В результате масштабной модернизации сибирских ГЭС их совокупная мощность вырастет. Что это даст энергетикам и потребителям?

Обновление гидроэлектростанций — вопрос всегда насущный и своевременный. Несмотря на то, что по существующим нормативам срок службы плотины — 100 лет, а генерирующего оборудования — 30–40 лет, сибирские ГЭС, которые явно «моложе» этих сроков, обновляются. Безопасность производства и гарантированная выдача электроэнергии — основа деятельности энергетики. О том, как идет процесс модернизации сибирских ГЭС, — в материале журнала «Эксперт-Сибирь».

 

«Русгидро»: модернизация с размахом

Новосибирская ГЭС, можно сказать, родилась заново: в июле на станции запустили в эксплуатацию шестой модернизированный гидроагрегат из семи имеющихся. Новые турбины обладают повышенным КПД (94% вместо 89%) и увеличивают установленную мощность на пять мегаватт каждая. Кроме прочего, на станции укрепили плотину и заменили большое количество вспомогательного оборудования. Это единственная сибирская станция, находящаяся в управлении «Русгидро», которая подверглась такой масштабной модернизации. Саяно-Шушенская ГЭС после аварии была фактически восстановлена, а Богучанская еще слишком молода для крупных преобразований. Поэтому программа комплексной модернизации (ПКМ), принятая компанией в 2011 году, слегка обошла Сибирь стороной.

Инвестиции в обновление Новосибирской ГЭС составили примерно 12 млрд руб­лей. В масштабах всей программы цифра небольшая: в ближайшие пять лет компания планирует направить на эти цели 155 млрд руб­лей, и примерно столько же уже вложено с начала действия ПКМ. Это самый масштабный проект модернизации гидрогенерирующих мощностей в России. Самый большой объем работ ведется на станциях Волжско-Камского каскада — это довольно старые ГЭС и довольно мощные для того, чтобы эффект обновления стал заметен достаточно быстро. Впрочем, в госкомпании относятся с одинаковым вниманием к каждому активу.

— Модернизация крупных станций экономически более эффективна, — поясняют в пресс-службе «Русгидро», — но мы ориентируемся на замену устаревшего оборудования и реконструкцию сооружений на всех станциях, имея в качестве важнейшего приоритета безусловное обеспечение безопасности эксплуатации электростанций.

Программа комплексной модернизации рассчитана на срок до 2025 года, к этому времени на станциях «Русгидро» не должно остаться оборудования, выработавшего свой нормативный ресурс.

 

Иркутская ГЭС: на страже Байкала

Говоря о модернизации, журналисты обычно имеют в виду обновление гидроагрегатов — работы дорогостоящие, объемные и довольно зрелищные. Тот, кто наблюдал за перевалкой рабочих колес Саяно-Шушенской ГЭС через гребень Красноярской гидроэлектростанции, вряд ли забудет это грандиозное событие. Действительно, модернизация сибирских ГЭС в первую очередь связана с заменой гидроагрегатов, выработавших или дорабатывающих свой ресурс. И дело не только в физическом износе: за прошедшее время изменились технологии, новые турбины и генераторы — более мощные и экономичные, позволяющие работать с более высоким КПД даже в период маловодья, что достаточно актуально в последние годы для станций Ангаро-Енисейского каскада. Увеличение КПД выражается в большем количестве электроэнергии, произведенной на том же объеме воды, пропущенной через генераторы. Выше выработка — больше выручка. В условиях маловодья, когда главной задачей ГЭС становится не столько производство электроэнергии, сколько регулирование стока, эффективность — основополагающий фактор.

Гидроэлектростанции не сами выбирают режим работы: его определяет территориальное водно-бассейновое управление исходя из нужд водопользователей: это жители городов, потребляющие воду, промышленные и сельхозпредприятия, судоходные компании… Интересы энергетиков в этом списке находятся лишь на шестом месте по приоритетности. Иркутская ГЭС (работает под управлением компании «ЕвроСиб­Энерго-Гидрогенерация») — одна из наиболее жестко регулируемых станций: она должна одновременно обеспечить работу водозаборов Ангарска и других городов и предприятий, расположенных ниже по течению, и не допустить сработки озера Байкал. Постановлением правительства водопользователям разрешены маневры «высотой» в метр: уровень Байкала должен поддерживаться на отметке 456–457 м в тихоокеанской системе высот. При этом задачу поставлять в энергосистему более дешевую и экологичную электроэнергию со станции никто не снимал. Поэтому для Иркутской ГЭС в данных условиях модернизация с заменой гидроагрегатов на более производительные — оптимальное решение, удовлетворяющее интересы всех сторон, включая экологов.

— Конечно, заниматься решением проблемы уровня Байкала должны не только мы, — говорит начальник ПТО Иркутской ГЭС Михаил Щеглов. — Мы зимой пропускали разрешенный минимум — 1 250 кубометров в секунду, и то к весне водозаборы начали оголяться. Пропускать больше мы не можем — понизится уровень Байкала, пропускать меньше нам не разрешат по санитарным требованиям. Объективно водозаборы надо углублять, но не все эти объекты принадлежат нам (водозаборы ТЭЦ-9,10, «Иркутскэнерго»), поэтому как-то ускорить решение компания не может.

Модернизация должна сделать станцию не только более эффективной экономически, но и экологически более чистой: конструкция рабочих колес пропеллерного типа не подразумевает использование масла в рабочем колесе, и, как следствие, при каких-либо не­штатных ситуациях исключается возможность его попадания в реку.

 

Водно-угольный баланс

На Иркутской ГЭС планируется замена четырех гидроагрегатов, программа рассчитана до 2023 года, первый агрегат должен прийти на станцию в следующем году, старт работ запланирован на июль. Это последняя станция в структуре «ЕвроСибЭнерго-Гидрогенерации» (входит в En+ Group), на которой еще не началась замена генерирующего оборудования. На Усть-Илимской, Братской и Красноярской ГЭС работы в рамках первого этапа программы, получившей название «Новая энергия», практически завершены. По плану, к 2018 году компания должна была успеть заменить два рабочих колеса на Красноярской ГЭС, шесть рабочих колес на Братской (еще шесть заменили в период с 2006 по 2010 годы) и четыре на Усть-Илимской. КПД нового оборудования на 5–8% выше, чем поставленного 50–60 лет назад. В комплексе компания планирует нарастить выработку электроэнергии примерно на 1,5 млрд кВт/ч в год, не увеличивая объем пропускаемой воды. Только модернизация Братской ГЭС способна дать компании до 600 млн кВт/ч дополнительно, и даже в условиях «малой воды».

Первый этап модернизации обошелся компании примерно в 15 млрд руб­лей. Энергетики уверены, что эти инвестиции окупятся достаточно быстро — и за счет снижения затрат на закупку топлива на ТЭЦ, входящих в структуру «Иркутскэнерго», и за счет сокращения эксплуатационных расходов.

— Чем старше оборудование, тем затратнее ремонт, — говорит Михаил Щеглов.

Компания «Иркутскэнерго», управляющая тепловыми электростанциями Иркутской области (также входит в  En+), последние несколько лет работает над повышением эффективности генерации. В понятийном аппарате компании это выработка электроэнергии не в тепловом цикле, когда топливная составляющая раскладывается на два продукта, а в конденсационном, когда ТЭЦ производит только электричество.

— Эффект от модернизации сопоставим со строительством новой ГЭС мощностью 400 мегаватт, — пояснили в пресс-службе «ЕвроСибЭнерго-Гидрогенерации». — Это позволит сэкономить до 800 000 тонн угля в год и снизить выбросы парниковых газов угольных ТЭЦ на 2 млн тонн в год.

 

Мясорубка с пропеллером — еще не ракета

Замена или модернизация гидроагрегата — наиболее затратная часть программ обновления станций, однако только генерирующим оборудованием она не исчерпывается.

— Программа модернизации именно потому называется комплексной, поскольку охватывает всю станцию в целом, — говорят в пресс-службе «Русгидро». — Объем работ зависит от возраста и технического состояния каждой конкретной станции, на станциях возрастом более 40–50 лет помимо гидросилового, как правило, поэтапно заменяется все устаревшее оборудование: гидромеханическое (затворы, сороудерживающие решетки), крановое, электротехническое (силовые трансформаторы, распределительное устройство, система собственных нужд станции), реконструируются гидротехнические сооружения и здания электростанций. Безусловно, важным направлением программы комплексной модернизации является внедрение и усовершенствование автоматизированных систем управления технологическими процессами (АСУТП).

ПКМ «Русгидро» предполагает замену (кроме половины всех турбин и генераторов) 176 трансформаторов (61% всего парка), 396 высоковольтных выключателей, около восьми тысяч единиц оборудования вторичной коммуникации, более четырех тысяч единиц вспомогательного оборудования. В сущности, эта работа на гидроэлектростанциях ведется постоянно: появляется новое, более надежное и удобное в эксплуатации оборудование, более экологичные технологии. Затраты на модернизацию такого рода не настолько велики, а процесс замены не так эффектен и оценить результаты могут только специалисты.

«ЕвроСибЭнерго-Гидрогенерация» также придерживается позиции, что оборудование следует постепенно модернизировать. В соответствии с разработанной программой комплексной модернизации планируется замена основного и вспомогательного оборудования Братской ГЭС, Усть-Илимской ГЭС, Иркутской ГЭС, Красноярской ГЭС. Так же, как и на гидроэлектростанциях «Русгидро», эта работа ведется постоянно.

— Если к мясорубке привязать пропеллер, это не значит, что она взлетит, — образно описывает идею комплексной модернизации начальник ПТО Красноярской ГЭС Дмитрий Краснобаев. — Одна только замена генерирующего оборудования не даст должного результата: качественная и надежная работа станции обеспечивается каждым элементом, поэтому мы постоянно подтягиваем вспомогательное оборудование к тем технологиям, которые сейчас есть. Мы уже модернизировали на станции практически все — от распредустройств до диагностических систем, — остались только гидроагрегаты.

— Иркутская ГЭС по модернизированному оборудованию — на первых позициях среди всех ангарских станций, — говорит Михаил Щеглов. — Например, одними из первых в «Иркутск­энерго» масляные выключатели были заменены на элегазовые. За последние 10 лет заменили системы регулирования гидроагрегатов, тиристорного возбуждения, релейные защиты переведены на микропроцессорные, установлена система вибромониторинга, щиты постоянного тока, комплектные распределительные устройства, главный щит управления и т.д.

 

Фото ПРЕСС-СЛУЖБЫ АО «КРАСНОЯРСКАЯ ГЭС»

 

А потребитель найдется

Сибирь нельзя отнести к энергодефицитным регионам: имеющиеся генерирующие мощности покрывают потребность в электроэнергии. Отсюда один из главных вопросов: насколько будет востребована дополнительная мощность, появившаяся в результате модернизации? «Системный оператор» проб­лем с потреблением не видит.

— В соответствии со Схемой и программой развития ЕЭС России на период 2018–2024 годов, к 2024 году объем спроса на электрическую энергию в объединенной энергосистеме Сибири прогнозируется на уровне 229,872 миллиардов киловатт-часов при среднегодовом темпе прироста за семилетний период 1,59 процента, — сообщила пресс-служба компании.

Иными словами, прирост мощности ГЭС не настолько велик, чтобы создать существенный профицит электроэнергии, но его хватит, чтобы обеспечить растущие потребности территории. И, похоже, остается задел на то, чтобы снизить производство электроэнергии на угольных ТЭЦ, сдвинув баланс в сторону гидрогенерации.

— Дополнительная высокоманевренная мощность ГЭС очень востребована «Системным оператором» для обеспечения надежной и эффективной работы энергосистемы, — считает пресс-служба «Русгидро». — Дополнительная выработка ГЭС также востребована на рынке, поскольку вырабатываемая гидроэлектростанциями электроэнергия по сравнению с другими видами генерации является самой дешевой.

В «Евросибэнерго-Гидрогенерации» за экономику тоже спокойны: на «добавленную» мощность ГЭС, в том числе и будущую, уже есть покупатели.