Урал и Поволжье входят в зиму

Энергетики Урала подвели итоги прошедшей зимы и составили планы на зиму грядущую. Это если в двух словах о совещании Объединенного диспетчерского управления (ОДУ) Урала, только что прошедшем в Екатеринбурге. Разве что следует уточнить, что обсуждались энергетические проблемы не только Урала, но и изрядной части Поволжья, так же входящей в зону ответственности ОДУ Урала (рис. 1).

РИС. 1



Главными действующими лицами прошедшего осенне-зимнего сезона (не только для Урала, но и для всей России) стали, разумеется, аномальные холода и выбывшая из энергобаланса Саяно-Шушенская ГЭС. Как заметил заместитель генерального директора ОДУ Урала Владимир Павлов, зима проходила трудно, тем не менее, Объединенная энергосистема (ОЭС) Урала обеспечила необходимый переток электроэнергии из Центрального региона в Казахстан и далее в Сибирь, что позволило заместить выбывшие там мощности.

Из факторов, упростивших прохождение осенне-зимнего периода, Владимир Иванович упомянул сравнительно невысокие объемы потребления электроэнергии в зоне ОДУ Урала. Несмотря на заявления политиков, потребители электроэнергии по своим запросам еще не вышли на докризисный уровень. Уже два года потребление на территории Урала идет на уровне 93-95% от докризисных максимумов. И в ближайшей перспективе активного роста не ожидается (о чем ниже).
Обычно, входя в осенне-зимний сезон, энергетики мало говорят о прошедшем лете (разве что подводят итоги ремонтной кампании). Но лето 2010 года оказалось исключением. Как заметили участники совещания, жаркое лето немногим лучше холодной зимы. Из-за аномальной жары в этом году понизился уровень водохранилищ ГЭС и прудов-охладителей тепловых станций. Что, разумеется, сказалось на выработке электроэнергии. Как заявил директор по управлению режимами, главный диспетчер ОДУ Урала Александр Филинков, из-за проблем с прудами охладителями на Урале были ограничения по генерации 700 МВт, а в целом по России – 3200 МВт. Это примерно, как если бы из баланса выключили всю выработку крупнейшей в России угольной станции – Рефтинской ГРЭС.


Слабые связи

Причем, проблема не только в снижении объемов генерации, но и в трудностях с распределением электроэнергии. Как заметил Александр Филенков, проблема ОЭС Урала – точечная генерация со слабыми связями. Энергосистема может принять из внешнего мира не более 10% от всего необходимого потребителям объема энергии. Для более серьезных перетоков просто не хватает пропускной способности сетей. Эту особенность региона всегда приходится учитывать диспетчерам ОДУ Урала.
Конечно, работа по расшивке узких мест в сетевой географии ведется, но необходимый результат достигнуть получается не всегда. Например, один из самых проблемных узлов системы - Серово-Богословский район (рис. 2). Сейчас строится ЛЭП-500 «БАЗ-Северная», которая по идее должна стабилизировать ситуацию с поставкой электроэнергии в район. Но на деле, новая ЛЭП проблем не решит, так как свяжет два энергодефицитных узла. Более того, есть опасения, что подобная связь узлов при возникновении дефицита в одном может привести к отключению от сети обоих.

РИС. 2 Серово-Богословский район Свердловской энергосистемы



Ремонты

Негативно сказываются слабые связи и при проведении ремонтной компании. В каждый отдельный район проблематично доставить необходимое количество энергии при остановке части генерирующих мощностей этого района. Это значит, что при остановке на ремонт одного энергоблока нельзя останавливать генерирующие мощности, расположенные по соседству. Соседи обязаны ждать окончания ремонта остановленного блока и возврата его в энергосистему. Если же на блоке срывается план проведения ремонта, это автоматически приводит к срывам планов ремонта на других энергообъекта района. Например, в результате сильно затянувшегося ремонта энергоблока ст. №3 Яйвинской ГРЭС был сорван график ремонта электросетевого оборудования в Березниковско-Соликамском узле.
Тем не менее, в целом, как сообщил Александр Филинков, ремонтная компания по энергоблочному оборудованию электростанций ОЭС Урала будут завершены в плановые сроки до 15 ноября 2010 г. исключение составят долгосрочные ремонты. Под долгосрочными ремонтами подразумеваются, в первую очередь реконструкция 5-го блока Рефтинской ГРЭС и 3-го блока Троицкой ГРЭС.
По состоянию на 1 сентября отремонтировано:
•    50 турбоагрегатов суммарной установленной мощностью 7224 МВт, что составляет 56% годовой программы ремонтов оборудования ОЭС Урала (в 2009г. – 59%);
•    84 котлоагрегата паропроизводительностью 31917 т/ч, что составляет 61% годовой программы ремонтов (в 2009г. – 59,7%);

Персонал

Разумеется, при подведении итогов ремонтной кампании не обошлось без разговора о людях и организациях, проводящих ремонты. Любопытное (хотя и не эксклюзивное) мнение высказал главный инженер филиала ОАО «ОГК-3» «Южноуральская ГРЭС» Владимир Сосков. «Убийством собственного ремонтного персонала» он назвал многолетней давности решение РАО ЕЭС о выводе ремонтной службы из состава генерирующих предприятий. В результате 4 года назад ремонтники Южноуральской ГРЭС были вынуждены в полном составе перейти в самостоятельную ремонтную фирму. Результатом этой самостоятельности, по мнению Владимира Соскова, стал интенсивный отток кадров. За четыре года из фирмы уволилось 50% сотрудников. «Мы потеряли этих специалистов» - сказал Владимир Павлович…
Чтобы остановить этот процесс в ОГК-3 (в которую входит Южноуральская ГРЭС) было принято решение о возврате ремонтного персонала в состав станций. Так и сделали. С января 2010 года на Южноуральскую ГРЭС вернулось 340 ремонтников. В результате ремонтная программа была выполнена без подрядных организаций.
Участники совещания ОДУ Урала в кулуарах попытались проанализировать услышанное. И пришли к выводу, что все-таки вывод ремонтников из штата был не таким уж глупым шагом. Из выступления докладчика ясно, что половина ремонтников потеряны, однако, и оставшейся половины (340 человек) оказалось достаточно для проведения ремонтной компании в полном объеме. Если бы ремонтники оставались на станции, то в течение 4 лет пришлось бы содержать вдвое больше рабочих мест в ремонтном подразделении, чем реально нужно для проведения работ…

Генерация на перспективу

Еще один активно обсуждаемый на совещании вопрос – ввод новых мощностей. В первом варианте Генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики (одобренном распоряжением Правительства РФ от 22 февраля 2008 г. № 215-р) в базовом варианте средний прирост потребления с 2010-2016 гг. составлял +3,8%. Как заметил директор по развитию технологий диспетчерского управления ОДУ Урала Дмитрий Иванов, этот прогноз был слишком радужный. Но случился кризис и потребовалась коррекция генеральной схемы. В проекте скорректированной схемы средний прирост потребления на территории ОЭС Урала прогнозируется на уровне +2,2 % (см. рис. 3). Кроме того, не следует забывать, что на Урале в 2009 г – произошел спад потребления электроэнергию на 6 % по отношению к 2008 г, а по результатам 2010 г. ожидается прирост потребления на 2,1%.

РИС. 3 Прогнозы электропотребления ОЭС Урала на 2010-2016 гг.



Скорректированный проект еще официально не принят. Тем не менее, Дмитрий Иванов считает, что генерирующим компаниям (которые обязаны вводить определенные генерирующие мощности в соответствии с Генеральной схемой) пора думать о коррекции собственных инвестиционных планов и согласовании изменений с правительством. Пока же Генеральнай схема размещения объектов электроэнергетики на территории ОЭС Урала выглядит следующим образом (рис. 4).

РИС. 4 Вводы генерации



Любопытно, что хотя сам Дмитрий Иванов поднял вопрос о коррекции планов нового строительства, он категорически не советует генерирующим компаниям затягивать сроки сдачи новых объектов. Ведь помимо роста потребления (пусть и менее интенсивного, чем планировалось изначально), существует такая малоприятная вещь, как старение и выбытие оборудования (рис. 5).

РИС. 5 Старение генерирующего оборудования в ОЭС Урала



Как сообщил Дмитрий Иванов, ОДУ Урала организовало сбор данных по количеству неэффективного оборудования, в результате получилась следующая таблица (рис. 6). На совещании данная таблица была впервые представлена широкой энергетической общественности, и некоторые представители генерирующих компаний были весьма удивлены, узнав о планах ОДУ Урала. Комментируя недоуменные возгласы, Дмитрий Иванов сказал, что представленная информация – это не официальная программа, а скорее собственное видение экспертов ОДУ Урала планов по модернизации мощностей.

РИС. 6 Программа демонтажа оборудования ОЭС Урала в 2010-2016 гг (МВт)



Чье железо покупать?

Впрочем, самые бурные споры в ходе семинара случились по вопросу – стоит ли генерирующим компаниям ориентироваться на отечественное энергооборудование, или вполне допустимо использовать импортное. Главный инженер Инженерного центра Энергетики Урала Петр Пивник заявил, что при строительстве новых мощностей собственники станций не всегда объективно подходят к выбору поставщика, и зачастую приобретают изделия западного машиностроения, хотя российский производитель может предложить изделия не хуже. В частности, для нового блока Среднеуральской ГРЭС Инженерный центр Энергетики Урала предлагал использовать отечественную турбину, которая, по мнению экспертов центра, не уступает импортным. Тем не менее, ОГК-5 (в которую входит Среднеуральская ГРЭС) приобрела турбину фирмы Skoda.

Выступивший в ходе совещания заместитель коммерческого директора ОАО «Энел ОГК-5» Игорь Лесных пояснил, что предпочтение импортной турбине было отдано вполне объективно. Еще в 1996 году под давлением РАО ЕЭС было решено построить в Среднеуральске лучший в России парогазовый блок. Поэтому он достаточно тщательно проектировался и конкурс на поставку оборудования проводился со всей возможной объективностью. Турбина Skoda победила честно. Представители ряда компаний, присутствующие на совещании, так же высказались в пользу иностранного оборудования. Например, представитель ОГК-1 заметил, что когда в результате июльско-августовской жары сильно упал уровень прудов охладителей ТЭЦ, себя очень хорошо показали чешские циркуляционные насосы. Они требуют подпора 0,5 м, тогда как уральские насосы нуждаются не менее чем в 2-метровом подпоре. То есть в период низкой воды российские насосы надо останавливать. Либо приходится заставлять работать насосы в нештатном режиме. Что чревато авариями и досрочным выходом оборудования из строя.
В свою очередь Игорь Лесных заметил, что использованию импортного оборудования российскими энергетиками создаются препоны. В первую очередь речь идет о действиях Ростехнадзора. В позапрошлом году на Рефтинской ГРЭС был установлен новый фильтр компании Alstom, и предприятию пришлось целый год потратить на получение разрешения от Ростехнадзора на эксплуатацию импортного оборудования в РФ. Иностранный производитель имеет сертификат международных стандартов качества ISO. Тем не менее, представители российского надзорного органа требовали все новые и новые бумаги, подтверждающие качество установленного в России фильтра. Вплоть до паспортов сварщиков, работающих на фирме… Игорь Лесных опасается, что и при запуске нового блока Среднеуральской ГРЭС история с Ростехнадзором повторится.

Андрей ГУБАНОВ, Energyland.info

При подготовке статьи использованы материалы совещания Объединенного диспетчерского управления (ОДУ) Урала по подготовке к осенне-зимнему периоду 2010-2011 гг., совершенствованию управления режимами и ремонтами оборудования электростанций и электросетей объединенной энергосистемы Урала (13-16 сентября 2010 г.)

Ссылки по теме:
Саяно-Шушенский синдром
Новая высота Рефтинской ГРЭС
Контрафактная продукция – угроза энергетической безопасности страны