦ-3) в свое время были самостоятельными поселками. И хоть административно они сейчас являются районами Норильска, географию не исправить. 

На ТЭЦ НТЭК сейчас не осталось конденсационных турбоагрегатов, нагрев основной части сетевой воды производится за счет пара теплофикационных отборов турбин, частично – в пиковых котельных. Производственные отборы турбин в основном используются для отпуска пара, но бывает, что и они идут на нагрев сетевой воды в пиковых бойлерах ТЭЦ. В таком упоре на теплофикацию нет ничего удивительного, ведь отопительный сезон в Норильске стартует 30 августа, а завершается в лучшем случае 1 июня. И длится обычно 282 дня в году (или 6768 часов)! Жаркое и дождливое норильское лето для энергетиков – пора бессонных ночей и безудержного аврала, ведь только в эти пару-тройку месяцев можно провести испытания тепловых сетей и все необходимые ремонты. Кстати, система теплоснабжения в Норильске открытая, что является проблемой, ведь с 1 января 2022 года эксплуатация таких систем окажется вне закона. 

У каждой ТЭЦ, конечно, свое, неповторимое лицо. ТЭЦ-1 – первенец большой энергетики Таймыра – стоит практически в центре Норильска. Первый ток станция дала 13 декабря 1942 года, и с тех пор без остановки обеспечивала основную промплощадку (прежде всего, Никелевый завод) горячей водой и паром, а сам город и район Оганер – теплом и ГВС. Первые десятилетия ТЭЦ-1 работала на угле, а в главном корпусе «пахали» немецкие и английские турбины, полученные по ленд-лизу и репатриации. Но в 1970-1975 годы котлы перевели на газ. К счастью, уголь тогда оставили в качестве резервного топлива, что оказалось судьбоносным решением – в феврале 1979 года, когда на единственном тогда газопроводе произошла самая крупная в истории НПР авария и подача газа Мессояха в Норильск полностью прекратилась, именно уголь помог не «заморозить» город и предприятия. Но с 1990-х резервным для всех ТЭЦ стало дизельное топливо. 

ТЭЦ-1 имеет продольную компоновку: все паровые котлы работают на единый коллектор, пар с которого подается на турбины. К 1965 году здесь было 16 котлов и 13 турбоагрегатов, а установленная мощность станции достигала 515 МВт. С тех пор электрические мощности сильно сократились, но по теплу, несмотря на закрытие самого старого завода в ЗФ, станция превосходит ТЭЦ-2 и ТЭЦ-3 вместе взятые, обеспечивая практически половину из порядка 10-11 млн Гкал суммарного отпуска тепла всей НТЭК. Интересно, что, несмотря на почтенный возраст, ТЭЦ-1 можно считать современной – с 1992 года здесь постепенно заменили устаревшие и физически изношенные турбины среднего давления, а также оборудование котельного цеха. Сейчас на станции 10 паровых турбин суммарной мощностью 370 МВт, одна из которых законсервирована.

Про ТЭЦ-2 расскажем ниже. А самая мощная по электроэнергии в структуре НТЭК ТЭЦ-3 была построена для покрытия тепловых нагрузок Надеждинского металлургического завода и соседнего с ним пос. Кайеркан. Строительство началось с ввода в эксплуатацию пиковой водогрейной котельной, которая обеспечила теплом первую очередь «Надежды». В 1981 году на станции включили в работу две турбины ПТ-60-90/13, работающие на утилизационном паре с котлов основного производства завода (сейчас они не работают). К площадке ТЭЦ-3 примыкает крайне энергоемкое производство кислорода, необходимого для работы печей и Медного завода, и НМЗ.

К площадке ТЭЦ-3 примыкает крайне энергоемкое производство кислорода, необходимого для работы печей и Медного завода, и НМЗ.
Снимок экрана 2019-07-25 в 11.06.52.png

Факт №5. Уникальные ГЭС

По сложности сооружения гидротехнических сооружений в Заполярье с Таймыром могли бы соперничать только три Вилюйские ГЭС в Западной Якутии, также построенные в зоне вечной мерзлоты и сурового климата. Но опыт таких строек нарабатывали здесь, на реке Хантайке. Решение о возведении Усть-Хантайской ГЭС было принято в 1963 году, русло реки перекрыли уже в 1968 году, первый гидроагрегат запустили 20 ноября 1970 года, а проектной мощности в 441 МВт станция достигла в 1972 году (семь поворотно-лопастных гидроагрегатов по 63 МВт каждый). Даже для «золотого века» гидроэнергостроительства в СССР – это уникальная скорость. 

У второй в Заполярье Курейской ГЭС судьба сложилась тяжелее – хотя реку Курейку перекрыли в 1985-м, а первый агрегат запустили в декабре 1987 года, затем, в связи со сложной экономической ситуацией, стройка сильно затянулась. Последняя из пяти радиально-осевых турбин мощностью 120 МВт в Светлогорске закрутилась в 1994 году, но акт приемки ГЭС в постоянную эксплуатацию был подписан только в 2003-м! 

И Усть-Хантайская, и Курейская ГЭС являются плотинными станциями, с каменно-земляными и каменно-набросными грунтовыми плотинами (у первой ГЭС их три, у второй – четыре). Сооружения ГЭС включают также поверхностные водосбросы, водоприемники, напорные водоводы и главные здания. Интересны конструктивные решения – у Усть-Хантайской ГЭС, например, машзал сооружен под землей, на глубине 47 метров, в закрытой скальной выработке на правом берегу реки. Это сильно упростило и работу строителей, и создало комфортные условия для эксплуатирующего персонала. 

Усть-Хантайская ГЭС, кроме производства электроэнергии, является также узловым распредцентром в южной части энергосистемы Таймыра, предназначенным для приема, распределения и передачи электроэнергии, выработанной двумя ГЭС, в НПР. Гидроэлектростанции связаны друг с другом по трем, а с Норильском – по четырем ВЛ-220 кВ. А Курейский гидроузел, кроме прочего, обеспечивает судоходства в нижнем бьефе – это нужно для вывоза руды Курейского графитового рудника и северного завоза материалов и продовольствия в пос. Светлогорск в течение навигации (с июня по август).

Первый гидроагрегат Курской ГЭС запустили в декабре 1987 года, а оследняя из пяти радиально-осевых турбин мощностью 120 МВт в Светлогорске закрутилась в 1994 году.
Снимок экрана 2019-07-25 в 11.06.26.png

Факт №6. Эта непредсказуемая водность

Две ГЭС в структуре НТЭК не являются каскадом, так как построены на разных притоках Енисея – Хантайке и Курейке соответственно. Хантайка вытекает из Малого Хантайского озера, ее бассейн расположен за Полярным кругом, в лесотундровой зоне с невысокой лесистостью и большими пространствами болот и тундры, в районе распространения вечной мерзлоты. Исток Курейки находится на Плато Путорана, откуда она почти 900 км течет на север края. 

Водный режим водохранилищ ГЭС характеризуется явно выраженным высоким весенним половодьем, незначительными дождевыми паводками и длительной зимней меженью. Половодье на Таймыре начинается обычно в третьей декаде мая (если весна приходит рано – то в начале мая, а если поздно – то и в конце первой декады июня). В питании рек основное участие принимают талые воды, но в конце августа и начале октября в Курейку, например, приходит и осенний дождевой паводок. 

На Усть-Хантайском водохранилище приточность в течение года изменяется от 15 до 25 куб. км, а уровень «пляшет» от НПУ 60 метров до 54-55 метров БС. Большую часть года ГЭС работает при напорах выше расчетного – от 48 до 52 метров. В мае-июне, параллельно с наполнением водохранилища, происходит увеличение напора до 53 метров БС, после чего, с июля по ноябрь, он держится в диапазоне 53-50 метров. С декабря по середину апреля напор постепенно снижается, со скоростью порядка 0,02 метров в сутки, до 48 метров. Поэтому с середины апреля и по середину июня ГЭС работает на пониженных напорах. 

Самым сложным режимом, к счастью, он длится всего пять-семь дней в году, можно считать снижение напора до 38 метров, а раз в три-четыре года – и до 35 метров. Это случается из-за значительного подпора с реки Енисей во время ледохода. Холостой водосброс обычно используется в начале лета и осенью, в зависимости от интенсивности весеннего паводка и осенних дождей. Но может и вообще не открываться. 

Отметка Курейского водохранилища в течение одного года может меняться еще в более значительном диапазоне – от 95-97 метров до 74-75 метров БС. Если с января по май по понятным причинам приточность сокращается до 75 до 95 кубометров в секунду, то с конца апреля до середины она резко вырастает (до 3364 кубометров в секунду), а затем также резко спадает (до 500 кубометров в секунду). Быстрое наполнение водохранилища до НПУ 95 метров происходит с конца мая по июль, после чего до ноября приточность плавно уменьшается до 90 кубометров в секунду. В этот период Курейская ГЭС работает с максимальными напорами – порядка 65 метров (если отметка верхнего бьефа близка к НПУ 95 метров). С ноября до конца мая идет плавное снижение напора до минимального – 51-47 метров (отметка ВБ – 77,5 метров). Существенное увеличение выработки приходится на период с мая по сентябрь. 

Естественные колебания годового стока на притоках Енисея весьма значительны, а прогнозировать их довольно сложно – что, кстати, признают в ЕнБВУ Росводресурсов. На июль, к примеру, по предложению НТЭК регулятор утвердил средние сбросные расходы для Курейской ГЭС в диапазоне 380-9190 кубометров в секунду, а для Усть-Хантайской – 380-4000 кубометров в секунду. Другим ГЭС в зоне действия ЕнБВУ таких огромных разбросов не позволяют. 

По данным из Схемы и программы развития электроэнергитики Красноярского края на 2019-2023 годы, значительная доля ГЭС в структуре мощности энергосистемы Таймыра ставит выработку электроэнергии здесь в сильную зависимость от условий водности года. Так, в маловодные 2013, 2014, 2016 и 2017 годы выработка ГЭС обеспечивала от 30 до 45% суммарного производства. Остальное, понятное дело, «закрывали» ТЭЦ. Однако высокоманевренные ГЭС позволяют НТЭК оперативно управлять генерацией в широком диапазоне, обеспечивая регулирование частоты и неравномерности суточных суммарных графиков электропотребления.

Маргарита Шрайнер
Значительная доля ГЭС в структуре мощности энергосистемы Таймыра ставит выработку электроэнергии здесь в сильную зависимость от условий водности года.

Факт №7. Модернизация ТЭЦ-2

Энергосистема, которая росла вместе с производственной мощью Норильского комбината, естественно, нуждается в обновлении. Кроме плановых капремонтов, ключевые проекты «Норникеля» в энергетике в последние годы реализуются на Усть-Хантайской ГЭС и ТЭЦ-2. Про гидроэнергетику «Кислород.ЛАЙФ» расскажет отдельно. На ТЭЦ-2 проект не менее уникален, рассчитан до 2024 года и стоит в два раза больше – порядка 16 млрд рублей. 

Как уже было сказано выше, оборудование ТЭЦ-1 так или иначе успели обновить в 1990-е и 2000-е, а ТЭЦ-3 еще достаточно молода. ТЭЦ-2 была нужна, прежде всего, для обеспечения теплом рудной базы «Норникеля»: «Октябрьского», «Таймырского», «Комсомольского» и других рудников, введенных позже, но на том же Талнахском месторождении. Кроме того, нужно было «согреть» и поселок рударей – ныне норильский район Талнах. Это единственная ТЭЦ в структуре НТЭК, для водообеспечения которой используется водохранилище (гидроузел создан на реке Хараелах). И единственная, которая вообще не отпускает тепловую энергию в паре – для вентиляции стволов и подземных выработок нужнее воздух. 

Первые котлы работали на угле, благо угольные штольни были пробиты прямо в Талнахских горах. Но станцию быстро газифицировали. Дубль-блоки вводились с 1969 по 1989 годы, и первые четыре турбины были конденсационными – К-100-90. Когда стало понятно, что тепло для Талнаха важнее электричества, их переделали в теплофикационные турбоагрегаты ВК-100-6 с устройством регулируемого отбора пара для подогрева сетевой воды в бойлерах. Сейчас на станции эксплуатируется три турбоагрегата К-100-90-6 с шестью котлоагрегатами типа ТП-13А, две турбины Т-100/120-130-4 с двумя котлоагрегатами типа ТГМЕ-464, и два водогрейных котла чешского производства типа ПБЗ-209. 

В 2017 году «Норникель» решил полностью заменить два самых старых энергоблока, первый из которых был выведен и эксплуатации еще в 2000 году. Вместо них установят два паровых котла типа Е-500-13,8-560Г и две паровых турбины типа Т-120/130-12,8-2, связав их по основным потокам воды и пара. Генподрядчиком по конкурсу выбран концерн «Силовые машины».

За прошедшие два года энергоблок №1 был полностью демонтирован, на его место месте укрепили фундаменты, и сейчас ведут монтаж нового котлоагрегата и турбоагрегата. Закончить этот этап и включить турбину в сеть планируется весной 2020 года. Работы на энергоблоке №2 стартуют в конце этого года. Кроме того, до 2024 года планируется полностью заменить все вспомогательное оборудование (например, газоходы и автоматику), а также провести реконструкцию зданий и сооружений. В итоге установленная мощность станции возрастет с 425 до 590 МВт, тепловая – с 1151 до 1389,4 Гкал/час.

За счет модернизации установленная мощность ТЭЦ-2 возрастет с 425 до 590 МВт, тепловая – с 1151 до 1389,4 Гкал/час.
0V2A0438ы.jpg
Александр Попов шеф-редактор «Кислород.ЛАЙФ»
Если вам понравилась статья, поддержите проект