Эксплуатировать - дорого, остановить - невозможно!

     Интересная, на мой взгляд, статья о текущем состоянии украинских теплоэлектростанций от Юрия Саквы - заместителя председателя Всеукраинской энергетической ассамблеи. Перевод - яндекса, незначительные изменения в тесте и комментарии жирным шрифтом - мои.

    На сегодня неоспоримым является тот факт, что оборудование тепловых угольных электростанций (ТЭС) приобрело статус "ретро". Однако ТЭС должны оставаться в работе еще некоторое время (как минимум на ближайшие 15-20 лет), поскольку безоговорочной альтернативы энергетическому углю в Украине на этот период еще не найдено. Ведь на внедрение современных новейших технологий нужно очень много  "долгосрочных" денег. Средств от текущей деятельности недостаточно, привлечение внешних и внутренних инвестиций пока невозможно – на рынке электроэнергии отсутствуют какие-либо стимулы и гарантии. Оборудование ТЭС продолжает неотвратимо изнашиваться, и его эксплуатация становится все более дорогой.

    Существенное уменьшение объема производства электроэнергии, начиная с 2014 года, кардинальное изменение структуры и источников поставки угля и стержневое изменение требований к угольным энергоблокам в покрытии суточного графика нагрузки ОЭС (объединенной энергосистемы) в сторону маневрирования и резервирования  стало для ТЭС новым вызовом современности и объективно и дополнительно ухудшило экономичность ТЭС.

Языком цифр

    В последние годы энергетической истории Украины, а именно начиная с бурного 2014 года, количество угля на производство единицы электроэнергии на большинстве ТЭС начало расти. Всегда считалось, что наихудшую экономичность в Украине имеют блоки на докритичных параметрах пара, которые использовали уголь марки АШ (например, блоки 150 МВт Приднепровской ТЭС (ДТЭК) и блоки 200 МВт Змиевской ТЭС (Центрэнерго)). Однако по результатам 2017 года лидерство перешло к относительно экономическим блокам Трипольской ТЭС (Центрэнерго), работающим на закритических параметрах пара. Прирост удельных расходов топлива составил 56 еут/кВт/ч (еут- единицы условного топлива) в сравнении с 2013 годом. Эти показатели требуют разъяснения, почему так произошло, и как предотвратить дальнейшее падение экономичности и надежности работы ТЭС.

    Всего же рост расходов произошел на десяти украинских ТЭС из двенадцати, и только на двух электростанциях произошло снижение удельных расходов топлива для производства одного киловаттчаса электроэнергии - это блоки 300 МВт Запорожской ТЭС (ДТЭК) и блок 800 МВт Славянской ТЭС (Донбассэнерго).

    Тенденции по периодам

    Для общего понимания и сравнения, "а что было раньше" мы избрали в 2006 год, когда работа рынка электрической энергии была относительно стабилизирована.

    Так выглядит динамика удельных расходов топлива по угольным ТЭС Украины в диапазоне от минимального до максимального значения, а также средневзвешенной величины, в граммах условного топлива на производство/отпуск одного киловатт-часа электроэнергии за период 2006 - 2017 годы.  (здесь, видимо, должен быть некий график, но его в первоисточнике нет)

    Следовательно, тенденция изменений экономичности ТЭС состоит из двух характерных периодов:

    2006 – 2013 годы – условно стабильный период, когда на рынке электроэнергии была восстановлена почти 100% оплата электроэнергии производителям, и началось управляемое снижение/погашения накопленной ранее задолженности. В этот же период проведена масштабная реконструкция энергоблоков 200-800 МВт с целью повышения мощности, экономичности и продление срока эксплуатации. Эти факторы вместе с ростом спроса на электроэнергию стали определяющими в снижении расхода топлива.

    2014-2017 годы – период, когда произошли тектонические изменения в условиях и режиме работы тепловых электростанций Украины в результате аннексии Крыма и боевых действий на востоке Украины (напоминаю – это украинский источник). Такие непредсказуемые факторы, как возникновение дефицита угля марки АШ, уменьшение объема производства электроэнергии электростанциями на 43%, изменение структуры угля в пользу угля газовых марок, исключение с рынка электроэнергии Украины неконтролируемых территорий, прекращения поставок электроэнергии в Крым, кардинально изменили режим работы тепловых электростанции и ухудшили их экономичность.

    В этот же период начался новый этап вывод денег с рынка и наращивание задолженности за электроэнергию перед производителями.

    В этот же период НКРЕКП (видимо - Национальная комиссия, осуществляющая государственное регулирование в сферах энергетики и коммунальных услуг) полностью остановила уже начатые и любые новые инвестиционные проекты для ТЭС для поддержания надлежащей надежности и экономичности. Среднегодовой объем инвестиционных средств в модернизацию оборудования ТЭС снизился. Нет никаких сомнений, что это также негативно повлияло на техническое состояние оборудования.

    Есть и позитивные новости. На всех электростанциях Украины все возможные режимы работы энергоблоков (от самых неэффективных до оптимальных) исследованы и утверждены в виде нормативных характеристик. Характеристики позволяют с точностью до десятых единиц определить причины, почему изменяются расходы топлива. Факторов на самом деле очень много, они могут влиять даже диаметрально противоположно, но самыми вескими являются следующие.

    Рейтинг факторов

    Показатель средней загруженности станции в МВт - на первой позиции рейтинга влиятельных факторов. Если блоки работают на полную мощность, среднее значение потребления угля на киловатт-час, будет существенно ниже, чем когда блоки разгружены, например, на 40-50% по условиям диспетчеризации для обеспечения надежности системы, или даже переведены в холодный резерв. Яркий пример - уже упоминавшаяся Трипольская ТЭС, удельные затраты на которой выросли в 2017 году на 56 еут/кВт/ч, или на 13, 5% в сравнении с базовым 2013 годом. Основная причина – уменьшение средней загрузки турбины с величины примерно 228 МВт в 2013 году до 140 МВт в 2017 году. Негативное влияние уменьшения нагрузки было усилено самым неэкономичным из возможных режимов – переходом на работу в однокорпусный режим работы, который неизбежно дает рост согласно нормативных характеристик ориентировочно до 60 еут/кВт/ч, что полностью корреспондируется с фактическими показателями.

    Второй фактор – это использование энергоблоков ТЭС для покрытия суточных и сезонник пиков нагрузки в энергосистеме. Проще говоря, когда блоки включаются только на пиковые часы, а потом снова переводятся в резерв. До 2013 года эту неблагодарную, но относительно хорошо оплачиваемую работу, выполняли блоки 150-200 МВт, спроектированные для работы на докритичних параметрах пара и технологически приспособленные для таких режимов. Но уже с 2014 года, в связи с изменением конфигурации электрической сети, выделением Луганской ТЭС в островной режим работы, к этому процессу вынужденно были приобщены однокорпусные блоки 300 МВт Запорожской, Углегорской и Ладыжинской ТЭС, которые проектировались только для работы в базовых режимах. Количество плановых пусков/остановок в 2017 году по этим станциям в сравнении с 2013 годом выросло на 60%, в том числе по Углегорской ТЭС почти в 6 раз и составило 109 циклов "вкл-выкл". Маневровые мощности Триполья также привлекались к регулированию пикового потребления на энергорынке. Каждый такой "маневр" - это дополнительное потребление горючего и дополнительные 2-3 г/кВт/ч (гривны/кВт/ч ???? при цене 90 коп. за 1 кВт⋅час для населения) роста удельных затрат.

    Третий существенный фактор – погода, вернее температура. Повышение температуры воздуха повышает КПД котлоагрегата, а повышение температуры охлаждающей воды конденсатора турбины, наоборот, снижает КПД турбины. Но побеждает, как правило, вода, и с наступлением жарких дней и ростом температуры воды в водоемах удельные затраты при равных прочих условиях летом могут расти на 10 и более г/кВт/ч.

    И напоследок, фактор, который трудно назвать объективным – простой энергоблоков из-за отсутствия угля, во время которого тоже надо поддерживать их жизнеспособность, в среднем могут дать до 5-6 г/кВт/ч прироста.

    Такие факторы, как качество и вид топлива, теплофикационный режим, уровень эксплуатации, количество аварийных остановок тоже влияют на экономичность энергоблоков. Как известно, во второй половине 2017 года были переведены на газовые угли вместо АШ - 2 блока мощностью по 200 МВт каждый на Змиевской ТЭС, два блока по 150 МВт на Приднепровской ТЭС, один блок 300 МВт на Трипольской ТЭС, что теоретически должно повысить экономичность. Но до сих пор вопрос "на сколько", остается открытым.

    Конечно, приведенный анализ является достаточно общим и неполным. Однако уже становится понятным, что сейчас украинская энергетическая система претерпевает существенные изменения, а, значит, стоит знать причины этих изменений и учитывать при принятии решений для ликвидации негативных последствий. Все аналитические инструменты для этого у энергетиков есть.