«Энергетика и промышленность России» № 20 (136) октябрь 2009 года
Российские энергетики провели конференцию «Современные методы управления надежностью и эффективностью тепловых электростанций. Передовые технологии для ТЭС».
В форуме, состоявшемся на одном из курортов Турции, участвовали представители ведущих энергокомпаний России и стран ближнего и дальнего зарубежья: «Энел ОГК-5», ОГК-6, ТГК-1, -2, -6, -9 и -11, МРСК Центра, РАО «Энергетические системы Востока», Группы Е4, Русской энергомашиностроительной компании, ОАО «ИК ЗИОМАР», «Буреягэсстроя» и других, а также научных организаций.
Обсуждались вопросы, связанные с износом основных фондов тепловых электростанций, пути повышения их безопасности, надежности и эффективности, ход инвестиционных проектов, внедрение новой техники и технологий.
Участники отметили, что сегодня теплоэнергетика России переживает непростой период, остаются нерешенными многие проблемы, утрачена прежняя и не создана новая система обеспечения надежного и безопасного функционирования отрасли.
Открыл конференцию заместитель главы комитета по энергетической политике Российского союза промышленников и предпринимателей Юрий Станкевич. Особое внимание спикер уделил проблеме сетевых генерирующих мощностей, снижению надежности и технологическому отставанию. Говоря о стратегических целях развития энергетики в контексте энергостратегии до 2030 года, господин Станкевич особо отметил инвестиционно-инновационное обновление отрасли, направленное на обеспечение высокой энергетической, экономической и экологической эффективности производства, транспорта, распределения и использования электроэнергии, а также главные механизмы государственной энергетической политики: введение системы перспективных технических регламентов, национальных стандартов и норм, повышающих управляемость и стимулирующих реализацию важнейших приоритетов и ориентиров развития энергетики, включая повышение энергоэффективности экономики.
Прогнозный баланс для Сибири
Формат конференции предполагал пленарные заседания, круглые столы, деловые встречи. Немало было сказано о тенденциях по использованию различных видов топлива и типов генерации. Касаясь своего региона, об этом говорил и Павел Зееман, технический директор ОАО «Сибирский энергетический научно-технический центр» (СибНТЦ):
– В составе ОЭС Сибири параллельно работают 11 энергосистем: Алтайская, Бурятская, Забайкальская (ранее Читинская ЭС), Иркутская, Красноярская, Кузбасская, Новосибирская, Омская, Томская, Тувинская и Хакасская.
Годовое электропотребление ОЭС Сибири в 2008 году составило 209,25 миллиарда кВт-ч, что выше показателя 2007 года на 4,7 процента. На начало 2008 года на общую сеть в ОЭС Сибири работали 98 электростанций суммарной установленной мощностью 47,08 миллиона кВт, в том числе ГЭС, АЭС, ТЭС и дизельные электростанции.
В отчетном 2008 году располагаемая мощность электростанций на час прохождения максимума нагрузок ОЭС Сибири составила 39776,0 МВт. Установленная электрическая мощность электростанций ОЭС Сибири на конец 2008 года составила 47 181,2 МВт.
Балансовая ситуация в ОЭС Сибири в целом по 2007 и 2008 годам, как и в предыдущие годы, характеризовалась потенциальными избытками электроэнергии, которые составили в 2007 году порядка 26 миллиардов кВт-ч при загрузке ТЭС с числом часов использования их располагаемых мощностей порядка 4600 часов в год, а в 2008 году при избытке электроэнергии – около 9,4 миллиарда кВт-ч число часов использования располагаемых мощностей ТЭС составило 5350 часов в год. Фактический резерв мощности на ТЭС в час прохождения годового максимума нагрузки составил 14,5 процента от суммарного максимума.
Следует отметить, что, несмотря на избыточность баланса мощности, ОЭС Сибири принимала мощность из соседних объединений. Это связано прежде всего с тем, что из‑за слабых связей севера Томской области с южной ее частью энергоснабжение северных районов осуществляется от Тюменской ЭС ОЭС Урала. Кроме того, по заданию Системного оператора осуществляются межгосударственные перетоки мощности и энергии по ВЛ 500 кВ и 1150 кВ, эксплуатируемой на напряжении 500 кВ транзита Сибирь – Казахстан – Урал, регулирующие неравномерности графика нагрузки потребителей уральской и европейской частей ЕЭС России.
В результате анализа нагрузки и электропотребления за 2008 и 2009 годы, имеющихся заявок на присоединение новых потребителей и программ развития субъектов Российской Федерации сформированы два сценария возможного развития ОЭС Сибири в период 2009‑2015 годов.
Сценарий 1-й – вариант развития со среднегодовыми темпами снижения электропотребления в 2009 году по сравнению с 2008 годом в 2,3 процента и незначительным снижением максимума нагрузки за счет холодной зимы (на 0,2 процента).
Сценарий 2-й – вариант развития со среднегодовыми темпами снижения электропотребления и максимума нагрузки потребителей в 2009 году – 3,4 процента и 3,6 процента соответственно.
Господин Зееман также отметил, что мощность и выработка Саяно-Шушенской ГЭС преимущественно обеспечивали потребность в мощности и электроэнергии потребителей Хакасской ЭС по ВЛ 500 кВ СШГЭС – Означенное – Абакан и западных дефицитных энергосистем ОЭС Сибири по ВЛ 500 кВ СШГЭС – Новокузнецк. При отсутствии СШГЭС в покрытии графиков нагрузки потребителей Западных ЭС обеспечение мощностью и электроэнергией в ближайшее время преимущественно будет осуществляться от электростанций Красноярской ЭС и Иркутской ЭС по протяженному транзиту Братск – Красноярск – Хакасия – Запад. Это приведет к дополнительной загрузке сети 220 кВ и выше и снижению надежности объединения. Для надежного электроснабжения потребителей западных энергосистем ОЭС Сибири необходимо провести анализ режимов работы ОЭС без участия СШГЭС и оценку в необходимости усиления существующих межсистемных связей и ввода компенсирующих устройств.
Опыт энергетических компаний
О новых решениях в краткосрочных и долгосрочных проектах в энергетике рассказал Билмез Цезми, генеральный директор компании Fichtner (Турция). Он отметил, что международный рынок энергоносителей находится в постоянном движении, а новые технические и экономические проблемы потребуют разработки и усовершенствования технологий, что даст толчок новым инфраструктурным разработкам и большому объему инвестиций.
Реальную ситуацию в российской энергетике отразил генеральный директор ОАО «Энел ОГК-5» Анатолий Копсов. По его словам, технологические проблемы, возникшие в настоящее время в российской энергетике, вызваны исчерпанием паркового ресурса оборудования, что требует адекватного ввода новых мощностей. С учетом длительного инвестиционного цикла в энергетике необходима организация непрерывного процесса проектирования — строительства – монтажа – пусконаладочных работ – ввода новых генерирующих мощностей. Господин Копсов отметил проблему эффективного управления инвестиционной деятельностью энергетических компаний, включая вопросы управления генподрядными работами и закупками технологического оборудования. Данная проблема в настоящее время становится критической.
– В четвертом квартале 2008 года появились новые условия, влияющие на сроки и объем выполнения инвестиционных обязательств генерирующими компаниями, – отметил Копсов. – Это – снижение электропотребления и, как следствие, объемов производства электроэнергии. Появилась необходимость корректировки прогнозов экономического развития территории. Есть проблемы кредитования, как в целях пополнения оборотных средств, так и в целях финансирования инвестиционных программ. А также имеет место рост стоимости топлива и отсутствие гарантий необходимых сроков окупаемости инвестиций в связи с отсутствием понятного, определенного каким‑либо нормативным документом механизма формирования рыночной цены в условиях действующего кратко-
срочного рынка мощности (рынка мощности переходного периода), особенно по объектам, вводимым в период с 2009 года.
Эти факторы существенно повлияли на реализацию новыми собственниками своих инвестиционных обязательств: происходит пересмотр не только сроков ввода новых мощностей, но и состава вводимых объектов.
Технологические проблемы, возникшие в настоящее время в российской энергетике, вызваны исчерпанием паркового ресурса оборудования, что требует адекватного ввода новых мощностей. С учетом длительного инвестиционного цикла в энергетике необходима организация непрерывного процесса проектирования – строительства – монтажа – пусконаладочных работ – ввода новых генерирующих мощностей. Проблема эффективного управления инвестиционной деятельностью энергетических компаний, включая вопросы управления генподрядными работами и закупками технологического оборудования, в настоящее время становится критической. Она усугубляется низкой инвестиционной активностью российских энергокомпаний в последнее десятилетие, что свидетельствует об отсутствии у них практических знаний и опыта реализации крупных инвестиционных проектов. В России отсутствует развитый рынок ЕРС/ЕРСМ контрактов, а также на нем практически отсутствуют отечественные компании. Привлечение зарубежных ЕРС/ЕРСМ-контракторов связано как с определенными преимуществами, так и с недостатками, влияющими на сроки выполнения ими контрактов.
Теплоэнергетика: украинский вариант
Отдельной темой рассматривался украинский опыт теплогенерации. В теплоэнергетике Украины задействованы крупные ТЭС и ТЭЦ, более мелкие электро- и теплогенерирующие объекты, когенерационные установки, а также технологические и отопительные паровые и водогрейные котельные.
Сегодня для таких объектов характерен высокий износ оборудования и практически полностью исчерпанный ресурс. Это подрывает надежность их работы, снижает экономичность в эксплуатации.
Особенность энергообъектов, предназначенных для выработки пара на технологические нужды и отопление, – изменение структуры потребления, работа на пониженных нагрузках и неполное использование установленных мощностей. Реконструкция таких объектов, направленная на оптимизацию выработки энергии, может стать дополнительным ресурсом генерирования как тепловой, так и электрической энергии.
Были проведены работы по технико-экономической оценке направлений реконструкции, а также строительства новых теплоэнергетических объектов. Прежде всего выполнены технико-экономические оценки целесообразности сооружения газовых и парогазовых установок на действующих энергоблоках ТЭС. Проведены технико-экономические оценки реконструкций котельных, разработан проект и выполнены технико-экономические оценки строительства когенерационных установок.
В качестве примера участникам конференции предложили рассмотреть реконструкцию производственно-отопительной котельной Чернобыльской АЭС. Основное оборудование котельной: три водогрейных котла типа КВГМ-50‑150 теплопроизводительностью 50 Гкал-ч и три паровых котла ГМ-50-14/250 паропроизводительностью 50 тонн в час. Потребность ЧАЭС на перспективный период в технологическом паре, горячей воде и электроэнергии составляет 39 тонн в час, 90 Гкал-ч и 20 МВт-ч соответственно. С целью более рационального использования котельного оборудования применяется установка теплофикационной турбины Т-8,5 с дальнейшей возможностью газовой надстройки модуля. При этом будет обеспечена работа паровых котлов с номинальной нагрузкой и выработка электрической энергии 8-9 МВт. Удельные затраты на единицу устанавливаемой мощности для такой реконструкции составляют 700-750 долларов США за кВт, а период возврата капитала – 5-6 лет.
Владимир Чернавский, главный инженер ОАО Киевский НИПКИ «Энергопроект», отметил:
– Реконструкция крупных энергоблоков с применением газовых и парогазовых технологий позволяет повысить технико-экономические показатели блока и продлить срок его службы.
Наилучшими технико-экономическими показателями при наименьшем сроке самоокупаемости обладает вариант реконструкции с полной заменой оборудования энергоблока на новый парогазовый модуль. Интересной с экономической точки зрения и разнообразия технических решений является реконструкция энергетических объектов малой и средней мощности (котельных и ТЭЦ) как путем установки дополнительного электрогенерирующего оборудования, так и преобразованием реконструируемых объектов в когенерационные установки. Когенерационные установки, сжигающие природный газ, характеризуются высоким (от 50 до 70 процентов и более) коэффициентом использования топлива. Газопоршневые установки при аналогичных ресурсных показателях являются более экономичными и удобными в эксплуатации, чем газотурбинные установки.
Экскурсия на ГЭС «Оймапынар»
Один из рабочих дней конференции был посвящен посещению ГЭС «Оймапынар» (540 МВт) на реке Манавгате. Посещение Оймапынарской ГЭС продемонстрировало пример успешной приватизации, которая стала возможной только благодаря серьезной работе частной компании и существенной государственной поддержке.
Во время посещения Оймапынарской ГЭС состоялась встреча с руководством компании и осмотр производственных площадей и оборудования.
В настоящее время в Турции развитию энергетики уделяется большое внимание. Совокупная мощность электростанций составляет 5 миллионов кВт. Четверть электроэнергии производится на электростанциях, потребляющих нефть, 40 процентов – на гидравлических станциях, остальная – производится за счет сжигания бурого угля. Значительную часть электроэнергии Турция импортирует из России.
Однако турецкие плановики в своей энергетической политике, как показала практика, допустили серьезный просчет, делая ставку на использование в качестве основного энергоносителя нефть и практически игнорируя развитие гидроэлектроэнергетики и тепловых станций, работающих на твердых видах топлива, в частности на угле, запасы которого в Турции значительны. Это привело к резкому усилению зависимости от нефтедобывающих стран, а в силу многократного подорожания нефти – к катастрофическим финансовым потерям.
В настоящее время предпринимаются попытки изменить структуру энергобаланса за счет использования энергетических углей и гидропотенциала. В 2001 году вступили в строй ГЭС на реке Йышль-ирмаке и в Оймапынаре. Но до сих пор производство электроэнергии на душу населения остается низким, а единственной реальной альтернативой служит жесткий режим экономии и нормирование потребления.
В условиях дефицита электроэнергии все электростанции работают с большой перегрузкой, без необходимых остановок на профилактический ремонт, что приводит к высокой аварийности в энергосистеме страны. Следствием такой политики явилось усиление зависимости Турции от внешнего рынка в области производства электроэнергии и сокращение ее золотовалютных резервов в связи с резким увеличением расходов на импорт нефти.
В настоящее время страна озабочена дальнейшей диверсификацией производства энергии за счет использования возобновляемых ресурсов, газа, строительства первой в стране АЭС.
В заключение
Основной целью конференции было создание площадки для взаимовыгодного профессионального общения представителей государственного сектора и энергетического бизнеса. Немаловажным стал обмен опытом, возможность рассмотреть практические пути решения сложных задач. Участники намерены продолжить взаимовыгодный диалог.