Иркутская ГЭС: модернизировать, а не сливать Байкал

Модернизация Иркутской ГЭС – самый выгодный вариант увеличения мощности энергосистемы Сибири – доказывает на собственных расчетах координатор программы экологизации промышленности Центра охраны дикой природы Игорь Шкрадюк:

Мощность Иркутской ГЭС вырастет на четверть, сообщает одна статья в прессе. На треть – утверждает другая. «Вместо восьми турбин будет три мощных», – доверительно сообщает какой-то «специалист». Противоречивые публикации. Попробуем сами на цифрах разобраться, какая модернизация ждет первую из построенных в годы СССР в Сибири ГЭС.

На сайте «Гидропроекта» сведений о выполненных им проектах ГЭС больше не найти (оставим это на совести компании «РусГидро»). Наиболее подробные технические характеристики Иркутской станции дает, как ни странно, только Википедия, даже официальный сайт «Иркутскэнерго» ей сильно уступает. Согласно Википедии, Иркутская ГЭС имеет восемь гидроагрегатов, расход воды через турбину составляет 410 кубометров в секунду, проектный напор – 26 метров. Подсчитаем мощность падающей воды (задачка по физике для девятого класса средней школы), получим 104,4 МВт. В то же время установленная электрическая мощность одного гидроагрегата составляет всего 82,8 МВт. Поделим и получим КПД (коэффициент полезного действия) турбоагрегата, равный 79%.

Для современной гидроэнергетики это невысокий показатель. Низкий КПД означает потери энергии воды на износ стали и бетона, размыв русла в нижнем бьефе и постоянное изменение берегов, образование незамерзающей полыньи. Неудивительно, что гидроэнергетики активно занимаются модернизацией ГЭС. Ведь новые турбины позволяют получать из потока воды больше энергии. По данным, просочившемся в СМИ, после замены турбин и генераторов КПД новых гидроагрегатов Иркутской ГЭС достигнет 94%.

Какова будет мощность ГЭС после модернизации? Для ответа на этот вопрос надо сначала разобраться в том, в каком режиме сейчас работает Иркутская ГЭС. За полвека с 1957 по 2007 годы она выработала 200 млрд кВт*часов (пятая часть нынешней годовой выработки всей России). В среднем это – 4,1 млрд кВт*часов в год. Известно, что мощность ГЭС (т.н. КИУМ – коэффициент использования установленной мощности) использовалась в среднем на 70%. За год станция пропускала через турбины в среднем 60 куб. км воды или 1920 кубометров в секунду. То есть обычно работали пять из восьми гидроагрегатов.

Но в 2008-2014 годах КИУМ станции составил в среднем 64%. Причина – маловодье. В Байкальском регионе осадки и сток рек зависели от многолетних климатических циклов. Как раз в 2014 году ожидали, что затянувшийся маловодный цикл снова сменится многоводным. Но этого не произошло: в 2015 и 2016 годы наступило еще большее маловодье. КИУМ станции снизился до всего 49%. С тех пор по решению Росводресурсов расход воды через Иркутскую ГЭС ограничен 1300 метров в секунду (это – 41 куб. км в год), работают четыре из восьми гидроагрегатов, и то не на полную мощность. В таком режиме через одну турбину проходит 325 кубометров воды в секунду.

На самой ГЭС есть точная эксплуатационная характеристика каждого гидроагрегата. Но широкой публике она недоступна, поэтому возьмем высчитанный КПД 79% и получим, что Иркутская ГЭС в последние годы выдает мощность примерно в 262 МВт (при проектной 662,4 МВт). Следует ожидать, что энергетики рассчитывали задание на модернизацию турбин с таким расчетом, чтобы пропускать 1300 метров в секунду через три турбины с максимальным расходом 433 кубометров в секунду через каждую. Это позволит снизить эксплуатационные расходы. Тогда мощность одного гидроагрегата с КПД 94% вырастет на 25%, до 103,5 МВт, а мощность всей ГЭС – до 828 МВт.

Но для того чтобы Иркутская ГЭС после модернизации всех агрегатов заработала на мощность 828 МВт, нужен расход 3460 кубометров в секунду. Это много: такой среднегодовой расход был только раз за всю историю наблюдений, в 1869 году, почти за век до строительства плотин на Ангаре. В 2015 году приток воды в Байкал был самым малым за период наблюдений с 1889 года – 35,2 куб. км в год, или в среднем 1116 кубометров в секунду. Но в последние годы расход, как уже было указано выше, держится на уровне 1300 кубометров в секунду. Это уровень установлен, чтобы обеспечить водой водозаборы на Ангаре между Иркутской и Братской ГЭС. Их пять: четыре в Ангарске, один питает водой города Свирск и Черемхово.

Еще в 2014 году Росводресурсы выполнили анализ возможности снижения сбросных расходов. «Результаты анализа показывают, что уровень воды в водоприемных ковшах водозаборов достигнут критических отметок: при сбросных расходах ниже 1300 кубометров в секунду – на водозаборе ОАО «Ангарский электролизный химический комбинат», при сбросных расходах ниже 1200 кубометров в секунду – на водозаборе ТЭЦ-10 ОАО «Иркутскэнерго», при сбросных расходах ниже 800 кубометров в секунду – на водозаборе ОАО «Ангарский нефтехимический комбинат»».

Сейчас АЭХК (предприятие «Росатома») работает лишь на часть мощности, не получая урановую руду, а используя накопленные за полвека запасы обедненного гексафторидаурана. Поэтому он потребляет значительно меньше воды для охлаждения, чем раньше. ТЭЦ-10 «Иркутскэнерго» была построена для снабжения  уранового производства электроэнергией и паром. Сейчас ее КИУМ составляет лишь 26% по электроэнергии и 10% по пару (данные из проспекта En+ Group, подготовленного перед стартом эмиссии на Лондонской бирже в октябре 2017 года). Поэтому и для нее 1200 кубометров в секунду также не является критическим расходом. Водозаборы городов, согласно той же справке Росводресурсов, не являются критическими для снижения расхода воды через Иркутскую ГЭС.

После модернизации водоснабжения АЭХК можно будет снизить расход воды в Ангаре до 1050 кубометров в секунду. Это минимальный санитарный попуск, установленный первоначальным проектом Иркутской ГЭС. Тогда работать будут только три гидроагрегата, выдаваемая мощность всей ГЭС снизится до 212 МВт. А после замены гидроагрегатов на новые с КПД 94% мощность ГЭС в этом режиме подрастет и до 252 МВт.

Мы все надеемся, что засуха закончится, и приток воды в Байкал станет больше. Но надо быть готовым и к тому, что сток Ангары может упасть и ниже 33 куб. км в год. Тогда придется еще больше понижать расход воды через турбины ГЭС. Поэтому в техническом задании на проектирование турбин надо бы предусмотреть работу в диапазоне расходов от 29 до 433 кубометров в секунду, чтобы ГЭС в случае глобальных климатических сдвигов смогла работать хотя бы в режиме минимального естественного (до строительства плотины) стока – 880 кубометров в секунду.

По плану замена первых четырех гидроагрегатов продлится до 2023 года. Они дадут прирост мощности 82,8 МВт. Стоимость замены четырех гидроагрегатов может составить 3 млрд рублей, или 7,25 тыс. рублей (122 доллара) на киловатт мощности гидроагрегатов. Или 604 доллара на киловатт прироста мощности. В эти расходы не входит замена трансформаторов, выключателей, кабелей и автоматики. Через несколько лет продолжающееся снижение цен на солнечные панели изменит картину в пользу солнечной энергетики. Однако на сегодняшний день модернизация Иркутской ГЭС – самый выгодный вариант увеличения мощности энергосистемы Сибири.

Игорь Шкрадюк