Обещали, но не запустились: почему участились аварийные ремонты

В «Т Плюс» пояснили, что отключение парогазового блока на Нижнетуринской ГРЭС произошло 21 декабря из-за незначительных дефектов монтажа, обнаруженных в ходе эксплуатации. 26 декабря оборудование вернулось к работе в нормальном режиме, комментируют в компании. При этом тепловая нагрузка оставалась в пределах нормы на протяжении всего ремонта, отмечают в «Т Плюс». В «Энел Россия» сообщили также, что 23 декабря на Рефтинской ГРЭС обнаружили «незначительные неисправности», из-за чего отключили один блок 500 МВт для проведения незапланированных ремонтных работ, а два энергоблока по 300 МВт работали с ограничением нагрузки. «Неполадки не носили серьёзный характер, однако нуждались в немедленном устранении», ─ пояснили в энергокомпании. Через три дня всё оборудование вернулось в работу, подчеркнули в «Энел». В «Росэнергоатоме» и «Э.ОН Россия» не ответили на запрос, в ОГК-2 отказались от комментариев.

Генкомпании выводят оборудование в аварийный резерв в том случае, если оно уже отобрано к работе в ходе процедуры ВСВГО (выбор состава включённого генерирующего оборудования), но в необходимый момент не может запуститься по техническим причинам. За это предусмотрены штрафы, поэтому компании не заинтересованы отключать или отказываться от запуска уже отобранных блоков. Для компенсации выпадающей мощности запускают блоки, находящиеся в горячем резерве в том же объёме, это занимает секунды или несколько минут (в зависимости от типа оборудования). Но при аварийном ремонте крупных энергоблоков их может не хватить, тогда «Системный оператор» вынужден задействовать и мощности в холодном резерве, то есть тех, кто, как правило, неконкурентоспособен по цене и мог вообще не заявляться на работу в этот день. Для запуска оборудования из холодного резерва требуются уже часы, что в некоторых случаях может привести к временным отключениям потребителей. Есть и ценовые последствия: стоимость электроэнергии с таких блоков будет гарантированно дороже.

В случае с рекордным объёмом ремонтов диспетчер прибёг и к холодному резерву, включилось 11 единиц генерирующего оборудования мощностью от 150 МВт каждая. До отключений не дошло, ситуацию сгладила аномально тёплая погода в указанные дни. По мнению «Системного оператора», инцидент с массовыми аварийными ремонтами объясняется неудовлетворительным эксплуатационным состоянием оборудования, независимо от его возраста. Для владельцев генобъектов нет обязательных техтребований к оборудованию, не предусмотрена процедура аттестации. Состояние оборудования невозможно учесть в механизме ВСВГО, это чисто экономический метод. Качество обслуживания оборудования фактически зависит только от собственника, в этой ситуации необходимо принять обязательные правила и требования к эксплуатации энергообъектов, считают в «Системном операторе». В отличие от правил работы энергорынка, технические основы функционирования электроэнергетики не отражены законодательстве, отмечают там. Отдельные акты на эту тему уже устарели, а новых пока нет.

Количество крупных аварий, повлиявших на работу системы в целом, за последние годы росло, в том числе на новых энергоблоках, свидетельствуют данные «Системного оператора» (с 50 в 2011 году до 95 в 2014 году). Вместе с авариями увеличивался и объём отключений потребителей – с 437 МВт в 2011 году до 2,4 ГВт в 2014 году (авария в энергосистеме Юга в ноябре 2014 года). Аварии происходят из-за ошибок при вводе оборудования, его эксплуатации, низкой квалификации персонала, несовместимости импортных устройств с параметрами ЕЭС России, говорится в материалах «Системного оператора».

По мнению Натальи Пороховой из ЦЭП «Газпромбанка», высокие объёмы аварийного ремонта подтверждают, что сохраняется потребность в инвестициях в модернизацию. «Последние 7 лет ЕЭС России переживает инвестиционный бум, и в 2014 году был установлен 29-летний рекорд по объёмам новых вводов. Но этот инвестиционный бум привёл к обновлению только 10% мощностей в ЕЭС России. Ему предшествовали почти 20 лет дефицита инвестиций, что привело к старению и износу оборудования, поэтому масштабные инвестиции последних 7–8 лет не смогли полностью компенсировать недоинвестирование 1990-х годов», ─ считает эксперт. Износ в энергосистеме остаётся высоким, несмотря на профицит, добавляет она.

Сокращение дешёвого предложения от АЭС и крупных ГРЭС всегда имеет негативные ценовые последствия, но их трудно отследить, поскольку блоки отключались в разные дни и время, поясняет госпожа Порохова. В целом уровень цен в первой ценовой зоне 21–23 декабря был на 0,4% выше аналогичного периода предыдущей недели, что вряд ли стоит списывать на эффект ремонтов, заключает эксперт. По данным ассоциации «НП Совет рынка», цена на электроэнергию на рынке на сутки вперёд там же 24 декабря сложилась на 3,5% выше значения, чем в предыдущий день, и составила 1,23 тыс. руб/МВт∙ч, во второй ценовой зоне ─ на 3,4% выше – 1 тыс. руб/МВт∙ч. Это объясняется снижением ценопринимающего предложения, в том числе вследствие аварийных ремонтов, отмечают в организации.