26 января 2023

«Мирный атом» для Норильска

«Норникель» рассматривает возможность строительства в Норильском промышленном районе АЭС малой мощности. Подробностей проекта пока нет, переговоры с «Росатомом», по всей видимости, только начаты. Но готовые решения у госкорпорации точно есть.
Поделиться в социальных сетях

Президент «Норникеля» Владимир Потанин неожиданно сообщил, что компания рассматривает возможность строительства в Норильском промышленном районе (НПР) атомной электростанции (АЭС). Сенсационное заявление прозвучало в программном интервью топ-менеджера РБК-ТВ. Про словам Потанина, хотя западные санкции в отношении самого «Норникеля» не вводились, на деятельности компании они все равно отразились, и ей пришлось корректировать стратегию. Но при этом и «Норникель», и весь НПР «развивается, и будет развиваться, программу роста мы как стратегию не отменяли». «Значит, понадобится больше электричества», – заявил Потанин. 

«Тепла в НПР производится достаточно, даже с избытком, нужно именно электричество. ТЭЦ производят и тепло, и энергию. Мы хотели заменить турбины на такие, которые производят больше электричества, меньше пара. Но наши тогда еще партнеры американские и немецкие нам отказали в этом. Мы нашли выход – и сейчас работаем совместно с «Росатомом» над проектом установки там ядерных мини-реакторов наземного или, возможно, наводного базирования, которые за горизонтом 2030 года нам обеспечат как раз большую доля производства электроэнергии по отношению к тепловой энергии», – раскрыл суть замысла глава компании.

Добавив, что «изначальную неэффективность, которую нам заложил отказ немецких, американских компаний с нами сотрудничать, мы преодолеваем за счет перспективного сотрудничества с «Росатомом», у которых тоже пока это не поставлено на поток, но они собирают заказы от якорных инвесторов». «Формируется пул заказов, которые позволят «Росатому» эту компетенцию развить, а нам получить то, что мы не получаем через наших западных партнеров», – добавил Потанин. 

По данным «Кислород.ЛАЙФ», совместный проект двух гигантов – частного металлургического и государственного атомного – действительно возможен, но переговоры пока находятся в самой начальной стадии. Поэтому каких-то четких подробностей пока раскрыть не получится. Показательно, что в госкорпорации заявление Потанина пока тоже не комментировали. Стоит отметить, что за всю историю развития норильской энергетики, которая начиналась на угольном топливе, а сейчас является одной из самых «зеленых», о «мирном атоме» на 69-ой параллели почему-то даже не задумывались. 

Хотя в условиях Крайнего Севера в России функционирует две АЭС. Первая из них, Кольская в Мурманской области – построенная в суровом климате Заполярья, является самой северной АЭС в Европе. Работает она уже полвека, с 1973 года. Здесь установлено четыре энергоблока с реакторами типа ВВЭР мощностью 440 МВт каждый (в 2019-м году срок эксплуатации первых двух был продлен до 2033 и 2034 годов), которые обеспечивают электроэнергией более половины потребителей в Мурманской области и Карелии. А вот Билибинскую (сейчас у нее мощность 36 МВт), которая с 1974 года работает в изолированном Чаун-Билибинском энергорайоне Чукотки, в зоне вечной мерзлоты (это тоже уникально для мировой практики), концерн «Росэнергоатом» (управляет всеми АЭС в России) намерен постепенно вывести из эксплуатации – первый энергоблок с реактором ЭГП-6 «погасили» в 2019-м.

Другими словами, климатическая специфика Норильска преградой для реализации проекта строительства АЭС точно не станет.

https://tv21.ru/
Владимир Потанин: «Тепла в НПР производится достаточно, даже с избытком, нужно именно электричество».

Теперь о предпосылках

Еще на излете советской эпохи в технологически изолированном от ЕЭС России НПР у «Норникеля» сложилось уникальное сочетание газовой и гидрогенерации – почти 50% мощности энергосистемы приходится на две крупные ГЭС – Усть-Хантайскую и Курейскую (суммарно 1111 МВт), с водохранилищами многолетнего и сезонного регулирования. А остальное – на три ТЭЦ (общей мощностью 1205 МВт), которые работают на природном газе газоконденсатных месторождений Таймыра (в качестве резервного и аварийного используется не уголь, которого на полуострове в избытке, а дизельное топливо «зимних» и «арктических» марок). 

Модернизация Усть-Хантайской ГЭС (с ростом ее мощности до 511 МВт) завершилась в конце 2021 года, сейчас компания готовится приступить к аналогичному масштабному проекту на Курейской станции (600 МВт). Замена энергоблоков продолжается и на ТЭЦ-2 в Талнахе. В конце 2021 года в интервью «Кислород.ЛАЙФ» вице-президент «Норникеля» по энергетике Евгений Федоров заявлял, что компания планирует построить на территории Норильской ТЭЦ-3 в Кайеркане еще и первые в НПР парогазовые установки. Фактически речь в данном случае шла бы о возведении нового объекта генерации, по сути, ТЭЦ-4, работающей в высокоэффективном именно для выработки электроэнергии парогазовом цикле.

Такое строительство позволило бы обеспечить рост перспективных нагрузок до 2025 года (Федоров оценивал его в 400-600 МВт), а также свести к минимуму работу паровых турбин всех трех ТЭЦ в конденсационных режимах (что приходится делать в летние месяцы). Тогда в планах было в 2023 году начать стройку, чтобы к 2025-2026 году получить по 130-150 МВт на каждой из двух ПГУ. 

Очевидно, подобный проект мог быть реализован исключительно на базе газовых турбин большой мощности и только иностранного производства, так как в России подобное оборудование до сих пор не производятся. Концерн «Силовые машины» лишь в декабре прошлого года сообщил, что успешно завершил сборку головного образца ГТЭ-170, первой российской мощной турбины (будущие промышленные образцы уже законтрактованы другими энергокомпаниями). Так что на фоне отказа производителей таких турбин, а это, главным образом, американская General Electric и немецкая Siemens, от новых коммерческих контрактов в России, выбор у «Норникеля» действительно оказался сильно ограничен. 

Можно было бы, наверное, купить «большую» газовую турбину в «дружественных» странах (в том же Иране), начать сотрудничество с «Силмашем» (то есть сделать ставку на экспериментальное еще оборудование, что чревато для Крайнего Севера), построить еще пару «обычных» энергоблоков в доказавшем свою надежность в НПР паросиловом цикле… Но все это вряд ли оказалось бы слишком эффективным. Так что прямая дорога к партнерству с «Росатомом», видимо, была безальтернативной.

Тем более что в атомной энергетике Россия является мировым лидером: в стране создан полный цикл производства оборудования и строительства объектов генерации на ядерном топливе. Кроме того, Владимир Потанин не зря сделал важную оговорку – про то, что «пока это не поставлено на поток», и что «набор заказов от якорных инвесторов позволит госкорпорации эти компетенции развить». То есть в данном случае подход «Норникеля» выглядит еще и абсолютно государственным, тем более что и у «Росатома» из-за санкций сокращается ареал международного сотрудничества.

Компания планировал построить на территории Норильской ТЭЦ-3 в Кайеркане первые в НПР парогазовые установки.

О каких АЭС может идти речь?

Вообще, АЭС – это, как правило, очень мощные тепловые электростанции. Но существует и «средняя» (энергоблоки до 700 МВт), и «малая» (до 300 МВт), и даже микро атомная энергетика (реакторы до 15 МВт). МАГАТЭ все это определяет термином Small Medium Reactor, или SMR. Видов таких «малогабаритных реакторов», предназначенных для серийного строительства, в мире создано огромное множество. В России тоже накоплен богатый опыт разработки, строительства и эксплуатации малых энергетических установок, работающих на ядерном топливе – прежде всего, для атомного ледокольного флота (кстати, в сфере перевозок по СМП «Норникель» и «Росатом» успешно и эффективно сотрудничают уже несколько десятилетий). 

Так что нет ничего удивительно в том, что «Росатом» давно уже сделал ставку на использование таких реакторов для строительства атомных станций малой мощности (АСММ), которые «позволяют обеспечить энергонезависимость региона, стабильное электро- и теплоснабжение экологически чистой энергией (в том числе для энергоемких производств), снижение выбросов вредных веществ в атмосферу вследствие замещения действующих источников генерации (дизельных, в частности)». Как сказано на сайте госкорпорации, АСММ, прежде всего, «предназначены для удаленных районов с неразвитой сетевой инфраструктурой, в которых нецелесообразно сооружение более мощных АЭС», но необходимо «наличие стабильного источника энергии, способного работать в режиме 24/7». Это «обеспечивает преимущества для развития местного бизнеса и удовлетворения потребностей недропользователей». 

Такие объекты могут производить не только электрическую, но и тепловую энергию, что «важно для районов с холодным климатом», и даже заниматься опреснением воды. Компактные размеры реакторов позволяют строить модульные объекты, с постепенным наращиваем мощности (при необходимости). АСММ еще и обладают большой маневренностью: мощность реакторной установки можно менять до 1% в секунду, то есть тонко подстраивать под необходимую нагрузку электросети. Такие проекты, в отличие от традиционного коммерческого продукта «Росатома» – энергоблоков с реактором ВВЭР-1200 – очевидно, еще и менее затратны и на этапе СМР, и в ходе операционного обслуживания. 

Важно подчеркнуть, что структурой «Росатома» – ОКБ «Африкантов» – были разработаны готовые проекты АСММ. В наземном исполнении – на базе ледокольных реакторов серии РИТМ-200, имеющих высокий уровень безопасности, достигаемый за счет многоуровневых систем и барьеров-оболочек, а также барьеров, исключающих выброс радиоактивных веществ в окружающую среду. Шесть установок серии РИТМ-200 сейчас работают на трех атомных ледоколах, в том числе на «Артике», который вошел в состав ледокольного флота России в октябре 2020 года. Это «подтверждает референтность данной технологии», отмечали в госкорпорации.

А для плавучих АСММ – разработан проект на базе реакторов КЛТ-40С, которые ранее тоже «успешно зарекомендовали себя за многие годы безаварийной эксплуатации в российском атомном ледокольном флоте». Другими словами, технологически оба проекта доведены до серийного производства. Более того, два реактора КЛТ-40С суммарной мощностью 70 МВт были установлены на единственной в мире действующей АЭС, построенной на базе плавучего энергоблока «Академик Ломоносов».

В конце 2019 года она была пришвартована в Певеке на Чукотке, и тогда же выдала первую электроэнергию в изолированную сеть Чаун-Билибинского узла ЧАО. Ввод станции в промышленную эксплуатацию состоялся в мае 2020 года, в номинальном режиме она может выдавать до 60 МВт электрической и до 50 Гкал/час тепловой энергии (максимум – 145 Гкал/час при снижении электрической мощности до 30 МВт). 

Эту АСММ в плавучем варианте, что называется, можно уже «увидеть наяву»; при этом в «Росатоме» уже разработали и проект оптимизированного плавучего атомного энергоблока на базет реакторов РИТМ-200, благодаря чему мощность плавучей АЭС можно будет довести до 100 МВт, а срок использования одной загрузки ядерным топливом – до 10 лет (вместо шести, как на действующей). «Атомэнергомаш» (машиностроительный дивизион «Росатома») в 2021 году подписал договор на поставку четырех модернизированных ПЭБов для снабжения Баимского ГОКа на Чукотке именно на базе восьми РИТМов (ввод первых двух в эксплуатацию в районе мыса Наглёйнын ожидается к началу 2027 года, третьего – к началу 2028 года, четвертого – к началу 2031 года).

А вот АСММ в наземном исполнении у «Росатома» еще нет. Проект сооружения такой станции сейчас реализуется в Усть-Янском районе Якутии, в пос. Усть-Куйга. По данным госкорпорации, для него там есть весомое экономическое обоснование: завоз топлива на север этой республики сильно осложнен тяжелыми условиями Арктики». Согласно плану, строительство объекта будет завершено в 2028 году, и обеспечит стабильное и чистое энергоснабжение проекта освоения золоторудного месторождения «Кючус», которое является одним из крупнейших в России.

Летом прошлого года на ПМЭФ-2022 заявлялось, что по проекту этой АСММ уже получено положительное заключение государственной экологической экспертизы, завершены инженерные изыскания, проведены общественные слушания. Шло оформление земельных участков для строительства станции и инфраструктуры, подготовка документов территориального планирования и градостроительного зонирования. 

Кстати, на том же форуме «Росатом» и правительство Якутии подписали соглашение «о намерениях и порядке организации сотрудничества в целях продвижения проектов АСММ на базе другой реакторной установки – «Шельф-М», с установленной электрической мощностью до 10 МВт, которую планируется ввести позже, в 2030 году. Это уже более передовой вариант малых атомных реакторов: кроме «Шельфа», госкорпорация ведет разработки проектов «Витязь», АТГОР, СВБР-100, АБВ-6, а в рамках программы «Прорыв» сооружает БРЕСТ-300. «Пока кроме БРЕСТа все эти реакторы остаются в стадиях технического предложения или эскизного проекта, не имея финансирования и привязки к конкретному строительству, однако при изменении конъюнктуры и пожеланиях заказчиков могут быть доведены до реальной АЭС за 5-10 лет», отмечалось в 2019 году в большом обзоре газеты «Известия»

Главная проблема АСММ и в наземном, и в плавучем исполнении – пока что достаточно высокая себестоимость выработки электрической энергии. Например, у ПАТЭС в Певеке в бездотационном варианте стоимость электроэнергии достигала 60 рублей за кВт*час – такая цена была бы неконкурентна в сравнении с дизельной или угольной генерацией. Фактические тарифы, конечно, у станции намного меньше, но тоже не особо дешевые. Впрочем, в случае с НПР такие вопросы могут стать предметом межкорпоративных договоренностей «Норникеля» и «Росатома».

«Реновация мощностей и покрытие растущего спроса»
«Реновация мощностей и покрытие растущего спроса»

Вице-президент «Норникеля» по энергетике Евгений Федоров – о проектах модернизации ГЭС и ТЭЦ на Таймыре, отказе от дизельного топлива, водозаборе на реке Норильской и повышении энергоэффективности.

Чем уникальна модернизация Усть-Хантайской ГЭС?
Чем уникальна модернизация Усть-Хантайской ГЭС?

Здесь с 2014 года «Норникель» реализует масштабную программу стоимостью более 8 млрд рублей, в результате которой мощность станции вырастет на 70 МВт. При этом поворотно-лопастные турбины меняют на радиально-осевые.

Александр Попов Учредитель и шеф-редактор «Кислород.ЛАЙФ»
Если вам понравилась статья, поддержите проект