15 Июля 2019

Какие ТЭС «РусГидро» будет строить в рамках ДПМ на модернизацию?

ТЭЦ-4 в Хабаровске позволит заместить устаревшую ТЭЦ-1, а ТЭЦ-2 в Артеме – самую «древнюю» на Дальнем Востоке угольную станцию. В Якутске достроят вторую очередь новой ГРЭС, а в Владивостоке заменят три турбоагрегата и модернизируют восемь котлов на самой мощной в южном Приморье ТЭЦ-2.

Поделиться в социальных сетях

ПАО «РусГидро» запланировало вторую большую волну модернизации и строительства новых энергомощностей на Дальнем Востоке – макрорегионе с быстрорастущей экономикой. Энергетика ДФО уже много лет – в зоне ответственности госхолдинга, объекты генерации Группы «РусГидро» вырабатывают три четверти всей электрической энергии на территории округа (с учетом переданных в его состав в прошлом году Бурятии и Забайкалья) и являются крупнейшими производителями тепла. А полпред президента на Дальнем Востоке и «профильный» вице-премьер правительства РФ Юрий Трутнев еще и возглавляет совет директоров компании.

С начала 2010-х, когда «РусГидро» только «зашло» на территорию макрорегиона, было очевидно, что большинство дальневосточных тепловых электростанций достигли значительной степени износа – за исключением лишь относительно новых, введенных в 1980-х годах Нерюнгринской ГРЭС в Якутии, Хабаровской и Комсомольской ТЭЦ-3 в Хабаровском крае, да Благовещенской ТЭЦ в Амурской области. Однако энергорынка на Дальнем Востоке нет, а тарифы зачастую не покрывают даже текущих потребностей энергетиков, поэтому поиск инвестиций в развитие отрасли в каждом конкретном случае становится уникальным квестом.

Тем не менее, даже в этих условиях «РусГидро» все годы занимается и новыми стройками, и проектами реконструкции – благо под крылом госхолдинга на территории ДФО находится более 30 ТЭЦ и ГРЭС общей мощностью 8 ГВт, девять ГЭС на суммурные 5,3 ГВт, геотермальные, ветровые и солнечные электростанции, а также более 100 тыс. км электрических сетей. Деваться некуда – потребление электроэнергии в ДФО растет быстрее, чем в других регионах России. Так, по итогам только прошлого года рост в рамках ОЭС Востока составил 2,9% (или 34 197 млн кВт*часов), а в целом по Дальнему Востока (с учетом изолированных систем) – 3,7%, тогда как в целом по стране динамика была скромной, всего 1,5%. Сопоставимые темпы роста – только в ОЭС Юга, в остальных макрорегионах потребление, фактически, не меняется или растет символически. 

Довольно крупные объекты с 2014 года «РусГидро» достраивает в рамках большой программы, под которую указом президента РФ в уставной капитал госхолдинга были внесены 50 млрд рублей. Речь – про вторую очередь Благовещенской ТЭЦ (начала вырабатывать свет и тепло в конце 2015 года), первые очереди Якутской (завершено в 2017 году) и Сахалинской ГРЭС-2, а также новую ТЭЦ в Советской Гавани (пуски двух последних объектов, неоднократно сдвигавшиеся, запланированы на текущий год). В целом эта программа обошлась «РусГидро» дороже, чем предполагалось изначально. Но важнее, что компания наработала уникальный для гидроэнергетического гиганта опыт в тепловой генерации, в том числе угольной. 

Несмотря на все сложности и дороговизну строек, без привлечения бюджетных средств «РусГидро» построило во Владивостоке еще и суперсовременную ТЭЦ «Восточная» мощностью 139,5 МВт по электрической и 432 Гкал/час по тепловой энергии. Эта станция, введенная в эксплуатацию в 2018 году, теперь обеспечивает до 20% потребности Владивостока в электроэнергии и всю потребность в тепле и горячей воде жителей Первореченского и Ленинского районов города, новых микрорайонов «Снеговая Падь» и «Патрокл». Кроме того, быстро развивающийся мегаполис, теперь уже – столица всего ДФО – получил резерв тепловой мощности для проектируемых в настоящее время новых жилых. И это – лишь один из многочисленных инвестроектов; а ведь можно вспомнить и про запуск Нижне-Бурейской ГЭС в Амурской области, и про достройку Усть-Среднеканской ГЭС на Колыме. 

Однако всего этого, конечно, недостаточно. Проблем в отрасли накоплено так много, что задача бесперебойного и надежного функционирование дальневосточной энергетики становится для «РусГидро» важнейшим направлением деятельности. В прошлом году в госхолдинге была разработана профильная Долгосрочная программа, в рамках которой «РусГидро» определило основные «болевые точки» – ТЭС, которые по своему техническому состоянию требуют либо вывода из эксплуатации (со строительством замещающих мощностей), либо масштабной модернизации. Четыре крупнейших проекта из этого списка общей мощностью 1,265 ГВт планируется реализовать в рамках госпрограммы модернизации тепловой энергетики – т.н. «ДПМ-2», в той части, которая затрагивает неценовые зоны энергорынка. Важной особенностью новой программы является максимальная ориентация на импортозамещение – все основное генерирующее оборудование планируется изготовить в России. 

В 2022–2031 годы по этой программе будет обновлено около 41 ГВт мощностей ТЭС по всей России, что обойдется примерно в 1,9 трлн рублей (инвестиции вернутся через повышенные платежи потребителей). По предварительным оценкам, четыре проекта «РусГидро» в ДФО могут обойтись в 171 млрд рублей. Но финальная сумма станет ясна только после завершения проектных работ. При этом в выборе ТЭС для «ДПМ-2» просматривается определенная логика. Как и в первой программе, упор сделан на крупные узлы не только по электрическим, но и тепловым нагрузкам – и в трех крупнейших городах ДФО.

ТЭЦ-4 в Хабаровске позволит заместить устаревшую ТЭЦ-1 (работает с 1954 года), а запуск второй очереди Якутской ГРЭС-2 – вывести из эксплуатации действующую уже полвека ГРЭС. Артемовская ТЭЦ-2 в Приморье заместит одноименную ТЭЦ, работающую с 1936 года! Наконец, единственный проект модернизации будет реализован на относительно молодой, но стратегически важной ТЭЦ-2 во Владивостоке – там заменят три турбоагрегата и модернизируют восемь котлоагрегатов.

Несмотря на все сложности и дороговизну строек, без привлечения бюджетных средств «РусГидро» построило во Владивостоке еще и суперсовременную ТЭЦ «Восточная».
Снимок экрана 2019-07-05 в 13.06.47.png

Достроить в Якутске...

Новая программа связана с первой – по крайней мере, в той части, что будет реализована в Якутске. Строительство первой очереди Якутской ГРЭС-2 на 193,48 МВт по электрической и 469 Гкал/час по тепловой энергии было завершено еще 1 ноября 2017 года – команду на запуск в режиме видеосвязи давал тогда из Москвы премьер-министр Дмитрий Медведев. В состав Якутской ГРЭС Новой (так ее называют в некоторых официальных документах) вошло четыре энергоблока по 48,37 МВт каждый, в составе газовой турбины, генератора и котла-утилизатора, а также три пиковых водогрейных котла.

Эта ГРЭС, несмотря на название – типичная газотурбинная ТЭЦ – работает на природном газе Средневилюйского месторождения, что весьма важно для самого плотно заселенного в Якутии энергорайона, в котором сконцентрировано более половины всего городского населения республики. Интересным было проектное решение: сооружения станции размещаются на двух изолированных площадках, соединенных технологической эстакадой – основной, на горе Чочур-Муран, и вторичной – у ее подножия. На основной площадке построен главный корпус и здание электротехнических устройств, а на вторичной – объединенный корпус под центральный тепловой пункт (ЦТП), ВПУ и насосная станция хозяйственно-питьевого водоснабжения с баками запаса воды. За счет этого станция может работать и в режиме котельной, обеспечивая сети ГВС сетевой водой. 

Главная цель ГРЭС-2 – полностью заместить мощности Якутской ГРЭС (356 МВт и 548 Гкал/час), которой в следующем году исполнится полвека. На этой станции уже начали выводить изношенное оборудование – в 2018-м остановили ГТУ №11 мощностью 12 МВт. И «старая» ГРЭС, и ее сменщица построены в зоне вечной мерзлоты, что априори делает эти объекты уникальными. И весьма дорогостоящими. Но при этом жизненно необходимыми. Сегодня на Якутскую ГРЭС приходится почти половина всей (653,74 МВт) установленной мощности Центрального энергоузла Якутии. Она практически полностью покрывает локальный спрос на электроэнергию, вырабатывая порядка 1,5-1,6 млрд кВт*часов ежегодно при примерно таком же потреблении – в прошлом году ей в этом впервые помогала не только Якутская ТЭЦ, но и ГРЭС Новая. Станция «закрывает» и необходимую энергоузлу мощность – максимум потребления здесь колеблется в 310-320 МВт, и, по прогнозам, за пятилетку может вырасти до 340 МВт. 

При этом Якутская ГРЭС вырабатывает порядка 1,4 млн Гкал в год (еще около миллиона дает Якутская ТЭЦ), обеспечивая больше половины суммарного потребления тепловой энергии в Якутке (примерно 2,6 млн Гкал, это пятая часть из общего объема по республике). А ведь только за 2012-2016 годы теплопотребление в городе выросло на 12,5%! Для республики характерна высокая доля котельных в выработке тепла, что оборачивается проблемами в экологии и высокими топливными затратами для бюджетов.

Новая ГРЭС в сумме со второй очередью (157,4 МВт и 200 Гкал/час) станет еще более крупным объектом генерации в структуре «Якутскэнерго», чем замещаемая станция. Ввод ГРЭС-2 в эксплуатацию в полном объеме обеспечит не только дополнительный резерв мощности в энергоузле, но также позволит вывести часть устаревших, малоэффективных и экологически вредных котельных. 

Не смотря на свое название, вторая очередь Якутской ГРЭС-2 не является расширением первой очереди – это будет совершенно самостоятельная станция, которую даже разместят в другом месте, на площадке выводимой из эксплуатации Якутской ГРЭС. Такое решение было принято по соображениям оптимального использования существующих тепловых сетей. Что объединяет обе очереди – так это использование природного газа и газовых турбин; при этом турбины для второй очереди Якутской ГРЭС-2 будут произведены в России.

Вторая очередь Якутской ГРЭС-2 будет построена прямо на площадке действующей Якутской ГРЭС, которую после этого выведут из эксплуатации.

... и заместить в Хабаровске

Проект замещения городской ТЭЦ-1 – основного источника теплоснабжения южной части бывшей столицы ДФО – был разработан еще в начале 2000-х, в рамках поэтапного замещения на электростанциях края выработавшего ресурс оборудования, а также их технического перевооружения с использованием передовых парогазовых и газотурбинных технологий. Сегодня ТЭЦ-1, запуск которой состоялся 28 сентября 1954 года, имеет 431 МВт по электрической и 1200,2 Гкал/час по тепловой мощности. Станция изначально работала на угле, но в 2000-х девять из 15 ее котлов (самый «старый» из них – 1965 года) были переведены на природный газ Сахалина. Оставшуюся «угольную» часть, или первую очередь, которая вводилась с 1954 по 1964 годы, было решено не газифицировать, а просто вывести из эксплуатации. Строительство Хабаровской ТЭЦ-4, ориентировочная стоимость которой ранее оценивалась в 21 млрд рублей, ранее пытались включить в различные федеральные программы развития Дальнего Востока. Но – не получалось. 

Действующий объект – стратегический: Хабаровская ТЭЦ-1 занимает второе в крае место после Хабаровской ТЭЦ-3 (у это станции 720 МВт и 1640 Гкал/час) по установленной электрической и тепловой мощности, но тепла при этом вырабатывает больше – по итогам 2018 года, например, более 3024 тыс. при 2798 тыс. Гкал у ТЭЦ-3 (в Хабаровске есть еще ТЭЦ-2, но она работает только как котельная).

Не менее важна и «электроначинка»: собственный максимум нагрузок в Хабаровском энергорайоне превышает 958 МВт; то есть львиную долю из краевых 1461,44 МВт (по данным за прошлый год). Между тем, как указано в Схеме и программе развития электроэнергетики региона на 2019-2023 годы, физический износ турбоагрегатов Хабаровской ТЭЦ-1 со станционными №6, 7, 8 и 9 достиг 94-99%. В среднем оборудование станции отработало 45 и более лет (для сравнения – у Хабаровской ТЭЦ-3 этот показатель от 10 до 32 лет, а физический износ оценивается в 65%). 

Удельные расходы на выработку электрической и тепловой энергии у ТЭЦ-1, конечно, не самые «страшные», особенно на фоне той же Майской ГРЭС в Советской Гавани, которая морально и физически устарела еще в прошлом веке, – но хуже, чем в среднем по краю: 368,49 г на кВт*час и 149,44 кг на Гкал. На фоне аналогичных показателей самых «экономичных» ТЭЦ-3 в Хабаровске и Комсомольске-на-Амуре эти цифры выглядят сильно непривлекательно. Как известно, «РусГидро» сейчас заканчивает строительство Совгаванской ТЭЦ мощностью 126 МВт, которая как раз и заместит Майскую ГРЭС. Этот проект реализуется в другом, не менее перспективном энергоузле Хабаровской энергосистемы. Теперь пришла очередь взяться за самый заселенный и нагруженный энергорайон. 

Хабаровская ТЭЦ-4 будет построена на площадке Хабаровской ТЭЦ-1, что позволит использовать существующие электрические и тепловые сети и обеспечить комфортный для потребителей переход с одного энергоисточника на другой. Улучшится и экология – сжигание угля в городе прекратится окончательно: на ТЭЦ-4 планируется поставить газовые турбины – эффективные, экономичные и безупречные с точки зрения вредных выбросов установки.

Хабаровская ТЭЦ-4 будет построена на площадке Хабаровской ТЭЦ-1, что позволит использовать существующие электрические и тепловые сети.

Приморье: новое и хорошо обновленное старое

Сразу два проекта в одном Приморье кажутся каким-то излишеством, однако в усиленном внимании «РусГидро» к этому региону нет ничего удивительного – краевая энергосистема является крупнейшей в ОЭС Востока: на ее долю приходится почти 40% суммарного потребления и почти 30% выработки. Установленная мощность электростанций – причем исключительно тепловых, объектов генерации другого типа здесь просто нет – составляет более 2,6 ГВт из общей по ОЭС Востока 9,5 ГВт. Несмотря на это, край является дефицитным по собственной генерации – и «выживает» за счет поставок из Хабаровского края, благо обе энергосистемы работают параллельно в составе ОЭС Востока. 

На первый взгляд кажется, что в Приморье наиболее проблемным объектом является самая мощная в крае, да и на всем Дальнем Востоке Приморская ГРЭС (1467 МВт, относится к филиалу «ЛуТЭК» АО «ДГК»). Но эта станция расположена на севере Приморья, вдали от центров электрических нагрузок, основная часть которых сосредоточена как раз на юге, в том числе в агломерации Владивостока. А максимально допустимый переток от ГРЭС ограничен условиями устойчивости и составляет 1230 МВт (в зависимости от состава работающего оборудования на станциях юга края) в зимний период и 870 МВт летом. Все это сильно обостряет проблему надежности и энергобезопасности именно южного Приморья. Кроме того, большая часть оборудования Приморской ГРЭС вводилось в эксплуатацию в 1980-х годах и пока вполне может обойтись плановыми ремонтами. 

По данным из Схемы и программы развития электроэнергетики Приморского края на 2019-2023 годы, район т.н. Южных электросетей подразделяется на районы Владивостока, Находки, Артема и Хасанского района, а также район между Артемовской ТЭЦ и Партизанской ГРЭС. При этом годовое потребление электроэнергии в этом энергоузле превышает 7,6 млрд кВт*часов в год, то есть более половины от краевого; а максимум собственных нагрузок составляет порядка 1,3 ГВт (по краю – 2311 МВт, данные за 2017 год). Больше всего, конечно, потребляет один лишь Владивосток – порядка 3,7 млрд кВт*часов в год (при максимуме потребление в 671 МВт), а по теплу – 3,9 млн Гкал в год (для сравнения: Артем – всего 1,5 млрд кВт*часов и 57,9 тыс. Гкал). Это примерно третья часть краевого потребления электрической и почти половина тепловой энергии. 

Между тем три действующие на юге электростанции имеют суммарную мощность всего лишь в 1100 МВт. Крупнейшие из них – как раз Владивостокская ТЭЦ-2 (497 МВт и 1051 Гкал/час), которая обеспечивает теплом и горячей водой более 60% Владивостока, и Артемовская ТЭЦ (400 МВт и 297 Гкал/час). Вместе с Партизанской ГРЭС они относятся к филиалу «Приморская генерация» АО «ДГК». 

Интересно, что электричества станция в Артеме вырабатывает больше Владивостокской ТЭЦ-2 (по итогам 2017 года, например, 2,1 млрд против 1,9 млрд кВт*часов), обеспечивая примерно пятую часть выработки всех ТЭС Приморья. И примерно шестую часть – всего потребления в крае. Но по теплу ТЭЦ-2 в краевой столице, конечно, вне конкуренции – 2,5 млн Гкал в год против примерно 600-700 тыс. Гкал у Артемовской ТЭЦ (объемы у нее в последние годы снижаются). 

При этом, согласно прогнозам из Схемы и программы развития электроэнергетики Приморья на 2019-2023 годы, потребление электроэнергии в крае будет расти среднегодовыми темпами в 2,69%. В итоге только Южному энергорайону в 2023 году понадобиться уже 8,7 млрд кВт*часов, а собственный максимум нагрузки вырастет до 1591 МВт. Более половины «съест» один Владивосток. Тепла городу в том же 2023 году понадобится уже 5,4 млн Гкал! Так что развитие в южном Приморье именно объектов тепловой, причем когенерации – дело жизненно необходимое. Тем более что количество оборудования ПАО «ДГК», эксплуатирующегося за пределами нормативных сроков эксплуатации (турбины, генераторы, котлы), превышает 80%.

Артемовская ТЭЦ в Артеме когда-то имела статус ГРЭС и носила имя Сергея Кирова – она одна из самых старых на Дальнем Востоке, построенная еще до ВОВ с широким использованием ручного труда. Первый турбогенератор заработал на ней 6 ноября 1936 года. В 1938 году первая на Дальнем Востоке воздушная ЛЭП 110 кВ связала ГРЭС с Владивостоком, в 1946 году линии протянулись до Уссурийска, а в 1954 году – до портовой Находки. В том же году мощность ГРЭС была доведена до 100 МВт, что сделало ее тогда самой крупной на Дальнем Востоке. С тех пор этот статус она утратила, как и историческое название – еще в середине 1980-х два турбоагрегата перевели в теплофикационный режим, после чего станция стала называться ТЭЦ.

Выдача электроэнергии и мощности в энергосистему края и ОЭС Востока с Артемовской ТЭЦ идет через ОРУ напряжением 220, 110 и 35 кВ, воздушные линии уходят на 13 подстанций, в том числе на Владивостокскую ТЭЦ-2. Поэтому в стратегическом плане станция в Артеме крайне важна для всей энергосистемы, особенно в ее южной части. 

Сегодня ТЭЦ работает по тепловому графику с конденсационной догрузкой в летний период. Тепловая схема выполнена с поперечными связями по основным потокам пара и воды. Система охлаждения оборотная, с градирнями, для водоснабжения используется водозаборный узел на реке Артемовке. Удельные расходы на производство тепла составляют 177,5 кг на Гкал, а на выработку электричества – 441,1 кг на кВт*час. Это не самые худшие показатели в Приморье – так, у Владивостокской ТЭЦ-2 они примерно такие же: 177,4 кг на Гкал и 423,5 кг на кВт*час. Главная проблема в Артеме – плохое состояние сооружений: здания станции, градирен. Оно не позволяет обойтись малой кровью – заменой оборудования. Именно поэтому замещение самой старой станции и модернизация самой крупной из действующих в южном Приморье выглядят очень правильным шагом для «РусГидро». 

Для замещения запланировано строительство новой Артемовской ТЭЦ-2 мощностью 420 МВт, которую разместят на новой площадке – на старой для новой станции просто нет места. Интересно, что и новая станция также будет работать на бурых углях, хотя на той же ТЭЦ-2 во Владивостоке с 2008 года на газ перевели десять из 14 котлов. Для густонаселенного мегаполиса, зажатого между сопок, это было логичным решением – как минимум, с точки зрения экологии. Суммарная потребность Артемовской ТЭЦ-2 может превысить 4,6 млн тонн твердого топлива в год, что позволит поддержать угледобычу в регионе. И обеспечить диверсифицированный топливный баланс. Опыт строительства угольных ТЭС у «РусГидро» теперь есть: ГРЭС-2 на Сахалине строится на этом топливе из тех же соображений. При этом вопросы экологии будут закрыты использованием современных технологий, таких как электрофильтры с эффективностью более 99%. 

Здания Владивостокской ТЭЦ-2 находятся в гораздо лучшем состоянии (станция работает с 1970 года), поэтому здесь для минимизации затрат было решено не строить новую станцию, а модернизировать действующую. Планируется полностью заменить три самых старых турбоагрегата (их суммарная мощность возрастет с 283 МВт до 360 МВт), а также провести масштабную реконструкцию 8 из 14 котлоагрегатов.

Проблема Артемовский ТЭЦ – плохое состояние самих сооружений – здания станции, градирен, что не позволяет обойтись малой кровью – заменой оборудования.
Александр Попов шеф-редактор «Кислород.ЛАЙФ»
Если вам понравилась статья, поддержите проект