Оценка экономической эффективности от замены генерирующего оборудования при строительстве Хабаровской ТЭЦ-4 как участника оптового рынка электрической энергии и мощности



В статье рассматривается экономическая составляющая необходимости замены генерирующего оборудования при строительстве новой Хабаровской ТЭЦ-4 взамен устаревшей Хабаровской ТЭЦ-1 и ее выхода на рынок мощности в рамках становления энергосистемы Дальнего Востока второй ценовой зоны ЕЭС России.

Ключевые слова: электроэнергетика, рынок электроэнергии и мощности, турбогенератор, экономический ущерб.

В условиях развития Дальневосточного федерального округа, в частности увеличение производственных мощностей в Хабаровском крае прогнозируется динамика роста потребления электрической и тепловой энергии. Принимая во внимания особенности энергосистемы Дальнего Востока, подключение новых потребителей к дефицитной части энергосистемы приведет к ограничениям пропускной способности электрической сети и рискам нарушения устойчивости. Основным источником выработки электроэнергии и мощности являются турбогенераторы на электростанциях. В связи с долгим сроком службы (более 30 лет) и отсутствием модернизации и реконструкции генерирующего оборудования на действующих электростанций, за последние три года значительно увеличились случи аварийных отключений генерирующего и котельного оборудования, и как следствие снизилась прибыль энергетических компаний.

На 2023 год в Хабаровском крае в энергорайоне «Правобережье» электроснабжение потребителей г. Хабаровска осуществляют две тепловые электростанции, Хабаровская ТЭЦ-1 и Хабаровская ТЭЦ-3.

Хабаровская ТЭЦ-1 представляет собой тепловую паротурбинную электростанцию (теплоэлектроцентраль) с комбинированной выработкой электроэнергии и тепла. Станция работает в основном по теплофикационному графику нагрузок с КИУМ около 42 %. Установленная мощность электростанции — 435 МВт, установленная тепловая мощность — 1200,2 Гкал/час, располагаемая тепловая мощность — 900,2 Гкал/час. Тепловая схема станции выполнена с поперечными связями по основным потокам пара и воды, ТЭЦ имеет в своём составе две группы основного оборудования с давлением 90 кгс/см² (турбоагрегаты № 1–6) и 130 кгс/см² (турбоагрегаты № 7–9). В качестве топлива используется природный газ сахалинских месторождений, а также каменный и бурый уголь различных месторождений (в частности, Ургальского и Переясловского). Параметры существующего оборудования приведены в таблице 1.

Таблица 1

Параметры генерирующего оборудования Хабаровской ТЭЦ-1

Вид топлива	Ст. номер	Тип турбины	Установленная мощность, МВт	Год ввода в работу
Газ* Дизельное топливо** Уголь**	1	ПР-25/30–90/10/0,9	25	1974
	2	ПТ-25–90/10	30	1954
	3	ПР-25/30–90/10/0,9	25	1976
	6	ПТ-50–90/13	50	1964
	7	Т-100–130	100	1967
	8	Т-100–130	100	1969
	9	Т-100/120–130–2	105	1972
ИТОГО	435 МВт

*-Рабочее топливо.

**-Аварийное и резервное топливо.

На основании приведенной информации в таблице 1 и отсутствии модернизаций в течение всего срока эксплуатации оборудования Хабаровской ТЭЦ-1, можно сделать убедительный вывод, что существующее оборудование выработало свой ресурс, технически устарело, и на текущий момент, целесообразно выполнить его замену.

С 2024 г все генерирующие компании Дальнего Востока, осуществляющие выработку электроэнергии, станут участниками оптового рынка электроэнергии и мощности (далее ОРЭМ). На ОРЭМ для всех участников рынка действуют жесткие правила, в том числе качественный и своевременный ремонт оборудования, как гарантированного поставщика электроэнергии, от соблюдения которых зависит доход предприятия [1].

Спецификой работы генерирующих компаний является стремление к выдаче энергии строго по графику выработки, в рамках участи в ОРЭМ все внеплановые снижения выдаваемой мощности и аварийные остановы накладывают на компанию большие экономические издержки и штрафы на весь период аварийно-восстановительных работ.

Далее приведен алгоритм расчета экономического ущерба от аварийных отключений и внеплановых снижений мощности генерирующего оборудования.

Экономический ущерб от повреждений турбогенератора можно разделить на две основные части: затраты на проведение ремонтных работ по устранению повреждения и затраты от незапланированного простоя генерирующего оборудования.

Затраты на проведение ремонтных работ складываются из следующих составляющих:

,

где: — стоимость операций на останов и пуск ТГ;

— стоимость материалов, инструментов или нового оборудования (например ротора) необходимых для ремонта;

— стоимость ремонтных работ;

Затраты от незапланированного простоя генерирующего оборудования тесно связанны с рыночными отношениями на ОРЭМ и складывается из издержек от недоотпуска электроэнергии и примененных штрафных санкций за нарушение поставки заявленной мощности [2–4].

Издержки от недоотпуска электроэнергии рассчитываются по следующей формуле:

где:

– недопоставленная электроэнергия, МВтч;

– цена недопоставленной электроэнергии, руб.

Издержки от примененных штрафных санкций обусловлены применяемыми штрафными коэффициентами, которые расчитываются в соответствии с норативными документами регламентирующими рынок электроэнергии и мощности и для каждого сценария развития событий считаются индивидуально [1, 5].

В качестве примера были рассмотрены усредненные данные трех вариантов времени продолжительности ремонта для конретного типа турбогенератора (ТФ-45). Обнаружение дефекта на ранних стадиях его развития (ремонт не занимает много времени), во время останова или планового ремонта ТГ (ремонт занимает от 3 до 10 суток), аварийный останов машины из-за несвоевременного обнаружения и работы длительное время с замыканием (ремонт занимает от 7 до 10 месяцев) [2–4].

По всем трем вариантам был проведен расчет и данные представлены в таблице 2.

Таблица 2

Экономический ущерб от повреждения в обмотке ротора ТГ

№	Вынужденный простой, сутки	, млн. руб.			Эу, млн. руб.
			, млн. руб	, млн. руб
1	3	3,5	1,45	4,4	9,35
2	10	11,7	3,4	8,9	24
3	300	352,3	33,3	135,9	521,5

Из таблицы 2 наглядно видно, что существует прямая зависимость экономического ущерба от аварийных остановов турбогенератора.

Вывод. Из-за отсутствия модернизации и реконструкции генерирующего оборудования на Хабаровской ТЭЦ-1, растет аварийность. На основании приведенных расчетов наглядно доказано, к каким экономическим последствиям для предприятия приводит аварийные отключения даже с коротким сроком аварийно-восстановительных работ, которые влекут за собой уменьшение прибыли, а с присоединением к ОРЭМ экономический ущерб только увеличится. Однако замена генерирующего оборудования приведет не только к экономически положительной динамике компаний, но и повысит устойчивость энергосистемы, позволит подключать новых потребителей что в дальнейшем только улучшит экономический эффект.

Литература:

1. Договор о присоединении к торговой системе. (https://www.np-sr.ru/ru/regulation/joining/stdd/index.htm).
2. СО 34.04.181–2003. Правила организации технического обслуживания и ремонта оборудования, зданий и сооружений электростанций и сетей.
3. Инструкция по организации ремонта энергетического оборудования электростанций и подстанций. (Утв. Министром энергетики и электрофикации СССР 27.07.1974г.).
4. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей РФ. (Приказ Минэнерго РФ от 19.06.2003 № 229 СО 34.20.501–2003).
5. Регламент определения объемов фактически поставленной на оптовый рынок мощности (Приложение № 13 к Договору о присоединении к торговой системе).