Энергетика норильского промышленного района

Введение
Становление энергетики Норильского промышленного района неразрывно связано с историей строительства и развития Норильского горно-металлургического комбината имени А. П. Завенягина. В данном промышленном районе ведётся добыча цветных металлов: меди, никеля, кобальта, драгоценных металлов: палладия, осмия, платины, золота, серебра, иридия, родия, рутения. Попутная продукция: техническая сера, металлические селен и теллур, серная кислота. Большинство норильчан, в том числе первые энергетики, выдержали испытание на звание человека в нечеловеческих условиях.НПР представляет собой единый производственный комплекс по добыче и производству цветных и драгоценных металлов. Он расположен в северной части Красноярского края на Таймырском полуострове, в 300 км к северу от полярного круга, в лесотундровой зоне, на вечной мерзлоте, входит в состав Таймырского автономного округа и занимает площадь около 2600 квадратных километров. км. Город Норильск входит в пятерку самых северных городов мира.История становления энергетики НПРОсновные этапы развития энергетики НПРНачало стоего развития НПР берет в июне 1936 года, когда была введена в эксплуатацию центральная электрическая станция ЦЭС-1 мощностью 250 кВт. Через три года в мае 1939 – введена в эксплуатацию вспомогательная электростанция ВЭС-2 мощностью 6000 кВт. 16 марта 1940 года организован цех электрических сетей и подстанций комбината.Норильская ТЭЦ-1 – первенец крупной норильской энергетики, введенная в эксплуатацию 13 декабря 1942 года, именно в этот день первый турбоагрегат обеспечил промышленной электроэнергией завод и поселок. ТЭЦ-1 является одним из источников электрической энергии Норильского промышленного района и единственным источником тепловой энергии для основной промплощадки, города Норильска и жилого массива Оганьер.К 1945 году энергетический потенциал всех норильских электростанций составил 57 тысяч кВт, или в 19 раз больше, чем в предвоенном году. В этом же году объем товарной меди составил 101% к плану и 139% к уровню 1944г., электролитного никеля (соответственно) – 103% и 147%, платиноидов 104 % и 160 %.В феврале 1966 года геологи исследовали Мессояхское газовое месторождение, расположенное в 250 км к западу от Норильска. Его запасы составляют более 50 миллиардов кубометров газа. 4 марта 1967 года на первой Мессояхской скважине, пробуренной семеновскими партийцами Красноярского бюро бурения, был получен приток технического газа на глубине 815 метров. Месторождение, готовое к эксплуатации, оставалось соединить трубопроводом с Норильском. Строительство началось еще до завершения государственной комиссии по разведке и охране запасов.27 июня 1970 года прозвучал гудок ТЭЦ-1 о переводе первого блока на голубое топливо. На сегодняшний день почти 100% электроэнергии в Норильском промышленном районе вырабатывается за счет сжигания природного газа в топках ТЭЦ.С открытием Мессояхского и Соленинского месторождений природного газа в Норильске в 1969-1970 гг. подведен магистральный трубопровод и все производство станции, а также ТЭЦ-1 переведено на газ. Новые ТЭЦ-2 и ТЭЦ-3 были построены сразу для работы на природном газе.14 августа 1969 года энергоблок №1 ТЭЦ-2 выдал промышленную электроэнергию. 1970 г. - На ТЭЦ-1 поступил природный газ с Мессояхского месторождения, начался перевод котельных станции на сжигание газового топлива. В связи с переходом на природный газ добыча угля на шахтах на горе Шмидтих и в Кайеркане в 1968-1971 гг. была прекращена.20 ноября 1970 года вступивший в строй первый действующий гидрогенератор Усть-Хантайской ГЭС по временной схеме подал промышленный ток в Норильскую энергосистему.В конце 90-х годов запасы природного газа на этих месторождениях стали иссякать, и в 2001 г. должно быть завершено строительство газопровода от нового месторождения Пелятка. В 1998—1999 гг. велось освоение месторождения нефти Ванкор, от которого будет построен 700-километровый нефтепровод в Диксон.Помимо трех ТЭС Норильский промышленный район питается электроэнергией от Таймырско-Хантайского каскада ГЭС (мощностью 315 тыс. кВт, запущен в 1970-1971 гг., при ней построен поселок Снежногорск) и Курейская (ее 5 агрегатов общей мощностью 600 тыс. кВт введены в эксплуатацию в 1987 - 1990 гг., построен поселок Светлогорск) по ЛЭП-220 Снежногорск-Норильск протяженностью 170 км. 1 января 1992 года в целях более эффективного управления энергетическими объектами завода на базе Главного управления энергетиков завода и Управления энергосистем комбината было создано производственное объединение «Норильскэнерго». В рамках нового объединения компании Управления энергетической системы были преобразованы в Комплекс энергетических предприятий. Приказ по заводу № 547 от 25 ноября 1991 г.В период 1997-1999 гг. для обеспечения выработки генерирующей мощности Каскадом Таймырских ГЭС были построены и введены в эксплуатацию две дополнительные воздушные линии связи напряжением 220 кВ и подстанция Опорная. С ростом генерирующих мощностей разрабатывалась и совершенствовалась схема системообразующих линий связи напряжением 110 кВ.1 октября 2003 года трест «Энерговодоканал» вошел в состав ПО «Норильскэнерго» в качестве производственного структурного подразделения ПО «Норильскэнерго». Приказ № ЗФ-304-р от 28 августа 2003 г.15 июля 2004 года на базе служб и подразделений ПО «Норильскэнерго» создано предприятие «Энергосбыт» в составе ПО «Норильскэнерго». Приказ № ЗФ-261-р от 08.07.2004 по Заполярному филиалу ОАО «ГМК НН»1 октября 2004 г. Предприятие «Кислородная станция-1» ПО «Норильскэнерго» передано Надеждинскому металлургическому заводу. Б. И. Колесникова. Приказ № ЗФ/264-р от 09.07.2004 по ЗФ ОАО "ГМК НН".1 июня 2005 года, на базе «Норильскэнерго» — филиала ОАО «ГМК «Норильский никель» и ОАО «Таймырэнерго», создано ОАО «Норильско-Таймырская энергетическая компания».Таким образом, этапы развития энергетики НПР можно условно разделить на 5 составляющих:Развитие ТЭЦ – 1939 – 1969гг. (введение первых электростанций, строительство ТЭЦ-1, ТЭЦ-2, ТЭЦ-3);Переход на природный газ и развитие новых комплексом ТЭЦ – 1969-1970гг.Стрительство ГЭС – 1970г. (Курейская ГЭС, Усть-Хантайская ГЭС) Строительство нефтепровода и переход ТЭЦ на нефтесырье – 1990-2001гг.Объединение энергосистем – 2001-2005гг. (Создание ОАО «Норильско-Таймырская энергетическая компания»)Особенности технологической структуры энергетики НПРОсобенностью Арктической зоны Красноярского края являются, прежде всего, экстремальные природно-климатические условия, характеризующиеся низкими в течение всего года температурами окружающего воздуха, сильными ветрами, продолжительной полярной ночью и другими факторами. Плотность населения чрезвычайно низка при высокой дисперсности расселения.Удаленность Арктической зоны края приводит к существенной ограниченности транспортной доступности этих территорий. Это определяет значительную зависимость хозяйственной деятельности и жизнеобеспечения населения от «северного завоза». Как и в других арктических зонах, электропитание труднодоступных территорий осуществляется от локальных энергосистем, где выработка энергии осуществляется ДЭС. Затраты на выработку энергоресурсов в северных районах более чем в 12 раз выше, чем среднее значение по энергосистеме на территории Красноярского краяИсходя из этого, в НПР в энергетических комплексах применяют установки, которые не только хорошо функционируют в данных условиях, но и применяют в качестве сырья имеющиеся ресуры Красноярского края.Поэтому используют такие установки, как:Газотурбинные установки (ГТУ) – генерирующие устройства (электростанции), на базе газовых турбин, оснащенных основными и дополнительными элементами.К главным компонентам конструкции из них относятся:многоступенчатый компрессор с валом;камера сгорания;рабочее колесо турбины;редуктор, с валом к электрическому генератору;выхлопная система;система утилизации тепловой энергии;электронный блок управления газовой турбины и распредустройствоК дополнительным относятся – устройство запуска, системы: вентиляции, пожарной безопасности, мониторинга, по необходимости система синхронизации с внешней сетью, насосы теплового контура, пиковый котёл, градирни для утилизации избытков тепла и прочее.Мощность классических ГТУ может достигать нескольких десятков и даже сотен МВт, мощность микротурбин, сконструированных по аналогичному принципу – от 20 кВт. Схема работы газотурбинной установки заключается в следующем:Топливо, вместе со сжатым компрессором атмосферным воздухом, (под большим давлением) поступают в камеру сгорания.Происходит смешение потоков на высокой скорости, что приводит к воспламенению газовоздушной смеси.Энергия выделяется, при сгорании образовавшейся смеси.Энергия струй раскаленного газа, вращая турбинные лопатки колеса, преобразовывается в механическую работу.Получаемая полезная энергия расходуется по двум векторам: меньшая её часть направляется на компрессор (в нём сжимается воздух перед подачей в КС), большая часть уходит на электрогенератор ГТУ.Отработавшие газы обладают высокой температурой поэтому появляется возможность получения тепловой энергии.Для начала работы газовой турбины требуется внешнее устройство запуска.Преимущества ГТУ следующие:практическое отсутствие масляного расхода, так как моторное масло в основном цикле не применяется. При работе на газе выбросы вредных веществ, имеют низкие значения. Вред атмосферной среде наносится минимальный;малые габариты, с удельно небольшим весом, дают возможность устанавливать устройство на площадках небольшого размера. Это экономит финансы предприятий при размещении установок в районах плотной городской застройки или, например, на нефтяных платформах;основной шумовой уровень у ГТУ лежит в диапазоне 80-90 ДБ высокочастотного звукового спектра, имеются незначительные вибрации;возможна длительная работа газотурбинных установок при минимальных нагрузках;в течение короткого времени некоторые ГТУ способны выдержать двойное превышение от номинальной величины электрической мощности;не требуется водяное охлаждение;надежность;возможность эксплуатации ГТУ в разных климатических зонах.Газопоршневая электростанции (ГПЭС) – представляют собой эффективную систему генерации, которая преобразовывает внутреннюю энергию топлива в электричество. Механическое вращение вала позволяют генератору вырабатывать ток. Силовые агрегаты отличаются простотой и надежностью конструкции. Уровень электрического КПД является высоким. Установки немецкого производства типа MWM, MAN имеют КПД на уровне 41-44%.«Сердцем» газопоршневой электростанции является газовый двигатель MWM, соединенный на одном валу и установленный на одной раме с генератором переменного тока. Установка оснащается сопутствующим оборудованием, необходимым для нормальной эксплуатации.В процессе конструирования газопоршневых установок MWM используются последние научные разработки и знания, накопленные за 150 лет успешной работы концерна.Принцип работы газопоршневой электростанции:Горючий газ необходимых параметров поступает на газопоршневой двигатель. В процессе сжигания топлива образуется механическая энергия, которая передается через единый вал на генератор и преобразуется в электрическую энергию стандартных параметров качества. Вырабатываемая электроэнергия через кабельные линии передается на генераторное распределительное устройство необходимого уровня напряжения (генераторная ячейка) с последующим распределением до существующего распределительного устройства энергосистемы предприятия заказчика.Во время работы установки высвобождается большое количество тепла (рубашка охлаждения двигателя, отработавшие дымовые газы, нагретое масло), которое снимается с помощью теплообменников и котлов-утилизаторов (система утилизации попутного тепла). Вырабатываемая тепловая энергия подается в существующую тепловую сеть предприятия. При неиспользовании попутного тепла с электростанции тепловая энергия сбрасывается в атмосферу.1.3 Способы повышения эффективности работы газотурбинных установокЭффективность работы ГТУ можно определить соотношением между полной подводимой энергией и полезной энергией, получаемой на выходе установки. Энергия на выходе установки определяется суммой механической энергии, совершающей работу механическую работу и тепловой энергии выхлопных газов. Часть механической энергии расходуется на вращение ротора компрессора и составляет не менее 51 %. Оставшаяся часть передается через силовую турбину на приводное устройство.Следовательно, если оценивать эффективность ГТУ только по соотношению подводимой энергии и механической энергии на валу силовой турбины, то теоретически ее КПД не может превышать 49 %.Практически, следствие необратимости термодинамического цикла, потерь на механическое трение, гидравлического сопротивления и других причин значение КПД принимает еще меньшее значение и лежит в диапазоне 22 ÷ 38 %. Приведенные значения КПД указывают на необходимость проведения дополнительных разработок по повышению эффективности ГТУ, которые ведутся по трем основным направлениям: регенерация тепла отработанных газов, с последующим его повторным использованием; изменение термодинамических циклов в самой установке и применение новых конструкционных решений по созданию тепловых двигателей.Первое направление связано с утилизацией тепловой энергии для повышения эффективности самой установки или для вспомогательных нужд (подогрев сетевой воды, отопление служебных помещений и жилых поселков и т. д.).Второе направление предусматривает улучшение термодинамических характеристик ГТУ за счет: подогрева сжатого воздуха регенерируемым теплом на входе в камеру сгорания; ступенчатого сжатия воздуха с промежуточным его охлаждением; путем применения ступенчатого расширения с промежуточным подогревом рабочего газа. Третье направление связано с созданием: сложных и многовальных установок, что дает возможность повысить экономичность ГТУ особенно при работе на частичных нагрузках; комбинированных установок, работающих по парогазовому циклу или с поршневыми камерами сгорания.1.4 Особенности энергетической системы НПРОсобенности энергетической системы НПР обусловлены:а) энергетической мощностью генерирующих систем. Наиболее мощные генерации: Усть-Хантайская и Курейская гидроэлектростанции, ТЭЦ-1, ТЭЦ-2 и ТЭЦ-3б) энергоизбыточностью энергетической системыНПР, несмотря на высокую энергоёмкость и значительное количество действующих производств.в) высокими требованиями к устойчивости работы энергосистемы, что обусловлено сильными ветрами, морозами, энергоёмкостью производств и требованиями к бесперебойной работе многих из них, а также устойчивости коммунального хозяйства населённых пунктов и городов.г) отсутствием в НПР солнечной энергетики и ветроэнергетики (в отличие, например, от Якутии, где сегодня в посёлке Тикси немецкую ветроэлектростанцию заменили три японские);Кроме того, Норильский промышленный комплекс является одним из мощнейших загрязнителей атмосферы, что связано как с природными условиями, так и, прежде всего, с выбросами промышленных предприятий. Эти выбросы вредны для жителей города и местных сообществ, приводя к респираторным заболеваниям, а иногда и к смерти. Однако предпринимаются попытки улучшить экологическую ситуацию за счет модернизации оборудования или программ по снижению вредных выбросов.Также, ввиду высоких требований к устойчивости работы энергосистемы НПР, имеет смысл развития цифровой энергетики и автоматизация производства. Формирование концепции цифровой энергетики тесно связано с пониманием его существенных характеристик в по сравнению с характеристиками заводской автоматизации, которые на протяжении нескольких десятилетий определяли стратегии развития компаний и во многом не отвечают запросам и современным вызовам.Обозначим те технологии, которые связаны с технологиями производства (хотя и не напрямую) и должны быть найденыотражение во всех проектах развития энергосистем:1.Внедрение гибридных ветровых и солнечных электростанций;2.Внедрение интеллектуального визуально-контролирующего сопровождения производственных процессов и диагностирования признаков ЧС природного, техногенного и социального характера на всей территории,к которой относится рассматриваемая энергетическая система;3.Развитие автономных средств хранения и обработки информации, исходя из обеспечения устойчивости работы энергетической системы, в том числе в связи с кибератаками и визуализацией потоковой информации энергетической системы.
Заключение

Таким образом, становление энергетики Норильского промышленного района шло более 65 лет, пока вся энергосистема не была объедина в огромную сеть электросетей, протяженностью порядка 2000 км. Основой энергосистемы являются три теплоэлектроцентрали — ТЭЦ-1, ТЭЦ-2, ТЭЦ-3 установленной мощностью 1 205 МВт. Две гидроэлектростанции — Усть-Хантайская ГЭС и Курейская ГЭС обеспечивают регулирование частоты электрического тока в энергосистеме. Суммарная установленная мощность всех электростанций составляет 2 246 МВт. Годовая выработка — 9 млрд кВт·ч.
Список использованных источников
1. Тархов С.А Журнал «География»/ Тархов С.А// Норильский промышленный район. – 2000. – Издательство ВИНИТИ.2. Электронный каталог «Норильско-Таймырская энергетическая компания» [Электронный ресурс] : база данных содержит информацию о компании. Режим доступа: https://www.oao-ntek.ru/3. Электронный каталог «Официальный сайт города Норильска» [Электронный ресурс]: база данных содержит информацию о городе Норильск. Режим доступа: https://norilsk-city.ru/городтрудовойдоблести/106815/index.shtml