Termocentrala de la Chiscani, modernizată ca să fie închisă

Adaugă ca sursă preferată în Google

După cum a anunțat presa națională, astăzi se începe procedura de închidere a Reactorului 2 al Centralei de la Cernavodă, pe fondul debitului foarte mic al Dunării. În următoarea perioadă, măsurată în zile sau săptămâni, nevoia de compensare a energiei produse aici pentru Sistemul Energetic Național (SEN) va fi foarte mare și nu va putea fi asigurată decât cu termocentrale pe bază de combustibili fosili, atâtea câte mai avem în țară. Termocentrala de la Chiscani ar fi putut fi una dintre ele numai că, după ce a fost închisă și abandonată mai bine de 10 ani, aceasta nu mai e de niciun folos în aceste vremuri grele!

Într-un articol publicat zilele trecute, aminteam istoria acestui obiectiv inaugurat în 1973, care a ajuns în anii ”de glorie”, ’70 – ’80, la o putere instalată de  960 MW. În articolul de azi, vă prezentăm tentativele de modernizare și revitalizare din anii 2000, finalizate, din păcate, cu închiderea completă a termocentralei de lângă Brăila!

În 2013, termocentrala de la Chiscani mai avea funcţionale, cu intermitenţă, două grupuri de câte 210 MW pe hidrocarburi. Asta după ce, la începutul anilor 2000, în baza unui memorandum dintre vechea Termoelectrica şi E.ON Enel s-a avansat ideea construirii unei noi centrale de 800 MW.

Idee rămasă în… vânt, pentru că proiectul a sfârșit prin a fi abandonat. În 2019, termocentrala și-a oprit definitiv turbinele, iar câțiva ani mai târziu, în 2020, aflat în vizită la Brăila, Nicolae Havrileţ, la vremea aceea secretar de stat la Ministerul Energiei, a susţinut că obiectivul ar putea fi repornit.

Alte vorbe în vânt, fiindcă, în 2024, pe baza unei evaluări din 2022, s-a aprobat scoaterea la vânzare a termocentralei, pentru suma de 335,87 milioane de lei plus TVA. Lucru care nu s-a întâmplat nici până acum, fiind vorba şi de clădiri, terenuri etc.

Investițiile în modernizare, de la mijlocul anilor 2000

Se ştie că în materie de exploatare rentabilă şi fără probleme a unui utilaj sau a unei instalaţii, hotărâtoare sunt câteva condiţii: calificarea oamenilor, fiabilitatea în exploatare, cât de modernă este tehnica, întreţinerea ei, calitatea pieselor de schimb, disciplina muncii, managementul societăţii și așa mai departe.

Fără a uita că uzura fizică şi morală pot provoca probleme, uneori dramatice. La începutul anilor 2000, aceste aspecte păreau a fi luate în serios la termocentrala brăileană, care începuse să beneficieze de dotări noi, performante. Cum a fost cazul investiţiei unicat pe Dunăre: Terminalul OIL de la Chiscani.

Acesta asigura cheltuieli mai mici cu 50% la transportul păcurii, prin intermediul a opt barje a câte două tone fiecare, înlocuindu-se astfel transportul pe calea ferată cu 40 de vagoane cisternă. Terminalul dispunea de trei sisteme de siguranţă (mecanic, electric şi electronic) indiferent de starea vremii şi a Dunării, iar de bunul mers al lucrurilor s-a ocupat directorul Viorel Cotigă.

În paralel, s-a făcut reabilitarea blocului nr. 1 a termocentralei. A fost cea mai ambiţioasă şi necesară iniţiativă, când ministru al energiei era Viorel Popescu, iar dintr-un documentar realizat la vremea respectivă se menționa: “Reabilitarea, în 2004, a blocului nr.1 de 210 MW; după o funcţionare de 30 de ani, se va ajunge la: creşterea puterii instalateSistemul Energetic Naţional (SEN)  şi reducerea  efectelor şocurilor de putere generate de Sidex Galaţi; extinderea duratei de viaţă cu 150.000 ore (25 de ani !); creşterea  disponibilităţii cu peste 88%, şi a fiabilităţii în funcţionare; îndeplinirea cerinţelor de mediu ale UE; sporirea randamentului cazanelor de la 91,5 la 93,1 %, la funcţionarea pe păcură; creşterea eficienţei  şi a puterii  instalate  de la 210  MW la 227 MW”.

S-au mai invocat ca argumente pro reabilitare: vechimea grupului, uzura lui fizică şi morală, costurile cu producţia şi nerespectarea condiţiilor de mediu.

Consorţiul implicat cu profesionalism şi seriozitate în atingerea obiectivelor reabilitării a inclus firme de prestigiu internaţional din Germania, Franţa, Olanda şi Japonia. Finanţarea s-a asigurat prin BERD, în proporţie de 72%, iar diferenţa de 25% a fost asigurată de Termoelectrica. Reabilitarea blocului 1 a însemnat realizarea a 11 măsuri pentru  cazan şi auxiliare; 9 la turbină  şi auxiliare; 8 în cazul echipamentului electric şi PRAM – AMC.

Testele funcţionale şi de garanţii au fost trecute cu succes, ele însemnând printre altele: creşterea puterii disponibile  cu 17 MW, faţă de 210 MW;  reducerea puterii minime  de funcţionare de la 110 MW la 140 MW – ceea ce însemna livrarea suplimentară în SEN  a 97,5 milioane KWh, în condiţiile funcţionării anuale de minim 6500 ore.

S-a ajuns aici  inclusiv prin înlocuirea totală a corpului  şi rotorului turbinei, cu altele noi, având randamente deosebite. La care se adaugă  alte avantaje:

• reducerea consumului cu circa 20 gigacalorii  pe KWh;
• îmbunătăţirea arderii păcurei prin injecţie catalitică la cazan;
• reducerea NOx (azotului) şi a oxizilor de sulf cu 60%! Mai mult, s-a demonstrat că la o putere  medie de funcţionare de 165 MW, pe durata a 7000 ore/an, combustibilul poate fi folosit în procent de 75% gaz metan şi 25% păcură (cu sulf sub 1%).

Şi, lucru foarte important, zecile şi sutele de măsurători, calcule, variante de funcţionare, cheltuieli, au dus la concluzia că utilizarea gazului metan este net superioară şi avantajoasă, comparativ cu folosirea păcurii.

Nu vom mai intra în amănuntele celor 28 de măsuri specifice, şi concluziile finale– subliniind că reabilitarea blocului nr. 1 a  demonstrat importanţa lucrului bine făcut, cu cheltuieli minime, avantaje maxime şi protejarea mediului.

La care s-a ajuns  printr-o colaborare perfectă între părţile implicate, inclusiv Termoelectrica şi Transelectrica – care au apreciat  laudativ rezultatele modernizării blocului, şi posibilitatea extinderii în ţară a unor soluţii tehnice de succes. Dar ce folos, dacă în anul 2019  grupul s-a oprit definitiv!

Instalațiile modernizate au fost demontate și trimise la alte unități

Rămâne de neînţeles de ce, în loc să se continue cu reabilitarea tuturor grupurilor de 210 MW,  s-a luat decizia de închidere a termocentralei.

Asta în condițiile în care aceasta era una de reglaj a frecvenţei  (altă problemă în SEN), şi nu de sistem. Mai ales că legislaţia permite trecerea în conservare/aşteptare; tehnic, pe rezerva caldă/strategic, cu posibilitatea să fie oricând pornită, iar personalul păstrat şi plătit 100%.

Iar cei chemaţi la serviciu puteau lucra la balansarea motoarelor, care la două  luni trebuia echilibrate împreună cu masele rotative. Deci era nevoie de lucrări care să asigure reducerea vibraţiilor, prevenirea uzurii premature a lagărelor şi cuzineţilor, astfel încât să se evite intrarea în rezonanţă (fenomen ce ar fi avut efecte catastrofale), dar și pierderile de putere cauzate de frecări şi oscilaţii mecanice.

Finalul inevitabil al termocentralei de la Chiscani a venit după ce aceasta a fost preluată de Complexul Energetic Oltenia (CEO), în baza unei datorii de circa 30 milioane de lei “pentru neplata cărbunelui lichid în amestec cu apă, şi a pierderii pieţei de termoficare”.

Teoretic, ar fi urmat ca CEO să emită o strategie pentru privatizarea termocentralei Chiscani. Practic, însă, instalații de la Chiscani au fost demontate și transferate pe la Craiova sau alte subunități ale CEO, iar în 2019 activitatea de aici a fost oprită definitiv motivându-se că, deși modernizat, Grupul 1 ”produce energie  electrică la un preţ dublu  faţă de cel al pieţei”.