: Евгений ОгородниковФинский

: Евгений ОгородниковФинский

Евгений Огородников

Финский концерн Fortum запустил сверхновую теплоэлектростанцию. Однако за время строительства Няганской ГРЭС экономика России настолько изменилась, что необходимость в станции пропала

Уникальные градирни могут работать при перепадах годовой температуры в 80 ?С

Фото предоставлено FORTUM

Дочерняя компания финской Fortum официально запустила Няганскую ГРЭС (НГРЭС). Теперь строительство электростанции вышло на финишную прямую, и в течение года будет запущено еще два блока. После чего станция заработает на полную мощность в 1,26 ГВт.

Fortum пришел в Россию во время реформы РАО ЕЭС. В 2008 году концерн приобрел компанию ТГК-10, генерирующую энергию и тепло в Челябинской и Тюменской областях. При этом Fortum взял на себя обязательство выполнить крупную инвестпрограмму: добавить к имевшимся мощностям в объеме 2,8 ГВт еще 2,4 ГВт энергетической мощности. То есть увеличить операционные возможности компании почти вдвое. Планируемый бюджет составлял 2,5 млрд евро.

К настоящему времени больше половины инвестпрограммы выполнено. В 2011 году ОАО «Фортум», российская дочерняя компания финского концерна, возвело три небольших энергоблока суммарной мощностью 0,6 ГВт. В апреле 2013 года был запущен первый энергоблок НГРЭС, в ближайшие месяцы пустят второй. До конца 2014 года будет запущена третья турбина, после чего Няганская электростанция заработает на полную мощность. Здесь будет сосредоточено более 20% мощности Fortum в России. Вся станция в итоге обойдется компании более чем в 60 млрд рублей, а окупиться должна за 15 лет.

Важность запуска НГРЭС подчеркнул визит на ее открытие президента России Владимира Путина , а вслед за ним представителей крупнейших российских компаний, министров и губернаторов. Энергия, вырабатываемая новой станцией, будет поставляться в Единую энергетическую систему России. Кстати, часть российской электроэнергии из ЕЭС экспортируется в том числе и в Финляндию.

Медведь, лось и долгострой

Нягань — город, образованный на месте поселка лесозаготовщиков Нях. Для транспортировки леса в этот труднодоступный район была протянута железная дорога. И скорее всего, Нях так бы и оставался поселком, если бы 60 лет назад в Западной Сибири не были найдены нефть и газ. Этот ресурс превратил российскую глубинку, где ханты и манси разводили оленей, а немногочисленные русские валили лес, в динамично развивающийся край. К 1990 году в Нягани уже проживало 55 тыс. человек. Примерно такая же численность населения и сейчас. Как и 30 лет назад, основной вид занятости — добыча нефти. В цехах предприятий висят инструкции о том, как вести себя при встрече с медведем, на местном ТВ рассказывают о ДТП с участием лося, из центра небольшого нефтяного города до дремучей тайги можно дойти пешком за один час. Зачем же финский Fortum полез так глубоко для строительства электростанции?

Проект Няганской ГРЭС берет начало в 80-х годах прошлого века (отсюда и устаревшее уже название: Няганская государственная районная электростанция). Тогда из-за потребностей растущей нефтедобычи регион столкнулся с сильнейшим энергодефицитом. Тюменской области требовалось увеличить выработку электроэнергии в пять раз.

Побочный продукт добычи нефти — попутный нефтяной газ (ПНГ), практически бесплатный энергоресурс, имеющийся в огромных количествах. Для его переработки по всей области начали возводить тепловые электростанции. Так возник монстр советской тепловой генерации — Сургутская ГРЭС-2, самая крупная тепловая электростанция в России и вторая в мире, мощностью 5,6 ГВт. Для сравнения: мощность самого крупного энергообъекта России, Саяно-Шушенской ГЭС, — 6,4 ГВт, мощность крупных АЭС — по 4 ГВт.

Сургутской ГРЭС повезло: ее начали строить несколько раньше Няганской, и к 1985 году в Сургуте успели пустить в эксплуатацию первую турбину ГРЭС-2. К этому времени в болотистой тайге около Нягани советские строители успели только вырубить несколько десятков гектаров леса, построить дорогу и отсыпать площадку. При этом место выбрали крайне удачно: недалеко от города, куда подходила железная дорога, а также река Нягань-Юган, воды которой необходимы для технических нужд станции. Рядом проходит магистральный трубопровод «Газпрома» Уренгой—Помары—Ужгород. Тогда считалось, что природный газ из этого трубопровода может быть неким резервным вариантом для НГРЭС. Но в середине 80-х стоимость нефти сильно упала, бюджет СССР затрещал по швам, и стройку в Нягани заморозили.

Высокотехнологичная Няганская ГРЭС — крупнейшая теплоэлектростанция «Фортума» в России

Фото предоставлено FORTUM

Энергетический хайтек

Глубину советской инженерной мысли смоги оценить лишь двадцать лет спустя, и то западные бизнесмены. Fortum возродил проект, вернувшись на советский долгострой.

Конечно, от былой идеи сжигания попутного нефтяного газа было решено отказаться. Во-первых, для такого газа необходимо специальное оборудование. Во-вторых, проблема и с самим газом — его нужно доставить с месторождений, а это сложно. Например, совместный завод «Роснефти» и «Сибура» по очистке ПНГ в Нягани, запущенный в 1993 году, до сих пор недозагружен из-за нехватки сырья. Происходит это во многом из-за новых технологий. Нефтяники научились не сжигать газ на факелах либо отправлять на переработку, как это было раньше, а закачивать обратно в пласт. Это повышает нефтеотдачу, к тому же не надо тратиться на строительство газопроводов.

В итоге НГРЭС подключили к магистральному газопроводу «Газпрома», и оттуда станция уже выбирает нужный ресурс — природный газ. Именно на такой газ рассчитаны парогазовые установки (ПГУ) компании Siemens, установленные финнами. Использование технологии ПГУ позволяет заметно повысить КПД няганской теплоэлектростанции.

Обычные газовые турбины, не ПГУ, способны использовать для генерации электричества не больше 50% энергии топлива. При этом остаточное тепло (например, горячих выхлопных газов) в результате сжигания на таких установках тратится впустую. Однако в установках ПГУ горячий отработанный газ подается на котел, где вырабатывается пар, который, в свою очередь, помогает газовой турбине вращать генератор. Объединение двух циклов в парогазовой установке приводит к повышению общей эффективности станции. Если электростанция с ПГУ производит только электроэнергию, теоретически может быть достигнут КПД 60%. Если же оставшееся тепло использовать для отопления жилья, то КПД такой станции может достигать 80%.

Эффективность НГРЭС пока составляет лишь 58%: станция в ближайшее время будет работать только на производство электроэнергии. Договоренностей с администрацией города Нягань о поставках тепла в дома местных жителей у Fortum пока нет, сейчас идут переговоры. При этом излишнее тепло со станции выводить нужно. В результате Fortum решил построить гигантские «холодильники» — 80-метровые градирни. Это стало самым сложным во всей стройке. Градирни НГРЭС — самые северные в мире и по замыслу проекта должны работать в экстремальных условиях перепада годовых температур в 80?С. Конечной, главной проблемой оказалось обеспечить работоспособность градирен при экстремальных зимних морозах Ханты-Мансийского автономного округа (ХМАО). Для этого в основании градирни использованы специальные створки, которые в случае сильных морозов можно закрыть. Также в стенки охлаждающих градирен встроена система зимнего отопления — уникальный для мировой теплоэнергетики случай.

На градирнях инновации не заканчиваются. Для нужд станции необходимо было использовать закрытый цикл водоохлаждения: вода, которая есть на ГРЭС, не сбрасывается в открытый источник, а остается на станции. Однако часть воды во время охлаждения испаряется, и для ее компенсации требуется постоянный забор из реки. А так как реки на севере илистые, то для очистки воды понадобилось два контура. Первый — очистка воды для нужд охлаждения. В цехе с французским оборудованием вода очищается до уровня питьевой. Второй контур — очистка воды для паровой турбины, уже до уровня дистиллированной.

В результате НГРЭС оказалась действительно высокотехнологичной и очень современной станцией. Она не только эффективна, но и высокоэкологична — по выбросам в атмосферу вредных газов соответствует лучшим европейским стандартам.

Ненужная звезда

Огни градирен станции в сентябрьском тумане севера, на фоне непроходимой тайги выглядят фантастично и инородно. Хотя инородна НГРЭС не столько для Нягани, сколько для России.

В российской энергосистеме на текущий момент имеется профицит мощностей, пусть частично устаревших. НГРЭС при строительстве была нацелена на более динамичное развитие ХМАО, а также на соседний Северный Урал. В первую очередь речь шла о гигантском проекте «Урал промышленный — Урал полярный», но в последние годы его реализация буксует. НГРЭС готова вырабатывать тепло, но пока его некуда поставлять — никак не получается достичь договоренностей с властями Нягани. Для города станция дает 138 рабочих мест, однако самые высокооплачиваемые должности на ней заняты специалистами с «материка».

Главное оборудование на НГРЭС (генераторы, паровые турбины) произведено компанией Siemens. Это говорит о том, что не происходит развития отечественного машиностроения. Станция может давать 1 млрд рублей налогов, что для бюджета ХМАО в 145 млрд рублей — капля в море.

Во всем этом нет ни капли вины финнов. Они просто честно работают и, будучи бизнесменами, ищут самые эффективные пути выполнения инвестпрограммы. То, что НГРЭС поглотила 1,5 млрд евро инвестиций, но не стала драйвером для сопутствующих отраслей и развития территорий, — проблемы России.

И такие истории будут повторяться. Новые владельцы генерирующих мощностей в России, согласно условиям реформы РАО «ЕЭС России», заключили договоры о присоединении мощности (ДПМ), которые, с одной стороны, обязывали их вводить в действие новые станции, с другой — обеспечивали окупаемость этих станций. Генерация свои обязательства выполняет и будет окупать станции, так как в цене каждого произведенного в стране киловатт-часа есть плата по ДПМ. На рынке же с вводом в действие каждой новой станции будет все больше электроэнергии: строительство новых мощностей в России обеспечивает прибавку в 6 ГВт ежегодно. Прогнозные темпы роста спроса куда скромнее. Но профицит мощностей не приводит к падению цены на электроэнергию, так как потребитель вынужден оплачивать все: и строительство новых станций в рамках ДПМ, и работу неэффективных старых станций в рамках так называемой вынужденной генерации, которую нельзя закрыть по социальным причинам.

Снизить цену на электроэнергию и при этом снять профицит на рынке можно лишь с выводом из работы старых мощностей или заменой их на новые, а это означает очередное переформатирование энергетической отрасли. Однако государство этим пока заниматься не может.