Природные богатства России разбросаны по всей огромной территории страны и скрыты в ее самых труднодоступных уголках, от Кавказа до Арктики, где зачастую нет ни энергосетей, ни инфраструктуры. Поэтому освоение месторождений всегда зависело от автономной генерации: она была постоянным спутником отрасли. С XIX века, когда на Кубани впервые запустили буровую установку на паровой тяге, менялись лишь технологии: от дизелей до современных гибридных энергоцентров и малой атомной энергетики.
Паровая буровая на Кубани, 1864.
Нефтепромыслы Баку и ранняя электрификация, 1902
Советский энергопоезд, 1934
Передвижной энергокомплекс на Уренгое, 1978
Начало промышленной нефтедобычи в России было положено осенью 1864 года, когда отставной полковник А. Н. Новосильцев впервые применил механическое ударно-штанговое бурение с помощью паровой машины на Кудакинском промысле близ Анапы. Это были первые в стране глубокие скважины, давшие нефтяные фонтаны. Позже Новосильцев построит недалеко от Тамани первый в России нефтеперегонный завод.
Однако подлинный расцвет индустрии начался после отмены Александром II откупной системы — это случилось 1 февраля 1872 года, когда были высочайше утверждены «Правила о нефтяном промысле и акцизе с фотогенного производства». А двумя неделями позже, 17 февраля, последовало утверждение «Правил об отдаче в частные руки казенных нефтяных источников...», которые вводили принцип «промысловой свободы» и разрешали продажу нефтеносных земель с аукциона частным лицам, включая иностранцев. Уже в 1872 году площадь проданных участков достигла 174 десятин (примерно 190 га), из которых 150 десятин (164 га) приходилось на Балаханское месторождение, расположенное на Апшеронском полуострове.
В 1873 году здесь забил первый нефтяной фонтан, а промыслы Балаханы, Сабунчи и Биби-Эйбат превратились в гигантский промышленный кластер, где начали массово применять паровые машины. Один агрегат мощностью 16 лошадиных сил приводил в движение лебедку, ротор и насос. Паровые двигатели использовали и для тартания — извлечения нефти из скважины с помощью желонки (полый цилиндрический снаряд с обратным клапаном и внутренним поршнем, работающий по принципу огромного шприца).
Это была именно автономная генерация, поскольку машины не требовали привозного топлива — для получения пара использовали получаемый на месте мазут и нефтяные остатки промыслов. К 1901 году Апшеронский полуостров давал более 11 миллионов тонн нефти в год — почти половину всей мировой добычи той эпохи.
Следующим этапом в истории автономного энергоснабжения стал переход от пара к электричеству. Еще в 1880-х годах «Товарищество братьев Нобель» — крупнейшая нефтепромышленная компания в Российской империи — внедряла на своих промыслах и заводах электрическое освещение. Энергию давали блок-станции, работавшие от паровых машин.
Но подлинный прорыв произошел в Баку, где в 1899 году было учреждено акционерное общество «Электрическая сила», пригласившее для строительства двух мощных тепловых электростанций Р. Э. Классона — будущего строителя знаменитой подмосковной линии «Электропередача». В 1901 году была введена в эксплуатацию электростанция «Биби-Эйбат» мощностью 1 470 кВт (впоследствии ГРЭС им. Л. Б. Красина), в 1902-м — электростанция «Белый город» мощностью 4 200 кВт (позже ТЭЦ «Красная звезда»).
Постепенно паровые машины на станциях заменяли на турбины, поэтому их мощность выросла соответственно до 11,3 и 34,4 тыс. кВт. К 1915 году они вырабатывали около 200 млн кВт·ч электроэнергии, основная часть которой поступала на нефтяные промыслы. Здесь же Классон первым в России построил воздушные линии высокого напряжения (20 кВ). Это позволило в 1916 году включить станции параллельно и создать первую в стране объединенную энергосистему. В начале 1900-х вслед за Баку электрификация пришла и на нефтепромыслы Грозного.
Первая рудничная ГЭС на Алтае, 1892
Экспериментальная ветроустановка на промыслах Баку, 1924
Открытие Самотлорского месторождения, 1965
Билибинская атомная теплоэлектроцентраль, 1974
Параллельно с тепловой развивалась гидроэнергетика, и этому направлению тоже дала толчок добывающая промышленность. Так, первая в России гидроэлектростанция была построена в 1892 году на реке Березовке (Алтай) для обеспечения нужд Зыряновского рудника. Станция размещалась в обычной избе, а генераторы приводились в движение четырьмя деревянными колесами. Мощность ГЭС составляла 150–200 кВт, электричество освещало производственные помещения, обеспечивало работу телефонной станции и электроприводов для откачки воды из шахт.
В 1896 году горный инженер Л. Ф. Грауман построил на реке Лене ГЭС мощностью 300 кВт для энергоснабжения золотых приисков в районе Бодайбо. Тогда же была сооружена еще одна ГЭС мощностью 98 кВт на реке Ныгри. На этих станциях впервые в России применили трехфазную систему передачи электроэнергии. К 1917 году в Ленском золотопромышленном районе работал уже целый каскад из шести ГЭС общей мощностью 2,6 МВт.
Но самой большой для своего времени стала ГЭС «Пороги» при горно-металлургическом производстве на реке Большая Сатка в Челябинской области. 19 августа 1910 года здесь был запущен первый в России электрометаллургический завод по производству ферросплавов, его печи питались непосредственно от гидрогенератора мощностью 560 кВт, который давал переменный ток частотой 25 Гц. Малая ГЭС «Пороги» проработала больше 100 лет — вплоть до 2017 года!
К 1917 году в России действовало несколько десятков гидроэлектростанций совокупной мощностью около 16 МВт. Почти все они были построены для нужд добывающей и перерабатывающей промышленности.
Параллельно на промыслах развивалась малая автономная генерация. Стимул этому направлению дало появление дизелей на сырой нефти. Первый такой двигатель построили в 1899 году на механическом заводе «Людвиг Нобель» в Петербурге, здесь же впервые в мировой практике запустили серийное производство дизелей.
Уже тогда на промыслах появились первые двигатели внутреннего сгорания, работавшие на попутном нефтяном газе, — прямые предшественники современных газопоршневых установок компании «АГК». Это были двигатели системы Отто и переделанные паровые машины (half-breed). Стоит отметить, что рационально использовать попутный газ в России начали давно: еще в 1856 году его применяли как топливо для нефтеперегонного завода в районе Сураханы (Баку).
Революция и Гражданская война нанесли тяжелый урон нефтяной промышленности. Скважины были разрушены, оборудование вывезено или выведено из строя, электростанции остановлены. Но уже в 1920 году принят план ГОЭЛРО, и нефтяные районы заняли в нем особое место.
План предусматривал комплексное освоение минеральных и энергоресурсов. В частности, на Северном Кавказе планировалось построить шесть крупных государственных электростанций, включая две тепловые. Их главные потребители — бакинские и грозненские нефтепромыслы. В 1920-х началось восстановление и укрупнение промысловых электростанций «Азнефти» и «Грознефти», параллельно в Грозненском районе строили подстанции на Новых промыслах и в Заводском районе.
В этот период глубинно-насосная добыча нефти переводится на электропривод, что стимулирует электрификацию. К концу 1920-х годов больше половины качалок уже работали от электричества. Благодаря этому «Грознефть», например, к концу десятилетия добывала втрое больше изначально запланированных объемов и обогнала Баку по темпам роста.
В конце 1920-х — начале 1930-х годов открыты новые нефтяные месторождения на востоке страны, которые сразу окрестили «Вторым Баку». Для их форсированного освоения 12 июня 1929 года в Свердловске был создан трест «Уралнефть». В том же году началось освоение Верхнечусовских Городков в Пермском крае: в октябре стартовали строительные работы по прокладке 12-километровой железнодорожной ветки до станции Уралнефть.
16 мая 1932 года скважина № 702 в районе деревни Ишимбаево дала первые тонны черного золота — высота нефтяного фонтана на месторождении достигала 36 метров. Этот день считается официальным началом добычи башкирской нефти. В первый же год ишимбайский промысел дал 4,5 тыс. тонн. Но если в старых нефтяных районах — Баку и Грозном — уже сложилась централизованная система энергоснабжения, то на промыслах Урало-Поволжья всё приходилось начинать с нуля — с автономной генерации, как и в XIX веке.
Первые годы освоения «Второго Баку» — это возврат к истокам, но уже на новом витке технологического развития. Для энергоснабжения буровых и промыслов используют локомобили — передвижные паровые машины, которые можно быстро доставить по железной дороге и установить на месте. Наряду с ними применяют нефтяные двигатели и дизельные электростанции.
Лишь по мере развития промыслов начинают строиться локальные центральные электростанции (ЦЭС). В 1930-е заложены первые котельные, которые давали пар, приводивший в движение буровые установки. 1 октября 1935 года от треста «Востокнефть» отделилась «Башнефть», к этому моменту в регионе уже начала складываться более или менее устойчивая энергетическая инфраструктура.
В 1930-е годы советские инженеры разработали концепцию, которая на десятилетия вперед определила развитие автономной энергетики. Энергопоезда — мобильные электростанции на железнодорожных платформах — появились именно в это время. Первый такой поезд мощностью 700 кВт отправился в путь в 1934 году, а в 1937-м энергопоезда поступили на вооружение Красной армии.
Конструктивно первый энергопоезд представлял собой тепловоз и несколько вагонов, в которых размещались дизель-генераторы и распределительное устройство. Позже появились паровозные версии: на отдельной платформе устанавливали турбоагрегат мощностью 500–1 500 кВт, часто демонтированный с какой-либо стационарной электростанции. На других платформах располагались конденсатор и распределительное устройство.
Энергопоезда быстро прибывали туда, где были рельсы, но не было сетей. Они обеспечивали электроэнергией буровые, стройки, а в годы войны — эвакуированные на восток заводы. Концепция передвижной электростанции на рельсах будет играть важную роль в течение следующих 30 лет.
Еще в 1920-е в СССР начались работы в области ветроэнергетики. Их флагманом стал Центральный аэрогидродинамический институт (ЦАГИ), созданный в 1918 году. Уже в 1923-м в ЦАГИ построен ветросиловой испытательный стенд, а в 1924-м под руководством Н. В. Красовского спроектирована, изготовлена и установлена на Бакинских нефтяных промыслах первая ветроустановка мощностью 36,8 кВт с рабочим колесом диаметром 14 метров.
В 1931 году в Курске дала первый ток ветроэлектростанция знаменитого изобретателя Анатолия Уфимцева — первая в мире ВЭС с инерционным аккумулятором. В том же году близ Балаклавы в Крыму построена первая в СССР сетевая ветроэлектростанция Д-30 мощностью 100 кВт. На тот момент она была крупнейшей в мире, а размах лопастей ветрогенератора достигал 30 метров.
Используя опыт, накопленный в ходе работы над знаковыми проектами, инженеры ЦАГИ и ЦВЭИ (Центральный ветроэнергетический институт, работавший отдельно от ЦАГИ в 1930–1935 гг.) создали несколько конструкций компактных ветроустановок — ЦАГИ ТВ-5 и ТВ-8, ЦВЭИ Д-8 и самой массовой серийной 3ЦВЭИ Д-12. Они эксплуатировались на десятках полярных станций от Баренцева моря до Чукотки, а также на многих месторождениях. Например, на угольных рудниках Шпицбергена, на соляных промыслах Каспийского бассейна, на полиметаллических и золотых месторождениях Чукотки и пр.
Великая Отечественная война стала суровым испытанием для энергетики и промышленности, но именно в эти годы были заложены технологические основы, во многом определившие направление развития в послевоенный период.
В 1942 году перед тылом встала задача возрождения освобожденных территорий и восстановления разрушенных предприятий. Именно тогда на первый план вышли энергопоезда, а Мосэнерго получило распоряжение о начале их производства. Наиболее актуальной оказалась паровозная версия с турбоагрегатом и конденсатором на отдельных платформах. Мощности поезда хватало для освещения строек, откачки воды из затопленных шахт и обеспечения быта рабочих.
Открытие нефти в Ишимбаево, 1932
Энергопоезд восстанавливает энергоснабжение Сталинграда, 1943
Доставка передвижной электростанции ПАЭС-2500 по сибирскому бездорожью, конец 1960-х
Плавучая атомная теплоэлектростанция «Академик Ломоносов» в Певеке, 2019
Первый энергопоезд отправился в Сталинград 15 февраля 1943 года, а всего в 1943–1944 гг. в СССР было построено 19 энергопоездов суммарной мощностью 21 МВт. На запуск поезда в эксплуатацию уходило две — четыре недели, что давало колоссальную экономию времени по сравнению со сроками восстановления стационарной электростанции.
Война дала мощный импульс развитию российской газовой промышленности. В октябре 1941 года в районе поселка Елшанка под Саратовом под руководством геолога И. И. Енгуразова заложили разведочную скважину, которая давала почти 800 тыс. кубометров газа в сутки. В июне 1942-го рядом была пробурена вторая скважина с дебитом 1 млн кубометров. 5 сентября Совнарком принял постановление «Об эксплуатации природного газа Елшанского месторождения и снабжении», после чего всего за полтора месяца строится 16-километровый газопровод Елшанка — Саратов. Уже 30 октября елшанский газ поступил в топку одного из реконструированных котлов Саратовской ГРЭС.
Другим важнейшим событием стало строительство газопровода Бугуруслан — Куйбышев, начавшееся в июне 1942 года. Уже 15 сентября 1943 года газопровод протяженностью 160 км был сдан в эксплуатацию, его пропускная способность составляла 220 млн кубометров в год. В военное время эта магистраль была крупнейшей в СССР. Газ Бугуруслана обеспечивал работу эвакуированных заводов, позволил отказаться от доставки угля и высвободить 20 тысяч вагонов для перевозки оборонных грузов.
В нефтяной промышленности главным событием военных и послевоенных лет стало открытие девонской нефти в Волго-Уральском регионе. 26 сентября 1944 года скважина № 100 на Туймазинском месторождении дала мощный фонтан с суточным дебитом 250 тонн с глубины 1 700 метров. Она одна ежедневно давала больше нефти, чем остальные 57 скважин месторождения.
25 июля 1948 года бригада мастера Сергея Кузьмина при испытании скважины № 3 на Ромашкинской площади в Татарии получила фонтан девонской нефти дебитом более 120 тонн с глубины 1 692 метра. Так было открыто супергигантское Ромашкинское месторождение — одно из крупнейших в мире, с запасом 2 млрд тонн.
Энергоснабжение новых промыслов разворачивалось по знакомому сценарию: здесь не было централизованных сетей, поэтому всё начиналось с дизельных генераторов, локомобильных станций и энергопоездов. Ключевым технологическим сдвигом стал переход буровых на электропривод. Он начался в 1940 году, когда электробуром конструкции инженеров А. П. Островского и Н. В. Александрова была пробурена первая скважина на одном из месторождений «Азнефти». Скорость электробурения превышала скорость роторного в 2,5 раза, поэтому электрификация буровых стала важнейшим этапом технического перевооружения отрасли.
1950-е ознаменовались появлением принципиально новых типов автономной генерации: на газовых промыслах и компрессорных станциях начали внедрять газомотокомпрессоры (ГМК), объединяющие поршневой газовый двигатель внутреннего сгорания и поршневой компрессор. Завод «Двигатель революции» разработал и приступил к выпуску самого массового ГМК типа 10ГК. Мощность первых агрегатов не превышала 1 000 л. с. при частоте вращения коленвала 300 об/мин. Именно этими агрегатами был укомплектован первый в СССР магистральный газопровод Саратов — Москва. Всего на заводе было изготовлено более 3 500 ГМК и создано более 120 его модификаций.
Параллельно начиналась газотурбинная эра. В 1958 году Невский машиностроительный завод запустил серийное производство газотурбинных установок ГТ-700-4 для компрессорных станций магистральных газопроводов. Агрегат имел мощность 4 МВт при номинальной частоте вращения 3 000 об/мин. Позднее на его основе были созданы другие модификации — например, ГТ-700-5 в 1961 году.
21 июня 1960 года скважина № 6, пробуренная бригадой Семена Урусова близ села Шаим, дала первую тюменскую нефть: фонтан ударил с глубины около 1 500 метров. В 1961-м получена первая нефть в Мегионе и Усть-Балыке. Именно тогда стало понятно, что в Среднем Приобье есть «большая нефть» — скважина в Мегионе дала фонтан с дебитом около 800 м³/сутки.
29 мая 1965 года — поворотная точка в истории развития не только нефтяной провинции и Западной Сибири, но и всей страны. В этот день первый мощный фонтан дала разведочная скважина Р-1 Самотлора — нефтяного месторождения, которое войдет в десятку крупнейших на планете.
Работы на буровой вела бригада мастера Григория Норкина. Фонтан ударил с глубины около двух километров. Первоначально дебит скважины «на глаз» оценили примерно в 300 м³/сутки, однако при дальнейшей отработке он вырос до 1 000 м³ безводной нефти в сутки.
Самотлорское месторождение стало локомотивом советской экономики. Уже к 1973 году оно давало треть всей нефти в Западной Сибири, а в 1980-м достигло своего исторического пика — 158,9 млн тонн (эквивалент всего годового объема советского экспорта жидкого топлива). Долгое время Самотлор оставался ключевым источником валютных поступлений и фактически поддерживал экономическую стабильность страны.
Освоение гигантов начиналось в условиях полного отсутствия энергосистемы. Первые буровые и поселки — Урай, Сургут, Нефтеюганск — питались от дизельных электростанций и энергопоездов. К началу 1960-х в Тюменской области работали 1 346 автономных локомобильных и дизельных электростанций общей мощностью 81 МВт, а также несколько энергопоездов суммарной мощностью 28 МВт.
На рубеже 1960–1970-х годов в арсенале нефтяников и газовиков появилась легендарная машина — передвижная автоматизированная газотурбинная электростанция ПАЭС-2500. Ее силовой установкой стал одновальный турбовинтовой авиационный двигатель АИ-20ДМЭ/ДМН, адаптированный для наземного применения. Номинальная мощность ПАЭС составляла 2,5 МВт, максимальная доходила до 2,75 МВт. Установку можно было перевозить железнодорожным, автомобильным, водным и воздушным транспортом, что делало ее незаменимой в условиях сибирского бездорожья. Станция обеспечивала быструю замену агрегатов и работала в автоматическом режиме.
Идея использования авиационных газотурбинных двигателей была революционной для своего времени, такой подход обеспечивал высокую мощность при относительно малом весе и компактных размерах. На ПАЭС-2500 не ставили новые двигатели, а брали снятые с самолетов (например, семейства Ан-8 — Ан-32 или Ил-18/Ил-38) агрегаты, которые уже отработали свой летный ресурс. Это делало новое решение особенно эффективным.
Вслед за АИ-20 появились другие наземные версии мощных авиадвигателей: НК-12СТ (спроектирован в 1964 году на базе турбовинтового двигателя для самолетов Ту-95 и Ту-114), НК-16СТ (на базе двигателей для Ту-154 и Ил-62), а позже — Д-30 (Ту-134, Ту-154, Ил-62, Ил-76) и ПС-90 (Ил-76, Ил-96, Ту-204, Ту-214) в наземном исполнении. Авиационные турбины различной мощности, отработавшие регламентный срок на самолетах, переводились с авиационного топлива на природный газ и начинали новую жизнь на промыслах и газопроводах.
В 1965 году Министерство энергетики СССР утвердило схему энергоснабжения нефтегазовых районов Западной Сибири. В феврале 1972-го введена в эксплуатацию Сургутская ГРЭС-1 — первая крупная электростанция региона. Ее основным топливом стал попутный нефтяный газ приобских месторождений. С этого момента начинается переход ядра Среднего Приобья к централизованному энергоснабжению, а ПНГ из отхода производства превращается в ценный энергоресурс.
При этом автономная генерация не уходит со сцены, а смещается на периферию освоения. Новым месторождениям, разведке и вахтовым поселкам по-прежнему необходимы мобильные и автономные источники электроэнергии. Так сложилась двухуровневая система энергоснабжения, которая сохраняется по сей день.
12 января 1974 года началась новая глава в истории российского автономного энергоснабжения: на Чукотке запущена Билибинская атомная теплоэлектроцентраль (БиАТЭЦ) — первая в мире АЭС в зоне вечной мерзлоты. Ее строили специально для энергоснабжения Чаун-Билибинского изолированного энергоузла, включавшего золотоносные предприятия региона. К 1976 году станция вышла на проектную мощность — четыре ее реактора обеспечивали энергией город Билибино и всю местную горнорудную и золотодобывающую промышленность.
В 1970-е годы начинается освоение газовых гигантов Ямало-Ненецкого округа: в 1967-м открыто месторождение Медвежье, в 1973-м — Уренгой, крупнейшее в мире по запасам природного газа. Энергоснабжение этих объектов строилось на базе газотурбинных электростанций, возводимых блочно-комплектным методом: станции собирали из готовых модулей высокой степени заводской готовности, которые доставляли в тундру по железной дороге или по воде. Это позволяло монтировать модульные энергокомплексы в считанные недели вместо месяцев, что особенно важно в условиях сурового климата и бездорожья.
Один из таких энергокомплексов собрали к моменту пуска установки комплексной подготовки газа № 2 на Уренгойском нефтегазоконденсатном месторождении в октябре 1978 года. Он был довольно крупным для своего времени и включал шесть передвижных электростанций ПАЭС-2500, закрытое распределительное устройство и более 100 км воздушных линий электропередачи.
Пуск двух сургутских ГРЭС в начале 1980 года обеспечил надежное энергоснабжение севера Тюменской области. В течение 1980-х здесь вводились новые блоки на действующих станциях, началось строительство еще пяти и нескольких крупных электросетевых объектов. Развитие электроэнергетики области строилось на базе местного природного и попутного нефтяного газа.
Автономная генерация снова сместилась на дальнюю периферию освоения, куда ЛЭП еще не дошли или вовсе не планировались. Наряду с привычными ДЭС и ПАЭС на местах появились более мощные стационарные газотурбинные электростанции (ГТЭС). На них использовали как самолетные двигатели, так и промышленные ГТУ мощностью от нескольких до десятков и сотен мегаватт.
В 1980-х годы блочно-комплектный метод строительства энергообъектов превратился в отраслевой стандарт (отраслевые нормы технологического проектирования ВНТП 01/87/04-84). Ключевую роль в типизации используемых решений играл институт «Гипротюменнефтегаз», который с конца 1970-х разрабатывал документацию по электроснабжению и электрооборудованию промыслов. Фактически это были стандарты, по которым работала вся страна.
В частности, до совершенства была отработана конструкция блок-контейнеров в северном исполнении — с расчетной температурой наружного воздуха до –55 °С. Это позволяло доставлять готовые энергоузлы в самые удаленные уголки Ямала и Тюменского Севера, монтировать их в считанные дни и запускать в работу без длительной обкатки.
Переход к рыночной экономике, рост тарифов и ненадежность централизованного энергоснабжения в условиях кризиса подтолкнули нефтяные компании к строительству собственных электростанций. В это же время на рынке появляются импортные дизельные и газопоршневые агрегаты: Jenbacher, Caterpillar, Waukesha, Cummins и пр. Они отличаются высоким КПД, надежностью и возможностью работать на ПНГ, который ранее много где сжигали на факелах.
В 2001 году «Сургутнефтегаз» запускает масштабную программу строительства газотурбинных и газопоршневых электростанций на попутном нефтяном газе. В мае 2006-го на Конитлорском месторождении введена в эксплуатацию ГТЭС-24 мощностью 24 МВт на базе турбин НК-16СТ. В 2008 году на Рогожниковском месторождении заработала ГТЭС № 1 мощностью 36 МВт, а в 2010-м — ГТЭС № 2 (также 36 МВт).
Самым масштабным проектом стала Талаканская ГТЭС в Якутии. Ее первая очередь мощностью 96 МВт была построена в 2008 году, а в сентябре 2009-го, когда ввели третий пусковой комплекс, станция вышла на полную проектную мощность — 144 МВт. ГТЭС обеспечивала электроэнергией Талаканское месторождение и нефтеперекачивающие станции магистрального нефтепровода ВСТО. Всего в программе «Сургутнефтегаза» — около двух десятков станций суммарной мощностью несколько сотен мегаватт.
8 января 2009 года Правительство РФ приняло Постановление № 7 «О мерах по стимулированию сокращения загрязнения атмосферного воздуха продуктами сжигания попутного нефтяного газа на факельных установках». Документ установил целевой показатель утилизации ПНГ на уровне 95 % и ввел штрафные санкции за сверхнормативное сжигание. Это событие стало главным регуляторным драйвером строительства промысловых ГПЭС и ГТЭС в 2010-е годы.
Ответ отрасли не заставил себя ждать. По всей стране — от Ямала до Восточной Сибири — начали строить энергоцентры на попутном газе.
С 2010 года Ванкорское месторождение снабжает Ванкорская ГТЭС мощностью 200 МВт — одна из крупнейших промысловых станций в стране. В 2024 году «РН-Ванкор» ввела в эксплуатацию вторую станцию — ГТЭС «Полярная» мощностью 150 МВт.
В 2008 году введена ГТЭС-72 Ватьеганского месторождения мощностью 72 МВт — первый собственный энергообъект компании в регионе. Ежегодно она потребляет около 145 млн кубометров попутного газа.
На Ярегском и Усинском месторождениях работает энергоцентр «Ярега» — ГТУ-ТЭЦ электрической мощностью 75 МВт и тепловой 79,5 Гкал/ч.
В 2016 году введена в эксплуатацию ГТЭС мощностью 84 МВт — самая северная материковая газотурбинная электростанция в России.
Строительство ГТЭС проектной мощностью 96 МВт (с возможностью расширения до 144 МВт) началось в 2015 году. На 2024 год это крупнейшая электростанция на Ямале.
Энергоснабжение крупнейшего газового месторождения на Ямале построено на модульных станциях. Первые ГТЭС «Урал-2500» мощностью по 2,5 МВт начали поставлять энергию еще на этапе бурения.
ГТЭС месторождения состоит из четырех энергоблоков по 6 МВт каждый.
Параллельно с крупными энергоцентрами на промыслах развивался сегмент малой распределенной генерации. В частности, с середины 2000-х годов на кустах скважин и малых объектах начали применять микротурбины Capstone — компактные газотурбинные установки мощностью от 30 до 200 кВт. Аналогичная российская разработка — МГТУ-100, микрогазотурбинная энергоустановка мощностью 100 кВт, работающая на природном газе и ПНГ.
В 2008 году на российский рынок выходит компания «Аггреко Евразия» — дочернее предприятие международного оператора мобильного энергоснабжения Aggreko plc. Компания предлагает российским предприятиям новую для них модель автономного энергоснабжения без капитальных затрат. Это называют «уберизацией энергетики».
В нефтегазовой и горнодобывающей отраслях, где новые месторождения почти всегда открывают вдали от сетей, такое решение пришлось очень кстати. Тем более что в портфеле оператора есть как дизельные генераторные установки различной мощности, так и газопоршневые, адаптированные, в том числе для работы на СПГ, ПНГ и в условиях Русского Севера. К 2014 году, когда компания открыла собственный сервисно-ремонтный центр (СРЦ) в Тюмени, она уже прочно заняла нишу на российском рынке временного и резервного энергоснабжения.
К 2019 году штат компании «Аггреко Евразия» насчитывал 430 сотрудников, в России и соседних странах действовали четыре депо (в Москве, Баку, Атырау и Стамбуле), а площадь сервисно-ремонтного центра в Тюмени увеличилась до 15 000 м². Здесь не только обслуживали и ремонтировали ДГУ и ГПГУ, но также пакетировали новые для увеличения имеющегося парка. География проектов охватывала практически всю территорию страны, включая Западную и Восточную Сибирь, Дальний Восток и Крайний Север.
19 декабря 2019 года в городе Певеке на Чукотке выдала в сеть электроэнергию плавучая атомная теплоэлектростанция «Академик Ломоносов» — первая в мире действующая ПАТЭС с двумя реакторами по 35 МВт на борту. Электрическая мощность станции — 70 МВт, тепловая — 146 Гкал/ч (50 Гкал/ч в номинальном режиме). ПАТЭС пришла на смену Билибинской АЭС, работавшей с 1974 года.
Баимский горно-обогатительный комбинат (ГОК) на Чукотке — одно из крупнейших в мире медно-золотых месторождений и важнейший проект десятилетия. Впервые в мировой практике добывающее предприятие изначально проектируется под автономную атомную генерацию. Для его энергоснабжения «Росатом» строит серию модернизированных плавучих энергоблоков (МПЭБ), оснащенных двумя реакторными установками РИТМ-200С электрической мощностью 58 МВт каждая. Всего Баимскому ГОКу понадобится четыре плавучих энергоблока. Рассматривается вопрос о серийном строительстве малых атомных станций для горнодобывающих кластеров.
Параллельно развивается наземная ветвь малой атомной энергетики. Например, в поселке Усть-Куйга в Якутии на базе реакторной установки РИТМ-200Н (наземной модификации ледокольных реакторов) строится атомная станция малой мощности (АСММ, два блока по 55 МВт). Она станет первой наземной АЭС нового типа в России и самой северной АЭС в мире. Станция обеспечит энергоснабжение одного из крупнейших минерально-сырьевых кластеров, включая золоторудное месторождение Кючус, оловянные месторождения Депутатское и Тирехтях.
Первый такой проект в России реализован в 2020 году на одном из нефтяных месторождений в Ханты-Мансийском автономном округе — Югре. Компании-оператору требовалось решить проблему непостоянной загрузки генераторов, сократить затраты на энергоснабжение и эффективно утилизировать ПНГ. Разработку концепции энергоснабжения буровых установок выполнили инженеры компании «Аггреко Евразия». Компания развернула на месторождении модульный энергоцентр общей мощностью 7,7 МВт на базе семи газовых генераторов. Инновационным решением стало использование суперконденсаторной установки для стабилизации работы генераторов при резкопеременной нагрузке. Проект позволил эффективно утилизировать попутный газ и сократить затраты на энергоснабжение буровых на 50 %.
В 2020-е годы ПАО «РусГидро» развернуло масштабную программу замены устаревших дизельных электростанций в удаленных населенных пунктах Дальнего Востока на автоматизированные гибридные энергокомплексы (АГЭК). В состав АГЭК входят дизель-генераторы, солнечные панели или ветряки, а также системы накопления энергии. Всё это объединяет автоматизированная система управления, минимизирующая потребление топлива. Экономия дизтоплива при переходе на гибридные схемы достигает 30–50 %. В рамках энергосервисных договоров ПАО «РусГидро» планирует создать такие комплексы в 79 населенных пунктах.
После 2022 года на фоне санкционных ограничений в отрасли начался масштабный процесс импортозамещения. В рамках этой тенденции компания «АГК» (до 2025 года — «Аггреко Евразия») осуществляет замену дизельных и газопоршневых двигателей западного производства на китайские и российские.
В частности, начиная с 2023 года на мощностях СРЦ компании в Тюмени произведено уже более 100 модульных ГПГУ мощностью 1 МВт в контейнерном исполнении на базе двигателей Weichai Power. По своим эксплуатационным параметрам эти установки не уступают решениям на двигателях Cummins. В сентябре 2026 года компания представила на выставке TNF еще одну новинку — двухдвигательную газопоршневую установку мощностью 1 МВт на базе российских двигателей ЯМЗ-85535. Ее уникальная особенность — способность эффективно работать на всем диапазоне нагрузок, начиная с 250–300 кВт.
Современный гибридный энергоцентр на Дальнем Востоке
