Спецпроекты

Семь фактов об энергетике Таймыра

image

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.

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! 

Сеть газопроводов Таймыра также не связана с Единой системой газоснабжения РФ. Собственных ресурсов хватит на много десятилетий.

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.

Основные показатели производственной деятельности АО «НТЭК»

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!

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».

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.

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. 

К площадке ТЭЦ-3 примыкает крайне энергоемкое производство кислорода, необходимого для работы печей и Медного завода, и НМЗ.

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.

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. 

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.

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).


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. 

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

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.

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. 

За счет модернизации установленная мощность ТЭЦ-2 возрастет с 425 до 590 МВт, тепловая – с 1151 до 1389,4 Гкал/час.

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.

Новости с пометкой «Норильск»

Читайте также

Смотрите также