Новые мощности для Талнаха

На одном из ключевых предприятий АО «Норильско-Таймырская энергетическая компания» (НТЭК, дочернее предприятие «Норникеля») – ТЭЦ-2 в Талнахе – развернута модернизация, по масштабу инвестиций двукратно превышающая другой, не менее глобальный и тоже уникальный проект – замену всех гидроагрегатов Усть-Хантайской ГЭС. До конца 2024 года «Норникель» вложит почти 16 млрд рублей в установку на теплоэлектроцентрали двух новых энергоблоков. В итоге электрическая мощность ТЭЦ-2 вырастет с 425 до 515 МВт, а тепловая – с 1151 до 1243 Гкал/час. Это увеличит надежность энергоснабжения жилых районов и предприятий Заполярного филиала «Норникеля», в первую очередь – расширяющей мощности Талнахской обогатительной фабрики и рудников Правобережья. 

Как рассказали «Кислород.ЛАЙФ» в «Норникеле», модернизация ТЭЦ-2 пройдет в три этапа. На первом, который уже завершается, будет произведена замена энергоблока №1, выведенного из эксплуатации еще в начале 2000-х. За прошедшие с запуска проекта два года строители полностью освободили ячейку от старого оборудования, после чего укрепили фундаменты, смонтировали новый паровой котел, а также турбину в комплекте с турбогенератором. Интересно, что если «старые» котлы стояли поперек главного корпуса, то «новые» будут расположены вдоль. «Сейчас идет обвязка первого энергоблока кабельной продукцией, трубопроводами, медными шинами и монтаж панелей управления. Кроме того, мы поменяли обшивку всего здания Главного корпуса ТЭЦ-2, стеновые ограждения, кровлю, заменили газоходы до дымовой трубы. Завершить работу и включить турбину первого энергоблока в сеть планируется в июне 2020 года», - рассказал «Кислород.ЛАЙФ» заместитель генерального директора НТЭК по капитальному строительству Игорь Коробкин. 

Стартовали и работы по демонтажу энергоблока №2, который давно выработал парковый ресурс. Еще десять лет назад с него сняли конденсатор и ПНД-2 турбины, из-за чего блок функционировал в режиме противодавления, с неудовлетворительным техническим состоянием лопаточного аппарата, с ограниченной электрической (55-60 МВт вместо номинальных 100 МВт) и тепловой мощностями (130 вместо 147 Гкал). В 1995 году нормативный срок эксплуатации вышел и у трансформатора энергоблока, а в 2010-м году выработал парковый ресурс и электрогенератор ТВФ-100. Ввод обновленного агрегата, по параметрам аналогичного первому (130 МВт и 160 Гкал) запланирован на 2022 год. На третьем этапе модернизации планируется усилить противопожарную безопасность ТЭЦ-2 – построить новую насосную станцию с баками запаса воды.

Немного истории 

В структуре НТЭК – три тепловых электростанции, работающих на природном газе; их нумерация соответствует очередности ввода. Каждая ТЭЦ по электрической энергии работает на всю изолированную энергосистему Таймыра, закольцованную ЛЭП, а по теплу – на собственные, не связанные друг с другом, контуры. Основной профиль предприятий уже давно – теплофикация, чего не было при запусках, по крайней мере, первых двух ТЭЦ – тогда Норильскому комбинату нужнее была электроэнергия. Но с пуском в 1970-х Усть-Хантайской ГЭС энергобаланс на Таймыре существенно изменился, и ТЭЦ постепенно перестроили под постоянно растущие тепловые нагрузки. Параллельно закрыв в НПР все мелкие котельные. 

ТЭЦ-1 работает с 1942 года, и сегодня греет и освещает сам Норильск – ее трубы хорошо видны в центре города. Несмотря на закрытие в 2016-м самого старого Никелевого завода и сокращение электрической мощности, по выработке тепла первая станция превосходит ТЭЦ-2 и ТЭЦ-3 вместе взятые и обеспечивает практически половину из порядка 10-11 млн Гкал суммарного отпуска всей НТЭК. Самая «младшая» ТЭЦ-3 была построена для покрытия тепловых нагрузок гигантского Надеждинского металлургического завода и соседнего с ним пос. Кайеркан. Установленные при запуске станции в 1981 году две турбины ПТ-60-90/13 одно время даже использовали утилизационный пар с котлов основного производства завода. Этого уже давно не происходит, но связка станции с «Надеждой» остается незыблемой. 

ТЭЦ-2 строили с 1965 по 1989 годы по проекту Ленинградского отделения института «Теплоэлектропроект», станция исторически обеспечивала теплом и электроэнергией промузел и жилой комплекс в пос. Талнах (сегодня и он, и Кайеркан входят в границы одного муниципалитета – Норильска). Главное предназначение ТЭЦ-2 – произвести теплоноситель для рудников «Норникеля» («Октябрьский», «Таймырский», «Комсомольский» и «Маяк»; для отдаленного от всех «Скалистого» в прошлом году запустили небольшую котельную), обогатительных фабрик, а также жилого сектора – не изменилось. 

Интересно, что из-за специфики спроса тепловую энергию в паре ТЭЦ-2 никогда не отпускала – в нем просто не было необходимости. «Основной потребитель тепловой энергии ТЭЦ-2 – калориферные установки рудников ЗФ, которые отвечают за подогрев воздуха, идущего на вентиляцию стволов. Наша задача – передать сетевую воду до калориферов, с помощью которых они воздух и греют. Рудники раскиданы от станции на разные расстояния, в том числе и в несколько километров. Передавать на такие расстояния пар, а потом еще обратно собирать конденсат было бы, вероятно, не то чтобы затратно, а просто не эффективно. Поэтому основной профиль ТЭЦ-2 – теплофикационный, с турбин идут исключительно теплофикационные отборы, а единственным теплоносителем является вода», - объясняет специфику работы станции главный инженер АО «НТЭК» Олег Машинец. Для водообеспечения ТЭЦ-2, кстати, используется водохранилище – гидроузел создан на реке Хараелах.

В отличие от первой станции, имеющей продольную компоновку, вторая теплоцентраль (как и позже ТЭЦ-3) изначально строилась по блочной схеме, т.н. «дубль-блоками»: два паровых котла в комплекте с одной турбиной. Энергоблок №1 в составе турбины К-100-90 и двух котлов ТП-13А на 150 Гкал запустили 30 сентября 1969 года. Под конец 1970 года ввели в эксплуатацию и совершенно идентичный энергоблок №2. На старте работы станция сжигала уголь, так как газ к тому времени до НПР еще довести не успели. Но энергоблоки №3 и №4, идентичные с первыми двумя, в 1972 и 1978 году запускали уже на газе. Свидетельств «угольного прошлого» на станции сейчас не найти – топливоподача и ГЗУ давно ликвидированы. 

Последние, самые молодые энергоблоки на ТЭЦ-2 запустили под занавес советской эпохи – в 1987 и в 1989 годах соответственно. И это были уже чисто теплофикационные Т-110-130 на 175 Гкал каждый (в паре с двумя котлами ТГМЕ-464). Тепловые нагрузки в ту пору росли в связи с расширением рудной базы (строительство рудников «Октябрьский» и «Скалистый»), увеличением спроса со стороны населения и соцкультбыта самого Талнаха, а также ростом потребностей в электроэнергии во всем НПР. К тому же ввод Курейская ГЭС к тому времени сильно затянулся, ждать не было возможности. А пиковой водогрейной котельной с двумя котлами ПТВМ-180, запущенной под занавес 1983 года, тогда Талнаху тоже уже не хватало (кстати, в начале 1990-х эти котлы заменили на чешские ПБЗ-209).

Интересно, что и турбоагрегаты типа К в 1980-е реконструировали в теплофикационные ВК-100 (перемаркированы в Т-75-90), с устройством регулируемого отбора пара для подогрева сетевой воды в бойлерах.

Замещение и надежность

Замену физически и морально устаревшего оборудования на станциях НТЭК на более современное, экономичное и надежное, в «Норникеле» не прекращали никогда – ключевой потребитель всегда требовал ответственного отношения к собственным нуждам. За последние годы на ТЭЦ-2, к примеру, вместо воздушных высоковольтных выключателей и разъединителей с воздушным приводом на ЗРУ-110 кВ установили современные элегазовые от Siemens. А высоковольтные вводы заменили на кабельные вставки из шитого полиэтилена, что значительно повысило надежность электроснабжения в НПР и свело к минимуму вероятность отключения оборудования из-за снежных заносов, не редких в суровых норильских зимах. С 2014 года на станции также поменяли три мощных высоковольтных трансформатора и смонтировали четыре современные системы возбуждения генераторов СТС-2П-330-2000. 

На основное генерирующее оборудование станции продолжало стареть. При этом на ТЭЦ-1 физически изношенные турбины среднего давления, а также оборудование котельного цеха, заменили на более современные агрегаты еще в 1990-е и начале 2000-х. В результате самая «старая» станция в НПР приблизилась по параметрам паркового ресурса к самой «молодой» ТЭЦ-3. По данным из Схемы теплоснабжения Талнаха, на ТЭЦ-2 же «наблюдается дефицит тепловой мощности в размере 124,46 Гкал/час».

В целом по изолированной энергосистеме Таймыра к 2023-2024 году, с учетом мероприятий «Серного проекта», просматривался дефицит рабочей мощности в 50-150 МВт, а в маловодные годы – до 160-400 МВт. Подобное развитие событий неизбежно обернулось бы сокращением регламентированных ремонтных программ на действующем генерирующем оборудовании ТЭЦ, существенным ростом рисков непрогнозируемых отказов и, как следствие, ограничением потребителей (со снижением надежности и устойчивости энергоснабжения). То есть совершенно недопустимыми для НПР проблемами. 

«Для обеспечения существующей̆ и перспективной тепловой нагрузки потребителей необходимо произвести модернизацию ТЭЦ-2 с увеличением тепловой мощности», - говорилось в последней по актуализации версии Схемы теплоснабжения Талнаха. Проект в «Норникеле» утвердили в 2017 году, запланировав реконструкцию здания Главного корпуса, с заменой основного (котел, турбоагрегат, генератор) и вспомогательного технологического оборудования энергоблоков №1 и №2, включая всю обеспечивающую их работу инфраструктуру. В том числе переустройство газоходов, замену трансформаторов, реконструкцию ЗРУ 110 кВ, строительстве новой компрессорной (для обеспечения станции сжатым воздухом) и эстакады для прокладки теплофикационных трубопроводов, а также множество других взаимосвязанных мероприятий. 

Муки выбора

Интересно, что старые «дубль-блоки» решено было заменить на практически идентичные, но более современные – в составе двух паровых котлов типа Е-500-13,8-560Г и двух паровых турбин того же типа Т-120/130-12,8-2 (вновь устанавливаемое генерирующее оборудование, в соответствии с Техзаданием, будет иметь связи по основным потокам воды и пара). Турбины оснащаются электрогидравлической системой регулирования, а их проектирование выполнено с использованием 3D-моделирования. 

Как вспоминает главный инженер АО «НТЭК» Олег Машинец, этому выбору предшествовал глубокий анализ технических параметров и инвестиционной эффективности (по методу расчета ТСО) нескольких вариантов, благо в газовой генерации современных технологий достаточно. Среди них, например, ГТУ с котлом-утилизатором, стандартная ПГУ, газопоршневый двигатель и даже дизельная установка (оба варианта – в паре с водогрейными котлами). Но в итоге, хотя со стороны это и может показаться странным, ставка была сделана на традиционную для российских ТЭЦ паросиловую установку с энергетическим котлом, которая по некоторым параметрам даже уступала более «продвинутым» альтернативам. 

Например, ряд ГТУ и в паре с котлом-утилизатором, и в составе ПГУ, смогли бы работать с более высоким КПД и по теплу, и по электроэнергии. В то же время для таких установок потребовалось бы более высокое давление, чем на ТЭЦ-2 есть сейчас: пришлось бы строить новую декомпрессорную. К тому же ГТУ имели бы в два раза меньший номинальный ресурс, чем «обычная» турбина Т, их нельзя было бы ремонтировать на месте, да еще пришлось бы закупать в довесок резервную установку, необходимую для проведения капремонтов (в течение 40 лет эксплуатации). Просматривался даже риск постройки новой дымовой трубы, так как объем выхлопных газов от ГТУ мог оказаться в пять раз выше, чем в традиционном паросиловом решении. 

Еще один важный фактор, который стремились учесть в НТЭК – модернизация ТЭЦ-2 должна была вписаться в существующий Главный корпус. Парогазовая установка в него точно бы не влезла. Строить дополнительные корпуса и сопутствующую инфраструктуру пришлось бы и для газопоршневых, и для дизельных установок (при ставке на ДТ – еще и с топливохранилищем). Такие затраты сложно было даже оценить, не попав пальцем в небо – из-за отсутствия аналогов для расчетов (строительство в условиях вечной мерзлоты). Кроме того, последние два решения и за границей имеют небольшие мощности. Значит, «Норникелю» пришлось бы закупать не один мощный, а несколько агрегатов. 

Было учтено, что ПСУ большой мощности – стандартная и привычная технология, давно отработанная на российских предприятиях и интуитивно понятная оперативному персоналу ТЭЦ-2. Тогда как наиболее эффективные ГТУ, особенно мощные, пришлось бы завозить на Таймыр (что само по себе - операция не из простых) из-за рубежа. «В итоге было решено ставить знакомые нам турбины Т, только повышенной мощности. Это оказалось оптимальным решением как требующим наименьших капитальных вложений, наиболее экономичным с точки зрения OPEX и несущим меньше рисков по дополнительным капзатратам в процессе эксплуатации – те вещи, которыми мы можем управлять. Да, с точки зрения топливных затрат ПГУ было бы более экономичным вариантом, но в части затрат на техобслуживание и ремонты ПСУ вышло наиболее выгодным. Высокие затраты на эти статьи в решениях на основе ГТУ связаны с работой элементов агрегата в более агрессивных условиях, что в свою очередь формирует требования к надежности материалов, конструкций и технологий, и, соответственно, приводит к большей стоимости их обслуживания, ремонтов, замены», - объяснили «Кислород.ЛАЙФ» в «Норникеле». 

Но самое главное: практически все альтернативные варианты проигрывали ПСУ по такому параметру, как номинальная теплопроизводительность энергоблока – традиционная турбина Т с энергокотлом смогли бы обеспечить 141-183 Гкал/час, другие решения – меньше. «В условиях Таймыра парогазовые технологии, популярные в последние годы в других регионах, оказались бы неэффективны. В случае ставки на ПГУ нам пришлось бы ставить избыточную электрическую мощность либо дополнительный водогрейный котел. Учитывая продолжительность отопительного сезона в НПР, принципиальное значение в энергоблоках имеет тепловая мощность. КПД парогазовых или газотурбинных установок по теплу – максимум 30%. А блоки ПСУ способны работать в режиме теплофикации с КПД за 50%. Это означает, что на такой турбине можно выработать больше тепла при меньшей выработке электроэнергии – ведь чтобы получить тепловую энергию на ТЭЦ, нужно произвести определенный объем электричества. А на Таймыре 50% выработки электроэнергии закрывают ГЭС, более эффективная и дешевая генерация», - объясняет Олег Машинец. 

Таким образом, к 2022 году на ТЭЦ-2 заработают два совершенно новых, но традиционных для России теплофикационных энергоблока, которые в паре с запущенными с конце 1980-х практически аналогичными агрегатами сделают станцию одной из самых современных на Таймыре. Под вопросом пока – будущее энергоблока №3, также сильно устаревшего. Энергоблок №4 не так давно был реконструирован, и сейчас его можно использовать в качестве синхронного компенсатора в летний период, когда тепловая нагрузка не так востребована, а потребность в реактивной энергии существует.