За счет введение новых энергомощностей на фоне стагнирующего спроса на электроэнергию в энергосистеме возник колоссальный избыток мощностей – 15 ГВт в 2015 году, который к 2020 году по оценкам экспертов увеличится до 25 ГВт.
На момент принятия решения о строительстве и модернизации блоков действовала генеральная схема размещения объектов электроэнергетики до 2020 г., одобренная правительством в 2008 г., которая предполагала ежегодный прирост потребления электрической энергии в РФ на 4%. По факту такого роста не произошло – потребление в 2014 году оказалось практически на уровне 2010 года.
В соответствии с прогнозом потребления электроэнергии, одобренным правительством РФ в апреле 2015 года, заложенного в схему роста не произойдет и к 2020 году – разница между текущим и прогнозом пятилетней давности составляет около 600 млрд кВт.ч.
В этой связи встает вопрос, нужны ли новый энергоблоки построенные на предприятиях СГК?
Почти год назад, в декабре 2014 года Сибирская генерирующая компания полностью завершила ввод новых объектов по государственной программе договоров предоставления мощности. Вместе с приобретением энергобъектов в процессе приватизации активов РАО ЕЭС акционер взял на себя обязательства по инвестированию в строительство новых мощностей.
2015 год показал, что модернизация на станциях была проведена не зря. После завершения программы ДПМ, в период с сентября 2014 по сентябрь 2015 года, производство электрической энергии на станциях СГК выросло на 30%. Многие энергоблоки в зимнее работали на пике установленной мощности.
Следует отметить, что около 90% прогнозируемого в 2016 году избытка мощности приходится на первую ценовую зону (Европейская часть России и Урал), тогда как в Сибири, где работают все станции компании, такого критического перенасыщения мощностей нет. Учитывая значительную долю гидроэлектростанций во второй ценовой зоне, в случае природных катаклизмов при резком снижении водных запасов процент избытка в Сибири может свестись к нулю. Тем более, что при проведении конкурентного отбора мощности располагаемая мощность ГЭС рассчитывается исходя из данных последних пяти лет, тогда как в природе период колебаний водности составляет около 30 лет.
Таким образом, говорить о том, что строительство новых энергоблоков СГК создало избыток мощности, - преждевременно. В результате проведенной на предприятиях СГК модернизации ликвидирован дефицит электроэнергии в энергосистеме Сибири, улучшено теплоснабжение ряда районов крупных городов, снижено негативное воздействие на окружающую среду за счет внедрения природоохранных технологий.
За 9 месяцев 2015 года суммарная выработка тепловых электростанций Сибирской генерирующей компании увеличилась на 27%. Более высокие значения производства по сравнению с 2014 годом сохранялись на протяжении всех девяти месяцев на всех тепловых электростанциях СГК. Наибольшие нагрузки несли именно станции, на которых в рамках программы ДПМ были установлены новые или модернизированные энергоблоки.
«За время эксплуатации нового энергоблока Абаканской ТЭЦ – с момента его пуска прошло уже больше года – можно уверенно говорить о том, что все наши ожидания и инвестиционные вложения оправдали себя, – считает главный инженер Абаканской ТЭЦ Андрей Щукин. – Энергия нового блока востребована рынком, это подтверждается простым сравнением показателей выработки электроэнергии: за первое полугодие 2015 года уровень предыдущего года превышен более чем на 60 процентов. Да и рекорд года предыдущего – выработка на мощностях станции впервые превысила 2 миллиард киловатт-часов – целиком базируется на вводе нового блока мощностью 136 мегаватт в эксплуатацию.
Безусловно, сложности после ввода нового оборудования возникали, но существенными назвать их нельзя. В целом же смонтированные агрегаты и современные системы управления зарекомендовали только положительно: оборудование надежное, его эксплуатация достаточно комфортна для персонала. Поэтому можно говорить не только об увеличении электрической мощности станции, но и о существенном повышении технологической культуры предприятия».
Восьмой и девятый энергоблоки Барнаульской ТЭЦ-2 были запущены в феврале и декабре прошлого года. Ввод в строй этих объектов завершил трехлетнюю реконструкцию станции, ставшую одним из крупнейших инвестиционных проектов энергетике Алтайского края за последние годы. Для 60-летней ТЭЦ это событие стало без преувеличения эпохальным, сопряженным как с новыми достижениями, так и с рядом забот.
- Запустив новое оборудование, мы повысили мощность и надежность станции. Увеличилась выработка электрической энергии, получили прибавку и по тепловой мощности. Проще говоря, сейчас ТЭЦ может дополнительно отапливать около 100 девятиэтажных домов, - рассказывает Александр Лукьянов, директор Барнаульской ТЭЦ-2.
Реализация проекта дала прирост установленной мощности Барнаульской ТЭЦ-2 до 275 МВт по электроэнергии (ранее была равна 210 МВт) и до 1087 Гкал/ч по тепловой энергии (ранее составляла 984 Гкал/ч).
Помимо двух турбоагрегатов, станция получила новый тракт топливоподачи производительностью 370 тонн в час. Было проведено техперевооружение топочной части 10-го и 11-го котлов. В результате их производительность заметно выросла. Реконструировали и котел № 12. Система обеспечения пожарной безопасности также претерпела изменения благодаря обновленной пожарной насосной станции. Улучшились производственно-бытовые условия. И, конечно, самое главное - экономика предприятия. По оценкам специалистов, удельный расход условного топлива по новым турбогенераторам сократился в среднем на 33%.
Как обычно бывает после любого большого строительства или модернизации, первый год для специалистов ТЭЦ-2 стал этапом адаптации и устранения технических недочетов в работе нового оборудования. Пока не все сделано, тем не менее, большая часть пути пройдена. Как отмечает главный инженер ТЭЦ-2 Виталий Паутов, благодаря техническому обновлению 30% основных фондов предприятия коллектив станции может чувствовать себя более уверенно в самый напряженный для энергетиков – отопительный период.
Повышение культуры эксплуатации, более широкое внедрение в производственный процесс АСУТП – еще одно положительное следствие реализации проекта. Десятки сотрудников прошли обучение для работы в новых условиях. Они повысили свою квалификацию и продолжают это делать в настоящее время, что открывает для них новые профессиональные и карьерные перспективы.
Реализация инвестиционных проектов на двух самых мощных электростанциях Кузбасского филиала СГК – Беловской и Томь-Усинской ГРЭС была завершена в 2014 году.
Летом прошлого года в эксплуатацию был введен энергоблок №4 на Беловской ГРЭС и №5 на Томь-Усинской ГРЭС. Осенью в строй вошел блок №4 Томь-Усинской ГРЭС, в октябре к работе приступила ГТЭС «Новокузнецкая». Пуск блока №6 в декабре 2014 года на Беловской ГРЭС завершил программу ДМП в Кузбассе.
Эффективность проделанной работы, вложенных инвестиций стали подтверждаться практически сразу. С конца 2014 года в энергосистеме Сибири стало наблюдаться значительное снижение доли выработки ГЭС вследствие маловодности рек. Нагрузку на себя взяла тепловая генерация. Значительная доля выработанной электроэнергии пришлась на Беловскую и Томь-Усинскую ГРЭС, в том числе на модернизированные энергоблоки.
Лидерами прироста используемой мощности Кузбасского филиала стали Беловская ГРЭС, увеличив в декабре свои показатели в 2,8 раза относительно 2013 года, Томь-Усинской ГРЭС — в 2,2 раза.
В январе 2015 года благодаря вводу в эксплуатацию модернизированных энергоблоков Беловская ГРЭС работала на пике своей мощности, достигнув значения 1 234 МВт при установленной мощности 1 240 МВт, Томь-Усинская ГРЭС 1 185 МВт при 1 345,4 МВт.
За 6 месяцев 2015 года Кузбасский филиал СГК увеличил производство электроэнергии по сравнению с аналогичным периодом прошлого года на 27%. Значительную лепту в эти производственные успехи внесли блоки ДМП.
- После ввода в эксплуатацию второго модернизированного энергоблока – №4 – на Томь-Усинской ГРЭС прошел год. Конечно, совсем без проблем в процессе обойтись не удалось – это нормально при обкатке нового оборудования, - говорит Алексей Полуносик, главный инженер Томь-Усинской ГРЭС. - Например, были сложности, с нагревание элементов токопровода из-за большой его протяженности. Эти проблемы мы видим, своевременно решаем.
С точки зрения управления построенными блоками, освоения нового АСУ ТП персонал справляется успешно, считаю. Если появляются какие-то мелкие ошибки в работе автоматики, их оперативно исправляют.
Говоря в общем, оборудование сделано надежно, и если на первых этапах эксплуатации были опасения то сейчас, после года работы, никаких опасений, ограничений или сложностей нет – работа в обычном режиме. Технически нареканий к энергоблокам нет, перспективы их загрузки будут во много зависеть от работы трейдеров. Блоки ДПМ к загрузке готовы!
В конце сентября на Томь-Усинской ГРЭС был завершен проект по снятию временных ограничений выдачи мощности и увеличению располагаемой мощности энергоблоков № 4 и №5. Существующая электрическая схема станции не позволяла выдавать в сеть в полном объеме установленную электрическую мощность блоков. После завершения необходимых расчетов, определения оптимальных технических решений на станции были проведены работы по реконструкции открытых распределительных устройств – ОРУ-110 кВ и ОРУ-220 кВ. В итоге Системный оператор Единой энергетической системы аттестовал увеличенную располагаемую мощность энергоблоков №4 и №5 в 120 МВт каждый, и уже с 1 октября плата за мощность будет производиться исходя из этой величины.
Аналогичная работа по переаттестации мощности энергоблоков №4 и №6 ведется на Беловской ГРЭС.
На предприятиях Красноярского филиала Сибирской генерирующей компании работает два энергоблока, введённых по договорам поставки мощности: энергоблок №1 на Красноярской ТЭЦ-3 и энергоблок №7 на Назаровской ГРЭС.
Первый энергоблок Красноярской ТЭЦ-3 установленной мощностью 208 МВт, строительство которого завершилось в марте 2012 года, - первый угольный блок в России, введённый по ДПМ.
При проектировании данного энергоблока была сделана ставка на энергоэффективность и экологичность. Оборудование энергоблока позволяет существенно снизить выбросы вредных веществ по сравнению с аналогами и обеспечить экологические параметры, соответствующие современным европейским экологическим требованиям. Так, трехступенчатая система сжигания топлива в котлах даёт снижение выбросов оксидов азота на 40%. Фильтр для улавливания золы, по заводским данным, имеет КПД 99,7 %, а содержание золы в отходящих газах - всего 40 мг/м3.
Установленная электрическая мощность энергоблока №7 Назаровской ГРЭС после модернизации в рамках ДПМ, завершённой в ноябре 2013 года, увеличилась с 400 до 498 МВт, и это имеет историческое значение. Данный энергоблок изначально задумывался как «пятисотка», но из-за конструктивных недостатков котла П-49 поднять его паропроизводительность выше, чем на 80% от проектной не удавалось в течение 45 лет.
«В ходе модернизации в рамках ДПМ были реконструированы турбина и котёл седьмого энергоблока, - рассказал начальник котлотурбинного цеха №2 Назаровской ГРЭС Иван Вялков. - Увеличилась мощность. С внедрением новой технологии сжигания топлива удалось совместно с паропроизводительностью котлоагрегата значительно снизить выбросы оксида углерода в атмосферу, а по окончании наладки режима работы котла - увеличить его экономичность, надежность и повысить КПД. Для персонала важным новшеством стала автоматизация процессов: управлять работой энергоблока с системой АСУТП проще и интереснее».

Источник: www.energyland.info