«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.
В мае этого года вице-президентом «Норникеля» по энергетике был назначен Евгений Федоров. Ранее такой должности в управленческой структуре компании не было. Задача нового топ-менеджера – «координировать подготовку и реализацию стратегии развития энергетических активов компании, управлять производственными, экологическими, регуляторными, налоговыми и репутационными рисками».
Новый вице-президент напрямую подчиняется главе «Норникеля» Владимиру Потанину.
Федоров окончил Московский государственный технический университет им. Н.Э. Баумана по специальности «экономист», а степень кандидата экономических наук получил в Московском энергетическом институте.
В 2010-2013 годах возглавлял «Евросибэнерго» и «Иркутскэнерго», ключевые энергетические активы En+. И хотя в 2014-2015 годах он работал генеральным директором корпорации «Главмосстрой», а с 2016 года перешел в структуры «Альфа-Групп», Евгений Федоров считается специалистом именно в энергетике. Как и его родной брат Денис, который возглавляет «Газпром энергохолдинг».
Мы встретились с Евгением Федоровым в Норильске еще в октябре, на следующий день после того, как «Норникель» запустил на полную мощность обновленную Усть-Хантайскую ГЭС (подробнее по этой ссылке).
Но разговор получился не столько о гидроэнергетике, сколько о том, как компания в принципе собирается развивать свой энергетический дивизион: до 2030 года на это запланировано направить около 600 миллиардов рублей. А также о том, почему повышение энергоэффективности – настолько важное для «Норникеля» направление, безграничное в своих позитивных эффектах.
Про две ГЭС
- Евгений Владимирович, какова в целом логика модернизации энергетических активов «Норникеля», прежде всего, на Таймыре?
- Цели две. Первая – реновация основных фондов, по большей части морально устаревших. На это направлены мероприятия по замене изношенных котлов, турбин, генераторов. Вторая цель – это обеспечение роста потребностей комбината в электрической и тепловой энергии, связанного с планами по увеличению объемов добычи и переработки руды, а также запуском объектов «Серной программы». Так или иначе, но на практике мы пытаемся совместить эти две пересекающиеся истории. Например, замена двух энергоблоков на Норильской ТЭЦ-2 – это не просто замена, но и рост мощностей, с 75 до 120 МВт на каждом. Причем в действующих ячейках.
- Ранее в АО «НТЭК» заявляли, что дефицит рабочей мощности в изолированной энергосистеме НПР к 2024 году может составить до 400 МВт. Сейчас эта оценка не выросла?
- Мы понимаем, что в конце 2025 – начале 2026 годов нас ждет серьезный рост нагрузок –в диапазоне от 400 до 600 МВт. Под эти сроки и осуществляется реновация Норильской ТЭЦ-2 в Талнахе, завершена модернизация Усть-Хантайской ГЭС. Впереди – обновление Курейской ГЭС, а также строительство дополнительных мощностей на Норильской ТЭЦ-3 в Кайеркане. И другие проекты – как реновации, так и нового строительства.
- На Усть-Хантайской ГЭС вместо поворотно-лопастных в ходе модернизации были установлены радиально-осевые турбины. При строительстве станции проектировщики ошиблись?
- Нет. Дело в том, что поворотно-лопастная турбина – это идеальный регулятор частоты, она практически не имеет нежелательных зон работы, и может «гулять» в широком рабочем диапазоне. А Усть-Хантайская ГЭС изначально выполняла функцию регулятора частоты в изолированной энергосистеме НПР. Радиально-осевые турбины (РО) для этого используют реже, потому что они, как правило, имеют нежелательные зоны работы, в которых возникает повышенная вибрация, кавитация, и этот диапазон приходится максимально быстро «проскакивать». Вот Курейская ГЭС у нас в основном работает «в базе», и там турбины типа РО показали свою эффективность.
Но за минувшие десятилетия особенности эксплуатации первой нашей ГЭС изменились. Во-первых, в НПР сложилась не та структура генерации, которую планировали в советское время: тогда здесь должна была появиться еще и огромная Эвенкийская ГЭС, причем недалеко – по местным меркам – от Курейки. Во-вторых, сильно поменялась по отношению к плановой и структура нагрузок. Например, не так давно в Норильске еще работал Никелевый завод, а это, на секундочку, около 300 МВт. Но теперь его нет. Наконец, развивались и технологии в самой гидроэнергетике. Поэтому смена типа турбины – это не признание ошибки, которой на самом деле и не было, это ответ на фактически сложившийся в НПР энергобаланс.
- То есть обновленная ГЭС не будет использоваться в качестве регулятора частоты?
- Почему, будет, ее ключевая функция не изменится. Безусловно, «Хантайка» останется регулятором частоты энергосистемы. Другое дело, что необходимый энергосистеме диапазон регулирования сейчас сильно уменьшился, чем закладывалось при проектировании ГЭС и для чего и нужны были на ней поворотно-лопастные турбины. И потребители другие, и генераторы другие. И под эти текущие, сложившиеся в итоге эксплуатационные условия вполне хватит и регулировочного диапазона радиально-осевых турбин. Которые по сравнению с поворотно-лопастными машинами обладают безусловными преимуществами.
- Следующий этап – модернизация Курейской ГЭС. Там менять тип турбин не планируете? Насколько планируете нарастить мощность?
- Знаете, установленная мощность – это, мягко говоря, весьма условная ценность для гидроэлектростанции применительно к нашей изолированной энергосистеме. Могу так ответить – на Курейской ГЭС мы, скорее, поборемся за КПД гидроагрегатов. Если коротко объяснить, то обычно при проектировании ГЭС закладывается определенный диапазон максимальной эффективности оборудования, который достигается при определенных напорах и определенных расходах воды. Главная задача при замене рабочего колеса – чтобы максимальный КПД гидроагрегат достигал при работе в тех зонах, которые наиболее часто возникают, исходя из исторических режимов работы ГЭС. Смещая КПД в сторону максимально повторяющегося режима ГЭС, мы добиваемся и роста среднего КПД в течение всего года.
Поэтому на Курейской ГЭС мы будем менять радиально-осевую турбину – на радиально-осевую. И бороться будем не за мощность – будем стремиться к КПД в 100%! Поймите, можно ведь получить и 99% при напоре, который бывает, допустим, два дня в году. Но в этом никакой логики нет. Нам интересно добиться роста среднего КПД за период, который попадает именно в ту зону работы рабочего колеса, в тот напор, который наиболее часто в течение года фиксируется.
- Модернизация Курейской ГЭС обойдется дороже, чем Усть-Хантайской?
- Видимо, да. Посмотрим, что будет с ценами на металл, на стройматериалы… Пока оценка – порядка 10 млрд рублей. И мы рассчитываем, что первый обновленный гидроагрегат запустим уже в 2024-2025 годах. Для этого в следующем году объявим тендер. Думаю, сам отбор займет достаточно продолжительное время, потому что заводы-производители должны будут контрактно подтвердить целевую эффективность оборудования. По-хорошему, в 2022-2023 году нам хотелось бы выбрать генподрядчика. Сам проект придется реализовывать по той же схеме, что и в Снежногорске: последовательно, гидроагрегат за гидроагрегатом.
- Там тоже не позволят ускорится размеры машзала?
- Нет, там вопрос не в машзале, а в том, что ежегодно нужно пропускать через турбоагрегаты и через поверхностные водосбросы расчетный паводок. Правилами использования водных ресурсов реки Курейка запрещен вывод в капитальный ремонт больше, чем одной машины. Даже на этапе реконструкции.
- «Норникель» заявляет, что за счет модернизации растет выработка ГЭС, что позволяет сокращать выработку на ТЭЦ. А значит – и снижать потребление природного газа, и выбросы СО2. Означает ли это, что энергобаланс в НПР и далее будет смещаться в сторону ГЭС?
- До определенных пределов. Рост выработки ГЭС очевидно ограничен объемом накопленной в водохранилищах воды и приточности. Можем ли мы больше вырабатывать «зеленой» энергии? Можем. Только в объеме холостых сбросов, которые сейчас имеют место, но которых мы хотели бы избежать в дальнейшем. Но это относительно небольшая величина, совсем маленькая для Усть-Хантайской ГЭС (за счет водохранилища многолетнего регулирования), чуть большая – для Курейской ГЭС (классическая ГЭС с сезонным стоком, годичного регулирования, ее водохранилище быстро набирается – и быстро срабатывается). Единственный наш потенциал в части прироста выработки на ГЭС – это уход от холостых сбросов. И, как я рассказывал выше, повышение КПД. Но сотни мегаватт мы, очевидно, из этого не выжмем.
Поэтому основную часть дополнительной нагрузки, которая будет появляться в НПР, нам придется покрывать за счет тепловых электростанций. И в этом смысле у нас энергобаланс будет, возможно, сдвигаться в сторону природного газа, поскольку его то мы сможем сжечь больше, чтобы обеспечить рост потребления, а воды у нас больше, чем даст природа, не будет. Думаю, в перспективе порядка 40% выработки будут обеспечивать ГЭС, остальное – ТЭЦ. В рамках тех объемов прироста (порядка 400 МВт), думаю, минимум 2/3 обеспечат мероприятия на ТЭЦ.
Про ТЭЦ
- Давайте про них и поговорим. Для НПР, с учетом климатических особенностей, важнее все-таки теплоснабжение. А значит, ниже определенного предела тепловую генерацию вы все равно не разгрузите. Так за счет чего тогда снизятся выбросы парниковых газов?
- Норильские газовые ТЭЦ, как и такие же станции «на материке», работает в основном по тепловому графику – причем в НПР по понятным причинам очень длинному. Но даже при высокой теплофикационной загрузке не исключен переход и в конденсационные режимы, когда возникает, например, потребность покрыть в моменте возросший спрос на электрическую энергию. Потому что нет прямой зависимости, что если на улице холодно, то объем потребления электроэнергии сильно растет. А если тепло, то падает. В этом плане сокращение количества часов использования ТЭЦ в таких вот неэффективных для этого типа станций режимах – одна из ключевых наших задач в тепловой энергетике.
В то же время УРУТ наших ТЭЦ сильно лучше, чем в среднем по ЕЭС России. В том числе, и за счет длинной зимы. Конечно, в части УРУТ мы планируем и дальше двигаться к улучшению показателей. И здесь основной проект – это строительство двух новых парогазовых блоков на Норильской ТЭЦ-3. Их главное предназначение – заместить летнюю конденсационную выработку паросиловых блоков за счет более эффективного парогазового цикла. При работе в теплофикационном режиме КПД у обоих технологий плюс-минус одинаковый. Если мы говорим даже не про УРУТ на выработку электроэнергии, а про коэффициент использования тепла от топлива, то в обоих случаях будет вплоть до 90%. Принципиально другая история – при выработке электроэнергии в конденсационном режиме. Когда паровые турбины ПТ или Т работают в конденсационном режиме, их электрический КПД падает до 30%. Тогда как при парогазовой технологии КПД в конденсационном цикле превышает 50%-55%. Вывод очевиден – запуск ПГУ даст нам практически двукратный прирост КПД в тепловой генерации именно для конденсационного цикла.
- При модернизации Норильской ТЭЦ-2 «Норникель» тоже анализировал ПГУ, но в итоге выбор тогда был сделан в пользу классической паротурбинной установки. Почему?
- В энергосистеме нет смысла держать бесконечное количество турбин, которые наиболее эффективны именно в конденсационных режимах. Всегда нужно оценивать баланс в энергосистеме в целом. Но на ТЭЦ-2 в существующих ячейках энергоблоков, в действующем главном корпусе, удобнее было остаться в паросиловом цикле. Это было абсолютно разумное решение – либо станции пришлось бы сильно потерять в мощности. Условно говоря, пришлось бы в две ячейки «сажать» только одну ПГУ.
На ТЭЦ-3, в отличие от проекта на ТЭЦ-2, стройка будет идти не в существующем главном корпусе. Это будет новое строительство. По сути, новой ТЭЦ. Просто в непосредственной близости от действующей.
На наш взгляд, за счет двух парогазовых установок на ТЭЦ-3 и летней выработки гидроэлектростанций, мы сведем к минимуму работу паровых турбин всех ТЭЦ в конденсационных режимах. В каком-то смысле даже неважно, где конкретно появится эта эффективная машина – энергосистема у нас закольцованная и единая.
- Когда этот проект стартует?
- Технические и инвестиционные решения приняты. Я рассчитываю, что к концу следующего года у нас уже будет на руках готовая проектная документация, прошедшая все необходимые экспертизы. И в 2023 году мы выйдем на стройку. Пока что в планах – к 2025-2026 году получить 130-150 МВт на каждой из двух ПГУ. На этапе проектирования еще определимся: будем строить либо моноблок с одной газовой и одной паровой турбиной, либо – дубль-блок, когда будет две газовых машины и одна паровая.
- А когда будут запущены в эксплуатацию новые энергоблоки на ТЭЦ-2?
- Энергоблок №1 уже работает в режиме пуско-наладки. Торжественную ленточку на официальном запуске, надеюсь, перережем во втором квартале следующего года. Энергоблок №2 демонтирован, новую турбину там собрали процентов на 30%, котел новый смонтирован процентов на 25%. Далее по той же схеме на ТЭЦ-2 мы планируем заменить энергоблоки со станционными номера №3 и №4. Либо параллельно, если позволит баланс в энергосистеме, либо последовательно, друг за другом. На этой станции останется паросиловой цикл. Там очень хорошая тепловая нагрузка. Эта станция, пожалуй, с точки зрения тех же УРУТ – самая эффективная в НПР.
- Есть ли планы по развитию Норильской ТЭЦ-1, или там все и так хорошо?
- Планы есть, но если мы говорим про большие проекты, то точно за горизонтом 2025 года. Наращивать мощности там планов нет. Просто потому, что конкретно в этом энергоузле, в Центральном районе Норильска, нагрузка кратно расти не будет. Развиваться будет ТЭЦ-2, потому что будет развиваться Талнах. Развиваться будет ТЭЦ-3, потому что будет развиваться Надеждинский металлургический завод.
Отказ от нефтетоплив
- Инцидент с розливом дизтоплива в прошлом году показал уязвимость норильских ТЭЦ. Нет ли планов в обозримой перспективе отказаться от этого вида топлива в качестве резервного и аварийного для энергогенерации?
- Возможен. Как показали события прошлого года, вы правы, риски хранения этого топлива достаточно высокие. Мы уже движемся в сторону другой топливной схемы. ВНИИГАЗ обосновал возможность перехода норильских ТЭЦ на схему «газ – газ», при которой функцию и основного, и резервного топлива выполняет газ. Мы понимаем, что нам нужно сделать, какие мероприятия осуществить. Я рассчитываю, что к 2025-2026 годам эти мероприятия мы реализуем. И это нам с высокой долей вероятности позволит отказаться от дизтоплива в качестве резервного топлива.
- В числе этих мероприятий вы имеете в виду строительство новых газопроводов?
- Не только. Независимость магистральной газотранспортной инфраструктуры на Таймыре уже давно обеспечена. Есть вопросы к состоянию газораспределительных станций (ГРС) и газораспределительных пунктов, в том числе на самих ТЭЦ. К каждой ТЭЦ и сейчас подходит по две трубы, в этом смысле у нас большой объем работ для перехода на новую топливную схему уже давно выполнен. Но нужно реализовать еще несколько крупных мероприятий, без которых схема «газ – газ» не заработает.
Первое – нужно построить дополнительный газопровод Пелятка – Мессояха, чтобы связать эти два месторождения, для резервирования на случай аварийных событий, чтобы была возможность обеспечить подачу газа в полном объеме без ограничения потребителей. Второе большое мероприятие – модернизация существующих четырех ГРС. Также на не очень протяженных участках, порядка 2 км в сумме, нам необходимо разнести газопроводы на определенные безопасные расстояния.
На самом деле, порядка 95% из этих мероприятий необходимо было бы выполнять в рамках обычной хозяйственной деятельности, даже если бы не стояло цели отказаться от дизельного топлива. Ведь тот самый рост потребностей в электроэнергии приведет и к росту потребления газа. По нашим оценкам, порядка 1 млрд кубометров в год дополнительно. Лишь порядка 5% направлены именно на это, чтобы отказаться от дизеля. Но этот «бонус» сейчас для нас очень важен.
- Если на Таймыре отказ от нефтетоплива в энергетике выглядит реальной перспективой, то что будете делать на Кольском полуострове? Там ведь пока безальтернативен мазут. Чем его можно заменить?
- В Мончегорске у Кольской ГМК две котельных – паровая и водогрейная. Вторая порядка 60% – это нужды города, остальное – технологических процессов. Они обе мазутные. И это очень печально. Цена мазута в этом году выросла почти в два раза. Стандартная история – летом стоимость тонны мазута снижалась до примерно 11 тыс. рублей, к зиме росла ближе к 20 тыс. рублей. Но в этом году мы вынуждены были закупать это топливо за более чем 30 тыс. рублей и дороже. И есть риск, что на этом рост цен на остановится. Но сетевого газа в Мурманской области нет и перспективы его появления достаточно туманны.
- А в СПГ вы не верите?
- Пока его перспективы тоже не ясны. Конечно, двигаться в этом направлении необходимо. Потому что все эти бесконечные составы с мазутом, который сжигают, – это чудовищно. Мы рассматриваем для себя альтернативы, например, переход на электрокотельные. Тем более что с точки зрения электроэнергии Мурманская область имеет колоссальные резервы. Причем электроэнергии чистой – от Кольской АЭС и гидроэлектростанций ТГК-1, до нового ветропарка, который строит «Энел Россия». Но мы, конечно, ждем и СПГ.
Лучше водозабор, чем плотина
- Одна из проблем Норильска – обмеление реки Норилки. Планировалось решить ее за счет строительства ГТС. В каком состоянии сейчас этот проект?
- Действительно, есть река Норилка, и есть два водозабора – на правом и на левом берегу. Проблема в том, что в летний период в засушливые года у нас физически возникает проблема с водоснабжением потребителей. Эта достаточно давняя проблема, предлагалась масса решений. Среди них – вы не поверите, даже тянуть водоводы с Дудинки. Или бурить подземные скважины. Затем было предложено построить плотину, которая обеспечит подпор, и мы все тогда перестанем страдать от обмеления. Проект был даже включен в четырехстороннее соглашение о развитии Норильска, которое «Норникель» и власти подписали в феврале этого года.
На наш взгляд, вместо ГТС эффективнее построить новый водозабор, который, в том числе, будет учитывать и изменение русла, которое происходит, и возможное обмеление реки в летний период. Дело еще и в том, что за счет плотины мы не решим проблему состояния действующих водозаборов. Им тоже уже много лет. Кроме того, строительство ГТС – дело непростое, поскольку формально Норилка является рекой судоходной. Наконец, здесь не очень хорошее качество грунтов, а какой бы плотина не была, к таким проектам предъявляются высокие требования с этойточки зрения. Последнее, конечно, решаемо, но вопрос в том, сколько это все будет стоить, и какие последствия будет иметь.
Кажется, что решение с новым качественным, по-новому спроектированным водозабором поможет решить сразу две проблемы – мы не залезаем в естественную экологическую среду реки и решаем проблемы старых сооружений – их можно будет просто ликвидировать. Отрадно, что именно этот проект включен в утвержденный правительством Комплексный план социально-экономического развития Норильска до 2035 года.
- И водозабор окажется дешевле?
- Вряд ли, такое сооружение будет, наверное, стоить сопоставимых с ГТС денег. Сейчас оценка – до 12 млрд рублей. Но вопрос в данном случае – не в том, чтобы сэкономить, а чтобы за счет этих инвестиций решить проблему раз и навсегда. Плюс к этому, водозабор можно в два раза быстрее построить, чем плотину.
- Давайте поговорим про энергоэффективность. Кажется, что это направление наиболее перспективно и в плане экономики, и с точки зрения сокращения СО2. Здесь на что вы делаете ставку?
- Концентрируемся, прежде всего, на сокращение потерь при транспортировке теплоносителя. Одно из направлений в этой связи – частичная децентрализация теплоснабжения, особенно в части пара. Планируем на горизонте до 2028 года уйти от поставки пара потребителям от ТЭЦ-1 – паропроводы от нее достаточно протяженные, потери очень значительные.
Вторая задача – обеспечить проектный теплосъем у наших потребителей (прежде всего – на промплощадках), за счет чего мы сможем значительно сократить потери и снизить расход электроэнергии на собственные нужды. Есть целая программа и из иных мероприятий, частично уже реализуемых, частично – запланированных к началу реализации в ближайшее время.
- Планируется ли закрытие открытой сейчас системы теплоснабжения Норильска?
- Да. В рамках той программы реконструкции, которая запланирована по тепловым сетям, будет в том числе и закрытие системы теплоснабжения.
- А перевод Норильска на модель «альтернативной котельной» не рассматриваете?
- Рассматриваем. Пока не готовы выходить с такой инициативой, но такая возможность активно прорабатывается.
«Норникель» усиливает свои экологические программы, а также поддержку регионов присутствия – таковы уроки 2020 года, тяжелого для компании не только из-за инцидента на Норильской ТЭЦ-3, но и пандемии коронавируса.
Замена двух энергоблоков на ТЭЦ-2 – крупнейший инвестпроект «Норникеля» в энергосистеме Таймыра. Почему компания вкладывает 16 млрд рублей в традиционный паросиловой цикл и другие детали модернизации – в материале «Кислород.ЛАЙФ».
